Innovations™ Magazine VII NO.3 2015 - French

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INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015
2 | PERSPECTIVES DE LA
DIRECTION
Se préparer à une rentabilité plus
élevée
4 | PERSPECTIVE MONDIALE
Commentaires d’industriels du
monde entier
6 | ZOOM SUR LA TECHNOLOGIE
Changer notre mode de pensée sur
les débits/pressions faibles
8 | IMPORTANCE DE LA
SÉCURITÉ
Imagination en matière de sécurité,
inquiétude chronique et histoires
vécues
10 | PERSPECTIVES FUTURES
Renforcer la conformité à la
réglementation de manière
économique
12 | RAPPORT SUR LE MARCHÉ
Le succès du schiste dans un
environnement de prix bas
20 | POINTS DE CONTACT
Événements, articles et
conférences concernant les
pipelines
28 | EN CHIFFRES
Quatre étapes pour combattre les
menaces qui pèsent sur l’intégrité
des pipelines
14 | Corrosion : la menace omniprésente
Alors que les autres secteurs industriels commencent à affronter
la menace implacable et les coûts croissants qu’engendre la
corrosion, l’industrie des pipelines est déjà aux avant-postes
pour traiter résolument ce problème.
22 | Prévenir les catastrophes
Les avancées dans le domaine des technologies d’isolation non
intrusive, lors de la pose de canalisations ou pour la protection
des plates-formes, aide les exploitants offshore à réduire les
risques et limiter les incidents.
S E C T I O N S
RÉDACTEUR EN CHEF Jim Myers Morgan
DIRECTEUR DE LA RÉDACTION Waylon Summers
DIRECTEUR ARTISTIQUE Joe Antonacci
PRODUCTION CONCEPTUELLE Kat Eaton, Mullerhaus.net
PRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward Mankin
PHOTOGRAPHIES Adam Murphy, CorrView
ILLUSTRATION Invisible Element
T.D. Williamson
Amérique du Nord et du Sud +1 918 447 5000
Europe/Afrique/Moyen-Orient +32 67 28 3611
Asie-Pacifique +65 6364 8520
Services Offshore +47 5144 3240
www.tdwilliamson.com
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Envoyez-nous un e-mail : Innovations@tdwilliamson.com
V O L . V I I , N ° 3 • 2 0 1 5
Le magazine Innovations™ est une publication trimestrielle de T.D. Williamson.
®Marque déposée de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et dans d’autres pays. ™ Marque commerciale de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et dans d’autres pays.
© Copyright 2015. Tous droits réservés par T.D. Williamson, Inc. Toute reproduction totale ou partielle sans autorisation est interdite. Imprimé aux États-Unis d’Amérique.
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EN
CHIFFRES 4
étapes pour
INTÉGRITÉ DES PIPELINES : UNE VISION GLOBALE
Les exploitants de pipelines font face au défi permanent de livrer de l’énergie
partout dans le monde de la manière la plus sûre et la plus économique qui soit.
Ils luttent contre les infrastructures vieillissantes, les conditions climatiques et
les contraintes économiques, ils s’adaptent à une réglementation toujours plus
sévère et ils s’engagent avec les communautés pour acquérir une légitimité sociale.
Heureusement, les avancées continues dans la détection des menaces sur les
pipelines, comme les plates-formes à données multiples, sont là pour les
assister. Suivez les étapes 1 à 4 pour comprendre comment.
DÉTECTER Lorsqu’une plate-forme MDS est en fonctionnement,
les dommages mécaniques (c.-à-d., causés par des tiers)
sont détectés par un grand nombre de technologies intégrées.
CARACTÉRISER Chaque technologie de la plate-forme MDS
fournit un type spécifique d’informations sur les dommages et
permet de caractériser totalement la menace.
PRIORISER/LIMITER Avec un rapport final d’intégrité
édité presque immédiatement après l’inspection, l’exploitant
de pipelines est en mesure de :
RAPPORT Lorsqu’elles sont évaluées avec précision par un logiciel spécialisé et des analystes,
les données MDS, qui se recoupent, aident à déterminer les caractéristiques exactes et la
gravité de l’ensemble des menaces qui interagissent – une bosse qui s’arrondit davantage
avec des indications de gougeage et de fissuration.
Perte de métal, arrondissement plus important, recyclage, longueur et profondeur de bosses, évaluation des contraintes et de la gravité.
• Évaluer les besoins les plus
critiques du pipeline
• Prioriser les actions d’entretien/
de réparation en fonction des
nécessités
• Minimiser les coûts en évitant
les excavations non nécessaires
• Garantir une exploitation
en toute sécurité pour ses
employés et la communauté
LES PLATES-FORMES À
DONNÉES MULTIPLES
(MDS) peuvent fournir aux
exploitants de pipelines une
vision globale de l’intégrité
de leurs conduites grâce
à un seul outil, sur lequel est
activé un ensemble évolutif
de techniques d’inspection
qui se recoupent, et ce de
manière simultanée.
LE RÉSULTAT : une détection
efficace des menaces et une
caractérisation avancée.
Localise l’anomalie par rapport
à l’axe de la conduite.
CARTOGRAPHIE XYZ
DÉFORMATION
PERTE DE FLUX MAGNÉTIQUE
SOUS FAIBLE CHAMP
Définit l’anomalie comme une bosse.
Identifie l’arrondissement plus important
(ou le rebond) d’une bosse.
Reconnaît la perte de métal
volumétrique dans la bosse.
HAUTE RÉSOLUTION
Perte de flux
magnétique SpirALL®
Identifie la perte de métal orientée
axialement ou le gougeage dans la bosse.
SMFL
LFM
MFL
DEF
XYZ
28
2
3
4
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1
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combattre les menaces
qui pèsent sur l’intégrité des pipelines
N O R T H A M E R I C A N
PIPELINEC O N G R E S S
C H I C A G O
pipelinecongress.com
RÈGLE DE
CHATHAM
HOUSE
Préparer l’avenir
22 - 23 septembre | The Westin Chicago River North | Chicago, Illinois, États-Unis
DÉVELOPPEMENT DE CONNECTIONS STRATÉGIQUES | AFFAIRES | ACCÈS AUX INFORMATIONS INTERNES
ACCÈS DE PREMIÈRE QUALITÉ | DÉVELOPPEMENT DE RÉSEAU IMPORTANT
Les pipelines représentent l’impulsion nécessaire pour mettre en marche le potentiel
de l’Amérique du Nord en tant que grand exportateur d'énergie, tout en assurant un
approvisionnement national stable.
Forum d’exception, le North American Pipeline Congress permet aux intervenants clés
d'engager un dialogue ouvert sur les demandes en matière de règlementation, de politiques,
d’infrastructures et de technologies ayant un impact sur le futur.
Rejoignez-nous pour construire l'avenir. Inscrivez-vous sur
pipelinecongress.com.

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Lorsque l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP)
a décidé de préserver sa part de marché en maintenant ses objectifs de
production alors que le pétrole était surabondant au niveau mondial, cela a
conduit à une chute brutale des prix mondiaux du pétrole, à la mise à l’arrêt
de puits d’huile de schiste aux États-Unis et à des réductions dans les budgets
d’investissement.
Mais la décision de l’OPEP n’est pas la seule raison de la chute actuelle des
prix. Des facteurs structurels, une demande faible et un dollar américain fort
ont également joué un rôle. À ce jour, ces éléments, tout comme les risques et
les événements géopolitiques, continuent à pousser les prix à la baisse.
Avec l’inquiétude internationale soulevée par l’économie chinoise,
l’instabilité au Moyen-Orient et les relations entre la Russie et l’Ukraine, il n’est
pas étonnant que l’Agence américaine d’information sur l’énergie (EIA) prévoie
un risque de maintien de la volatilité des prix tout au long de l’année 2015.
Malgré tout, la production d’énergie aux États-Unis reste orientée à la
hausse. En fait, l’EIA souligne que la quantité de gaz de schiste ou de gaz
naturel produite par puits a augmenté de plus de 300 % en moins de cinq
ans. Et ce n’est pas le seul facteur qui aide à préserver l’industrie des pipelines
de l’instabilité.
Comme les infrastructures de pipelines ne sont pas totalement
développées dans les zones où la plupart des nouvelles productions voient
le jour, les projets qui avaient été planifiés, approuvés et financés avant la
chute des prix doivent être menés à leur terme pour la bonne continuité
des activités d’exploration et de production. La très grande majorité de ces
travaux concerne la reconfiguration de pipelines existants plutôt que de
nouvelles constructions.
Certes, les exploitants de pipelines revoient certaines de leurs activités.
Mais cela est sans doute indépendant du prix de l’énergie.
Par exemple, au cours des dernières années, j’ai constaté des ajustements
d’activités qui conduisent à une meilleure rentabilité d’exploitation et
d’investissement. Par ailleurs, davantage d’efforts ont été consentis pour
se préparer et répondre à une surveillance renforcée des organismes
réglementaires, comme celle induite par le Processus de vérification de
l’intégrité (IVP) de l’Administration de sécurité des pipelines et des matériaux
dangereux (PHMSA).
En travaillant avec des prestataires de services experts sur le terrain dans
un grand nombre de technologies, les exploitants peuvent grandement
améliorer leur efficacité, mieux connaître l’état de leurs réseaux de pipelines
et promouvoir une sécurité et une fiabilité de fourniture accrues.
Tous ces éléments créent les conditions d’une rentabilité plus forte
lorsque le prix de l’énergie remontera.
CHAD FLETCHER
VICE-PRÉSIDENT DIRECTEUR,
VENTE ET SERVICE AU NIVEAU
MONDIAL
T.D. WILLIAMSON
P E R S P E C T I V E S D E L A D I R E C T I O N
Se préparer à une
rentabilité plus élevée
En travaillant avec des
prestataires de services…
les exploitants peuvent
grandement améliorer
leur efficacité, mieux
connaître l’état de leurs
réseaux de pipelines et
promouvoir une
sécurité et une fiabilité
de fourniture plus
élevées.

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TENDANCE DANS LES TECHNOLOGIES OFFSHORE
JAMES DRUMMOND
VICE-PRÉSIDENT DES OPÉRATIONS MONDIALES – LLOYD’S
REGISTER ENERGY, ASSET INTEGRITY SERVICES
SURMONTER DÈS AUJOURD’HUI LES DÉFIS QUE NOTRE
INDUSTRIE CONNAÎTRA DEMAIN
Face à la chute des prix du pétrole, il n’est pas surprenant que les perspectives pour
l’industrie mondiale du pétrole et du gaz se soient assombries. Le plus surprenant est la
rapidité avec laquelle les opinions se sont retournées ; le niveau de confiance mesuré
auprès de plus de 360 professionnels et cadres chevronnés du secteur a chuté de 65 %
en octobre 2014 à tout juste 28 % en janvier 2015. Les résultats sont issus du rapport
de DNV GL, A Balancing Act: The Outlook For The Oil And Gas Industry In 2015.
Le pessimisme s’est également reflété dans les prévisions de dépenses
d’investissement (CAPEX) avec une chute au cours de cette même période de
40 à 12 % du nombre d’industriels qui envisagent d’augmenter leurs investissements.
Bien que les investissements dans la technologie et l’innovation demeurent une
priorité pour de nombreuses entreprises pétrolières et gazières en 2015, beaucoup
d’entre elles auront de la peine à maintenir leur niveau de dépenses de l’an dernier. Environ la moitié des entreprises
(45 %) s’attendent à voir leurs dépenses en RD se maintenir en 2015, tandis que le nombre de celles prévoyant de
réduire ces mêmes dépenses a plus que triplé depuis l’année dernière (de 11 à 37 %).
Pour pouvoir s’adapter à cet environnement de faibles marges, les acteurs industriels doivent élaborer une politique
de coûts de base viable à long terme. Ceci peut être obtenu en élargissant leur perspective, en réduisant la complexité
et en standardisant les procédés, les matériaux et la documentation. Nous devons travailler ensemble, et les normes et
recommandations du secteur doivent s’adapter aux besoins de l’industrie et aux avancées des nouvelles technologies.
En tant que partenaire et conseiller technique indépendant, DNV GL - Oil Gas travaille avec le secteur industriel
pour affronter ces problèmes. L’entreprise compte 5 500 spécialistes du pétrole et du gaz et 22 laboratoires et centres
de RD dans le monde entier, et elle a lancé cette année plus de 60 nouveaux projets industriels en partenariat (JIP).
Nombre d’entre eux visent à résoudre les difficultés auxquelles l’industrie des pipelines fait face partout dans le monde.
Un exemple concerne un JIP piloté par les laboratoires de DNV GL à Singapour et à Columbus, dans l’Ohio.À ce jour,
huit participants se sont regroupés pour élaborer une méthode d’évaluation des ruptures et fissures à l’aide d’un test
de résistance à l’éprouvette entaillée sur une seule face (SENT) adapté aux environnements corrosifs. Les gaz corrosifs
mettent à rude contribution le matériau d’un pipeline, en particulier dans les eaux profondes. Cela apparaît clairement
dans certaines régions productrices de pétrole et de gaz, comme le Moyen-Orient ou la CEI (Communauté des états
indépendants). Le JIP débouchera sur des orientations qui
pourront aboutir à des Pratiques recommandées, en vue de
contribuer à des économies substantielles pour le secteur
dans les domaines technique, logistique et financier.
Arve Johan Kalleklev
RESPONSABLE RÉGIONAL, ASIE DU SUD-EST, DNV GL – OIL GAS
Commentaires d’industriels du monde entier
Téléchargez un exemplaire gratuit de A Balancing Act: The Outlook For
The Oil And Gas Industry In 2015 : www.dnvgl.com/balancingact
L’exploration des réserves se fait dans des eaux toujours plus profondes et des
régions éloignées, là où il est nécessaire pour l’industrie du pétrole et du gaz de
repousser les limites des technologies existantes.
L’an dernier, Lloyd’s Register Energy a publié un rapport complet sur le secteur intitulé
« Oil And Gas Technology Radar 2014 », qui faisait l’état des lieux des innovations
technologiques et explicitait les incitations et les freins à leur mise en œuvre. Le coût,
et non les capacités techniques, a été identifié comme le principal frein.
« Les [compagnies pétrolières internationales] ont de grandes difficultés à maintenir
leurs réserves d’hydrocarbures, ce qui les conduit à affronter les environnements les
plus difficiles et les plus générateurs de coûts », souligne Duco De Haan, PDG de Lloyd’s
Register Drilling Integrity Services. « C’est pourquoi les coûts ont explosé au cours des quatre ou cinq dernières années. »
L’innovation technologique reste cependant un objectif permanent pour les propriétaires de conduites sous-marines,
car leur exploitation s’effectue à des profondeurs océaniques jamais atteintes.
Afin de soutenir les programmes de gestion de l’intégrité des équipements, le secteur industriel commence à
utiliser des véhicules sous-marins autonomes (AUV) qui sont arrimés et rechargés sous la surface afin de réaliser
des inspections visuelles régulières, une surveillance des canalisations en portée libre et des contrôles de protection
cathodique pour détecter la corrosion.
Dans certains cas, les AUV seraient en mesure de remplacer les véhicules opérés à distance (ROV) actuels et leurs navires
d’assistance, ce qui pourrait réduire les coûts, améliorer les pratiques de gestion de l’intégrité et faciliter la maintenance.
Les avancées en matière d’analyse de données jouent également un rôle croissant dans la gestion de l’intégrité des
pipelines. Elles fournissent aux exploitants davantage de visibilité sur le bon fonctionnement des pompes sous-marines
et sur les fluides produits dans les installations de traitement sous-marines tout en facilitant la surveillance de l’état des
pipelines, notamment par l’utilisation de systèmes de détection de fuites.
Les pipelines subissent aussi une évolution technologique avec l’émergence de canalisations en composite
thermoplastique. Les polymères et matériaux fibreux sont composés de matériaux industriels caractéristiques. La fibre, noyée
dans le composite, assure sa résistance ; il peut s’agir de matériaux comme les fibres de verre ou graphites, ou le KEVLAR®.
Une autre technologie émergente prometteuse est la « fabrication additive » pour la production d’équipements sous-
marins. Comme les installations de traitement en eau profonde nécessitent des réservoirs à paroi épaisse pour résister
à la pression, les équipements comme les séparateurs gravitaires sont devenus imposants et difficiles à transporter
lorsqu’ils sont fabriqués avec des plaques en acier massif.
Mais si cette fabrication additive permet de personnaliser les matériels, la suppression des matériaux massifs peut
compromettre l’intégrité structurale d’un équipement si ce procédé nouveau n’est pas maîtrisé par notre industrie.
Il est clair qu’une bonne compréhension des avantages et des freins à son utilisation est nécessaire.
Au fur et à mesure que les champs facilement accessibles se tarissent, de nouvelles technologies innovantes
continuent à apparaître. Ces nouvelles technologies apportent des
améliorations, mais aussi de nouvelles limites qui imposent aux
ingénieurs de revoir les techniques traditionnelles de gestion des
risques, d’élaborer des normes, des procédures et des méthodologies
appropriées et de déployer leur expertise d’une manière différente.
Le rapport « Oil and Gas Technology Radar »
de Lloyd’s Register Energy est disponible sur :
www.lr.org/technologyradar
KEVLAR®est une marque déposée de E. I. du Pont de Nemours and Company et/ou de ses filiales.
Carte et mappemonde éditées sur freevectormaps.com
Des ROV à l’œuvre sur une conduite
sous-marine.
Perspectivemondiale

pas aux exploitants d’avoir une vision complète de l’état
de la conduite et, dans de nombreux cas, leur fait croire
que ce type de conduite ne peut pas être inspecté.
Une avancée décisive dans l’inspection
des conduites difficiles à racler
T.D. Williamson (TDW) a reconnu la difficulté d’un
bon contrôle du raclage, indispensable aux inspections
d’épaisseur de paroi sur les conduites de petit diamètre
et faibles débit et pression. Pour y remédier, l’entreprise
a conçu un outil d’inspection MFL à faible déformation
par frottement de 15 cm (6 po) qui, selon Lloyd Pirtle,
l’expert en intégrité de TDW, non seulement « élimine
ou limite » les variations brutales de vitesse, mais rend
également possible l’inspection de conduites jusque-là
considérées comme très difficiles à racler.
« Les capacités de cet outil sont très prometteuses »,
souligne Lloyd Pirtle. « Les opérateurs peuvent désormais
recueillir des données sur la géométrie et la perte de
métal pour connaître l’état de leur système, même dans
le cas de faibles débit et pression, tout en maintenant en
fonctionnement ces conduites critiques. »
« Nous disons aux exploitants qui connaissent les
mêmes difficultés et pensent que leurs conduites ne sont
pas raclables : “Voilà un outil qui peut résoudre vos
problèmes” », ajoute-t-il.
Le nouvel outil de 15 cm (6 po) supprime non
seulement les compromis de conception qui limitaient
le déplacement des outils MFL conventionnels de petit
diamètre et l’inspection des épaisseurs de paroi, mais
il inclut aussi un contrôle de la géométrie sur la même
plate-forme, ce qui améliore l’évaluation des risques
comparativement à un MFL autonome.
Ses avantages sont les suivants :
• Capacité supérieure pour l’épaisseur de paroi
• Frottement réduit
• Déplacement amélioré
• Protection du magnétiseur améliorée
Un test sur le terrain réussi
Après une validation interne poussée basée sur de
multiples configurations de 15 cm (6 po), l’outil à faible
frottement a été testé sur le terrain* en partenariat avec
Access Midstream, un opérateur de gaz naturel filiale de
la compagnie d’énergie Williams. L’outil a été essayé à
sept reprises sur des conduites situées à Barnett Shale, au
Texas, à des pressions aux environs de 10,34 bar (150 psi).
Selon Chuck Harris, directeur de la
commercialisation stratégique chez TDW, bien que
certaines variations brutales de vitesse se soient produites
avec l’outil à faible frottement, elles n’avaient rien de
commun avec celles des outils d’inspection traditionnels.
L’outil a permis de recueillir des données d’inspection
interne acceptables à des pressions aussi faibles que
8,27 bar (120 psi).
« La technologie ne peut pas s’affranchir complètement
des conditions dans la conduite », précise Chuck Harris.
« Le point important est que cela peut fonctionner dans
des conduites avec des pressions aussi faibles. »
En clair, le nouvel outil à faible frottement permet
essentiellement d’obtenir une évaluation plus facile et
plus précise sur des conduites auparavant jugées difficiles
à inspecter.
Ce qui peut laisser entrevoir aux opérateurs de
nouvelles possibilités pour le raclage.
7
6
Z O O M S U R L A T E C H N O L O G I E
6
Chaque jour apparaît un nouvel exemple de technologie qui rend
l’impossible possible.
Y compris rendre les canalisations difficiles à racler plus faciles à inspecter ?
C’est un nouveau succès vraiment retentissant.
Pour les exploitants de gaz naturel, le contrôle de la géométrie et de
l’amincissement de paroi sur les lignes de collecte de petit diamètre, en
particulier dans le cas de faibles débit et pression, a toujours été un défi.
De nombreux opérateurs se sont ainsi fait une raison : c’est tout simplement
impossible.
Il existe cependant désormais un nouvel outil d’inspection de 15 cm (6 po)
qui s’affranchit des problèmes de taille, débit et pression dans ces conduites
difficiles.
Il permet non seulement de recueillir des données pour l’évaluation de
l’intégrité, mais il pourrait également modifier l’opinion des exploitants sur
les possibilités du raclage.
Éviter les turbulences
Un outil d'inspection interne interne se déplace lorsqu’il est soumis à une
pression différentielle supérieure au frottement qu’il provoque. Dans le cas des
outils d’inspection utilisés pour contrôler la géométrie et mesurer la perte de
métal, la progression dans les conduites est généralement lente et régulière.
Des données précises sont recueillies à intervalles réguliers tout au long de la
canalisation et permettent d’obtenir une bonne évaluation de l’intégrité.
Mais lors de l’inspection de conduites de petit diamètre et de faibles débit
et pression, certains composants d’outils à perte de flux magnétique (MFL),
comme les coupelles et les brosses en uréthane, viennent en contact avec
l’intérieur de la conduite. Cela peut augmenter sensiblement les frottements
à l’intérieur de la conduite. Le frottement peut alors rendre turbulent le
déplacement d’un outil d’inspection interne (ILI) et affecter sa performance
dans les éléments compressibles comme le gaz naturel.
Le frottement peut par exemple provoquer des variations brutales de la
vitesse avec un outil qui accélère brusquement et avance par à-coups avant de
revenir à une progression régulière. Il peut aussi provoquer son arrêt complet.
Un arrêt peut durer 10 secondes ou 10 heures – quelquefois même plus – et
peut nécessiter d’intervenir à l’intérieur de la conduite, par exemple pour
découper l’outil MFL ou pour lancer un racleur en mousse par l’arrière pour
le faire avancer.
Les variations brutales de vitesse liées au frottement, nettement plus
importantes dans les conduites de gaz naturel de faibles pression et débit,
empêchent l’outil ILI de recueillir des données en tout point, ce qui ne permet
*Téléchargez le livre blanc d’Access
Midstream et TDW pour en apprendre
davantage : www.tdw-lflp.com
Le raclage impossible,
c’est du passé
Le nouvel outil d’inspection
à faible frottement de 15 cm
(6 po) modifie la façon dont
les exploitants envisagent
l’évaluation des conduites à
faibles débit et pression
Résultats du frottement DEF2 + MFL4
La comparaison des frottements a été réalisée
entre plusieurs configurations 15 cm (6 po) :
MFL : inspection autonome traditionnelle de la
perte de métal
DEF + MFL : inspection traditionnelle de
géométrie combinée avec celle de perte de métal
DEF2 + MFL4 : nouvelle conception
d’inspection de géométrie et de perte de métal
Pilote : corps pilote uniquement
TEST DE FROTTEMENT
55 %
59 %
61 %
68 %
Réduction du frottement par rapport à MFL avec
4,78 mm (0,188 po) d’épaisseur de paroi (WT)
Réduction du frottement par rapport à DEF + MFL
avec 4,78 mm (0,188 po) d’épaisseur de paroi (WT)
Réduction du frottement par rapport à MFL avec
9,86 mm (0,388 po) d’épaisseur de paroi (WT)
Réduction du frottement par rapport à DEF + MFL
avec 9,86 mm (0,388 po) d’épaisseur de paroi (WT)

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Cela peut se produire ici
Chacun a entendu, sous une forme ou une autre, le récit classique
d’un « héros de la sécurité ». Quelqu’un, comme un technicien ou un
ingénieur, ou encore un passant particulièrement observateur, remarque
quelque chose de suspect. Un témoin d’avertissement. Un bruit ou une
odeur étrange. Des données incohérentes. Instinctivement, en ayant le
sentiment que quelque chose ne « colle » pas, il fait état de ce qu’il a
remarqué, et ce faisant, il empêche un accident catastrophique.
Les histoires de ce genre sont appréciées pour une raison : tout le
monde aime se réjouir lorsqu’un héros sauve la situation et empêche une
catastrophe importante et coûteuse de se produire. Mais selon le Dr Jan
Hayes, professeure associée de la School of Property, Construction
Project Management à l’université RMIT de Melbourne, en Australie,
ces récits ne sont pas les seuls à être intéressants à raconter.
Après tout, un témoin qui clignote n’indique pas toujours un défaut
de système. Et un son étrange ou une odeur inhabituelle ne signifie pas
toujours qu’un sinistre est en préparation.
Mais qu’en est-il des personnes qui rendent compte de ces non-
sinistres ? Ils méritent toujours notre reconnaissance. Ils sont toujours
des héros.
Cultiver l’imagination en matière de sécurité
Dans son livre récent « Nightmare Pipeline Failures: Fantasy Planning,
Black Swans and Integrity Management », co-écrit avec le professeur
Andrew Hopkins, Jan Hayes analyse plusieurs sinistres bien connus
ayant concerné des pipelines. Bien que les détails de chaque incident
ne soient pas les mêmes, ils ont tous un point commun :
quelqu’un avait observé quelque chose. Et dans
chaque cas, ce « quelque chose » a été considéré
comme mineur et ne nécessitant pas d’attention
immédiate.
Cette tendance à rechercher d’autres
explications « moins graves » n’est pas à mettre
sur le compte de la paresse ou du manque
d’expérience. Et ce n’est pas inhabituel non
plus. Jan Hayes parle d’un processus psychologique
tellement sous-jacent que les opérateurs n’en ont
même pas conscience. Le vrai coupable, selon elle,
est un manque d’« imagination pour la sécurité » :
comme la plupart des opérateurs n’ont jamais
vécu de sinistre, ils n’imaginent pas que cela puisse
réellement se produire.
Observez la plupart des marées noires ou des
fuites de gaz, ajoute Jan Hayes, et vous constaterez
le même phénomène : il y avait des indices, mais
personne n’y croyait. Jan se souvient avoir ressenti le
même sentiment d’incrédulité alors qu’elle était un
jeune ingénieur procédé au sein d’une
grande entreprise pétrolière et gazière :
elle a été choquée lorsque l’accident de
la plate-forme pétrolière Piper Alpha
en mer du Nord a coûté la vie à plus
de 160 personnes.
« Je ne croyais tout simplement
pas que de telles choses pouvaient se
produire », avoue-t-elle. « Il est très
facile de se dire : “Cela ne peut pas se
produire ici car je ne l’ai jamais vu”,
mais le risque est toujours présent.
Imaginer la sécurité consiste à accepter
les arrière-pensées qui vous disent que
quelque chose peut mal se passer. »
Mais comment encourager les employés à
développer et à utiliser leur imagination en matière
de sécurité lorsqu’il s’agit de l’intégrité des pipelines ?
Comment les convaincre de rendre compte de tout
ce qui paraît suspect, même s’ils sont quasiment
certains que cela n’a pas d’importance ?
Jan Hayes reconnaît que c’est un vrai défi.
Mais en insufflant un bon changement culturel,
cela devient possible.
Les avantages de l’« inquiétude
chronique »
Certains experts et chercheurs de sécurité utilisent
le terme « inquiétude chronique » pour décrire
l’approche idéale vis-à-vis de la sécurité. C’est
l’opposé de l’état d’esprit « Cela ne peut pas arriver
ici », c’est l’idée que quelque chose peut mal se
passer à tout moment. L’inquiétude chronique
engage à disposer de plans bien établis et spécifiques
pour chaque type d’accident ; elle incite à réfléchir
de manière proactive sur la sécurité du public plutôt
que de se concentrer sur la conformité.
Elle amène aussi à encourager les employés à
tous les niveaux de l’entreprise (jeunes ingénieurs,
personnel de maintenance, cadres dirigeants, etc.)
à avoir une pensée critique sur la sécurité. Certaines
entreprises y parviennent en créant des ateliers de
travail spécialisés sur la sécurité, qui concernent
directement des groupes comme les cadres ou les
membres du comité de direction. D’autres mettent
en place des systèmes de primes qui lient des
rémunérations financières à la sécurité des procédés.
Mais surtout, il convient de créer une culture où
chacun se sent autorisé à signaler des événements
inhabituels, même s’il s’avère qu’ils n’ont pas
d’incidences.
« Nous avons tous entendu parler de quelqu’un
qui avait remarqué et signalé un événement qui,
en son absence, aurait abouti à un énorme sinistre »,
continue Jan Hayes. « C’est très bien, mais nous
devons aussi parler de la personne qui a cru voir un
problème et l’a signalé, alors qu’en définitive tout
était normal. Cette personne devrait être félicitée,
non pas parce qu’elle a empêché une catastrophe,
mais pour encourager ce type de signalement. »
I M P O R TA N C E D E L A S É C U R I T É
Le Dr Jan Hayes nous
parle de l’imagination en
matière de sécurité, de
l’inquiétude chronique et
d’histoires vécues
9Certaines des recherches utilisées dans cet article proviennent du Centre coopératif de recherche sur les pipelines d’énergie, avec le soutien du
Programme des Centres coopératifs de recherche du gouvernement australien. Le soutien financier et en nature du Comité de la recherche et des
normes de l’Association australienne de l’industrie des pipelines a été vivement apprécié.
« Nous devons aussi
parler de la personne
qui a cru voir un
problème et l’a signalé,
alors qu’en définitive
tout était normal. »
comme la plupart des opérateurs n’ont
jamais vécu de sinistre, ils n’imaginent
pas que cela puisse réellement se
produire.
SÉCURITÉ ET IMAGINATION :
Dr Jan Hayes

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Le respect des
règlements de sécurité
et la maîtrise des
coûts peuvent aller de
pair
Les organismes de réglementation fédéraux des États-Unis
semblent se concentrer plus que jamais sur le renforcement de la
sécurité des conduites de transport de gaz naturel. Bien que chacun veuille
opérer de manière plus sûre, le respect permanent de toutes les exigences
réglementaires peut constituer un vrai défi, financièrement lourd de
surcroît.
Depuis plus d’un an, les opérateurs de transport de gaz naturel ont
travaillé sur la prise en compte du Processus de vérification de l’intégrité
(IVP), un règlement de l’Administration de sécurité des pipelines et des
matériaux dangereux (PHMSA) qui paraîtra très bientôt. Le nouveau
règlement imposerait aux opérateurs de vérifier les dossiers qu’ils utilisent
afin de définir et justifier la pression de service maximale autorisée
(MAOP) pour les pipelines situés dans les zones classées à conséquences
élevées et modérées.
En ce moment, les exploitants sont en train d’examiner les
28 recommandations de sécurité sur les conduites de transport que le
Conseil national de la sécurité des transports (NTSB) a présentées à
la fin du mois de janvier de cette année, notamment celle qui impose
aux pipelines de transport de gaz naturel de pouvoir accepter les outils
d’inspection interne (ILI). La future exigence du NTSB concerne
spécifiquement l’utilisation de « racleurs intelligents » pour l’enregistrement
des informations sur l’état mécanique du matériau de la conduite.
Pour bon nombre d’exploitants de conduites de transport, l’exigence ILI
en gestation serait un défi de taille : bien que l’utilisation
d’outils ILI avancés soit considérée comme une méthode
très efficace pour détecter la corrosion, les défauts de
soudure et les autres risques pour l’intégrité du pipeline,
ce procédé n’est tout simplement pas envisageable
pour certaines conduites de transport. Les angles
vifs, les diamètres intérieurs variables et les pressions
inappropriées dans la conduite font des pipelines un
environnement difficile dans lequel le risque de blocage
ou d’endommagement des coûteux outils ILI est
grandement accru lorsqu’ils sont propulsés par le produit.
La possibilité de rendre « raclables » ces conduites
de transport peu accueillantes pour les ILI a été un
sujet fréquent de discussion entre les membres de
l’Association américaine du gaz (AGA), indique Andrew
Lu, directeur général de l’exploitation et de l’ingénierie
au sein de l’AGA. Beaucoup d’exploitants s’inquiètent
de la transformation des recommandations du NTSB
sur la sécurité des pipelines en nouveaux règlements,
car les coûts induits pourraient être significatifs dans
une période où, par ailleurs, les prix du pétrole sont bas.
Leur préoccupation est renforcée par le risque de
perte de revenus liée au temps d’arrêt nécessaire pour
effectuer les modifications et rendre conformes leurs
pipelines.
« Cette situation engendre beaucoup de
discussions », ajoute Andrew Lu. « Les exploitants
se demandent : “Quelles sont les bonnes pratiques
à utiliser ? Par quoi commençons-nous ?” »
Cela ne veut pas dire que rien n’a été fait dans ce
domaine. Certains exploitants ne se sont pas contentés
de discuter des modifications à venir. Quelques
entreprises ont commencé à prendre les devants par
rapport aux futurs règlements.
Dans un communiqué de presse publié en mars,
Pacific Gas Electric Co. (PGE) a plébiscité
les 28 recommandations de sécurité du NTSB
pour l’industrie des pipelines gaziers en soutenant
notamment la demande pour davantage d’inspections
internes. Nick Stavropoulos, vice-président exécutif
de l’exploitation du gaz, a indiqué que PGE allait
« miser sur l’innovation en développant de nouvelles
technologies d’inspection interne sur les conduites
jusque-là considérées comme “non contrôlables” avec
les moyens disponibles sur le marché. »
OPTIONS DE RÉDUCTION DES COÛTS
Que les exploitants attendent de savoir si les
recommandations du NTSB vont se transformer en
règlements ou qu’ils adoptent une démarche plus
proactive, ils doivent savoir que la modification
des conduites de transport est possible et qu’elle est
beaucoup moins compliquée et coûteuse que ce que
l’on croit généralement.
La meilleure méthode de modification est celle
qui est sûre et qui ne nécessite pas de fermer la
conduite ou d’interrompre le flux. Ceci est possible
avec les procédés éprouvés de perçage et d’obturation
(HTP), qui permettent aux opérateurs d’isoler et de
bypasser de courtes longueurs de canalisations tout en
effectuant des modifications ou des raccordements.
Les opérateurs peuvent aujourd’hui utiliser ces
méthodes HTP, par exemple un isolement du type
double obturation et purge avec le système STOPPLE®
Train, développé par T.D. Williamson (TDW).
Associé à une dérivation, le système permet de
modifier les conduites pour les inspecter de manière
sûre et à moindre prix, sans générer la perte de revenus
d’une fermeture de ligne.
Une étude de cas récente a calculé la différence de
coût pour l’exploitant en cas de remplacement d’une
conduite, en envisageant une fermeture de conduite
classique, un procédé standard HTP et enfin le
même procédé complété par un système d’isolement
STOPPLE Train. Les résultats, qui montrent des
économies substantielles avec le procédé HTP, ainsi
que des économies encore plus grandes avec le système
STOPPLE Train, sont indiqués ci-dessous :
DES RÈGLEMENTS DE
SÉCURITÉ PLUS SÉVÈRES
POURRAIENT VOIR LE JOUR POUR LES PIPELINES DE
TRANSPORT AUX ÉTATS-UNIS
P E R S P E C T I V E S F U T U R E S
FERMETURE
Pertes liées à l’arrêt du flux 15 %
Coûts internes 51 %
Coût du prestataire externe
en charge de l’isolement
–
Charges salariales sur le site 34 %
—
38 %
16 %
32 %
—
38 %
16 %
23 %
ISOLEMENT STANDARD ISOLEMENT STOPPLE®TRAIN
COÛTS DE REMPLACEMENT
D’UNE CONDUITE CHEZ
UN EXPLOITANT
Économie de l’exploitant
par rapport à une fermeture : 18 % 23 %
SUITE PAGE 27

12 13
L’utilisation de services
spécialisés sur les
bassins pétroliers
favorise la rentabilité
dans un environnement
de prix faibles
Pas d’interruption dans les activités
Comme chaque exploitant d’Eagle Ford le sait, les
besoins en services et fournitures sur les pipelines
dépendent souvent du bassin pétrolier concerné.
L’un des problèmes les plus difficiles que connaît la
région est la paraffine. L’accumulation de paraffine
obture les conduites, réduit la
production et augmente les coûts de
compression. Elle peut aussi piéger
l’eau et favoriser la formation de sulfure
d’hydrogène, un gaz dangereux.
La bataille contre l’accumulation de
paraffine peut être coûteuse et prendre
du temps, et elle peut fréquemment
nécessiter des approvisionnements
urgents (« besoins spot »). Doug Hurst
se souvient d’un exploitant d’Eagle
Ford qui avait absolument besoin de
trouver un outil de nettoyage agressif,
le racleur PitBoss™. En s’y prenant à
l’avance, il n’était pas difficile de se
faire livrer ces racleurs à mandrin de
200 mm (8 po) à partir d’un autre lieu.
Mais pour un besoin spot, il n’était pas
question d’attendre plusieurs jours pour
un remplacement.
L’exploitant a alors contacté Doug.
Grâce à un dialogue permanent et aux
contrats de prestations conclus entre le
centre de services et les exploitants locaux, Doug avait
anticipé le besoin, et TDW avait le matériel en stock.
« C’est notre rôle, en tant que partenaire, de
résoudre les problèmes », souligne Doug. En restant
à l’écoute des exploitants et en surveillant les produits
dont ils ont besoin, ainsi que leur fréquence d’utilisation,
les centres de services locaux peuvent remédier à l’un
des soucis majeurs les plus courants pour les exploitants
d’Eagle Ford : le temps d’attente.
« Nous faisons office de magasin dans la région d’Eagle
Ford », ajoute Doug. « Plutôt que d’attendre des jours ou
des semaines, les exploitants peuvent s’arrêter à l’entrepôt
et emporter ce dont ils ont besoin sur le chantier. »
Le rôle joué par les prestataires de services est en
train d’évoluer dans les bassins pétroliers, et le type de
situation décrit ci-dessous devient plus fréquent : au tout
début de cette année, une conduite de transport de gaz
reliant Eagle Ford au Mexique a été obstruée, avec pour
grave effet d’interrompre le flux pour des milliers de
clients. C’était une fin de semaine et il aurait été très
difficile de faire venir par avion une équipe de techniciens
qualifiés suffisamment vite pour empêcher une
interruption du service. Mais grâce à ce nouveau modèle
d’approvisionnement local, une équipe de la région a pu
se rendre sur le site en quelques heures.
Il y a quelque temps, cela aurait pu constituer un
véritable exploit. À présent, et c’est un fonctionnement
normal, un exploitant accède le même jour à un
service et à des fournitures critiques. Que ce soit sur
les gisements d’Eagle Ford, de Marcellus ou de Bakken,
l’approvisionnement local aide les exploitants à assurer
leur profit et leur stabilité à long terme.
En dépit de l’environnement actuel de prix faibles, la plupart des acteurs
industriels principaux restent engagés sur Eagle Ford pour le long terme,
notamment Anadarko, BP, Koch, Marathon et Shell, pour n’en citer que
quelques-uns. Pour conserver leur rentabilité, ces exploitants apprennent à
augmenter leur efficacité tout en baissant leurs coûts de fonctionnement.
Mais jusqu’à récemment, cela pouvait poser un problème, en particulier
lorsqu’il s’agissait d’effectuer des réparations ou un entretien dans des délais
courts. Au cours des deux dernières années, les exploitants ont cependant
adopté un modèle d’utilisation de services spécialisés sur les conduites des
bassins pétroliers qui leur garantit quasi instantanément l’entretien, les
approvisionnements et les réparations. Cette évolution permet de conserver
des coûts bas et de ne pas interrompre l’écoulement des produits sur l’ensemble
du bassin pétrolier, malgré son isolement.
Les temps d’attente coûtent cher
Lorsque Doug Hurst, un responsable aguerri de l’industrie pétrolière et gazière,
a rejoint T.D. Williamson (TDW) à Eagle Ford en 2013, il a passé des mois
à faire des allers-retours en voiture pour rencontrer les exploitants locaux.
Il a parcouru 93 000 kilomètres (58 000 miles) au volant de sa Jeep toute
neuve, mais cela en valait la peine. Doug Hurst en a appris beaucoup sur les
problèmes rencontrés par les exploitants et sur leurs difficultés à prévoir leurs
besoins en services et fournitures.
Ce que Doug a appris l’a quelquefois surpris : lors d’une maintenance
ou d’une réparation simple des conduites, il n’était pas inhabituel de ralentir
la production, voire même de la suspendre provisoirement. Les exploitants
devaient parfois attendre des jours ou des semaines pour qu’une assistance
ou un produit leur soit fourni par un prestataire important ou un centre
d’approvisionnement situé en dehors du bassin pétrolier, ou même de la région.
« Les exploitants ne peuvent se permettre des temps d’arrêt aussi longs »,
souligne Doug Hurst. « Votre production est votre caisse enregistreuse. Si le
pétrole ne s’écoule pas parce que vous attendez une pièce ou un technicien,
vous ne serez pas payé. »
Doug, qui a contribué à l’ouverture d’un nouveau centre de services à San
Antonio pour TDW, a passé les 18 derniers mois à travailler étroitement avec
les exploitants pour définir les types d’équipements et les délais d’intervention
qui répondent le mieux à leurs besoins et à établir des contrats de services qui
garantissent la disponibilité. Cela a débouché sur un partenariat collaboratif
qui permet aux exploitants de recevoir des fournitures et des services
personnalisés lorsqu’ils en ont besoin.
Les exploitants des bassins schisteux partagent cet objectif commun : garantir la santé et la
sécurité de leurs employés et des communautés dans lesquelles ils travaillent. Pour y parvenir,
ils s’appuient sur des produits et services de la plus haute qualité afin de réduire leur impact
environnemental et limiter les risques de fuites et d’émissions d’éthane. Le modèle local de
fourniture de services sur les pipelines contribue à l’atteinte de cet objectif.
Approvisionnement local
dans la région d’Eagle Ford
« Votre production est votre caisse
enregistreuse. Si le pétrole ne s’écoule pas
parce que vous attendez une pièce ou un
technicien, vous ne serez pas payé. »
R A P P O R T S U R L E M A R C H É

INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015ENCOUVERTURE
15
14
Le Département américain de la défense est engagé dans une
bataille contre une « menace omniprésente ».
Mais cette fois-ci, l’ennemi n’est ni le terrorisme, ni un
dictateur, ni la prolifération nucléaire.
Il s’agit de la corrosion.
Le Pentagone dépense environ 22,5 milliards de dollars par an
pour protéger les équipements et infrastructures militaires américains
contre la corrosion. Ce qui fait mieux comprendre le terme « menace
omniprésente », qui est peut-être en dessous de la réalité.
Mais aussi imposant que
ce chiffre en milliards de
dollars puisse paraître, ce
n’est qu’une goutte d’eau
dans un vieux seau rouillé
comparativement au coût
annuel de la corrosion sur
l’ensemble de la planète
(2 200 milliards de dollars),
ce qui représente entre 3 et
4 % du PNB de l’ensemble
des pays industrialisés. Ce chiffre émane de l’Organisation
mondiale contre la corrosion, qui suit de près cette évolution.
Rien qu’en Europe, l’impact financier de la corrosion
métallique dépasse 1 400 milliards de dollars par an.
Et comme le rappelle le Dr Roger King aux exploitants
de pipelines, environ 40 % des défaillances de conduites
proviennent de la corrosion, bien que toutes ne
débouchent pas sur des incidents.
En d’autres termes, beaucoup de conduites
subissent aujourd’hui des dégradations, et celles-ci
doivent être identifiées avant qu’une défaillance
ou qu’une catastrophe ne se produise.
Bien sûr, dans certains cas, il est déjà
trop tard. Et les médias sont de plus en
plus sensibilisés à ce genre d’événements.
Ce qui signifie que le public l’est
également.
L’« ARDOISE » MONDIALE
DE LA CORROSION DES
INFRASTRUCTURES
2 200
MILLIARDS
USD
Comme le public est de plus en plus sensibilisé sur les problèmes
liés à la corrosion, il exige davantage d’informations sur l’état des
pipelines partout dans le monde. Les exploitants agissent d’ores et
déjà en utilisant les meilleures pratiques de détection et de contrôle
pour que chacun soit et se sente en sécurité.

L’insidieux ennemi intérieur
Dans un article récent intitulé « Rust Never Sleeps »,
publié dans le numéro de mars 2015 du magazine The
Atlantic, le rédacteur Tim Heffernan dresse une liste
d’incidents dévastateurs et meurtriers liés directement
à une corrosion « apparemment banale » : la rupture
d’un pipeline de gaz naturel haute pression en 2012
à proximité de la ville américaine de Charleston, en
Virginie de l’Ouest, qui a fait fondre 250 m (800 pi)
d’autoroute ; le décès de cinq personnes à Malte lorsque
leur canot de sauvetage a basculé sur le côté d’un navire
de croisière pendant un exercice de sécurité ; une
série d’explosions dans les égouts de Guadalajara, au
Mexique, qui a tué 252 personnes en 1992 ; et le crash
du vol 706 de British European Airways en 1971 qui a
provoqué 63 décès.
Pour le lecteur non initié, il s’agit de récits
vraiment effrayants. Pour ceux qui sont confrontés
tous les jours au risque de la corrosion, ils alimentent
leurs cauchemars.
Bien que la conclusion de Tim Heffernan – la
lutte contre « l’insidieux ennemi intérieur » est en
train d’être perdue – concerne spécifiquement les
États-Unis, le monde entier est logé à la même
enseigne. Même à l’âge numérique, affirme-t-il,
nous dépendons d’infrastructures « massives,
interdépendantes et mécaniques ». La « grande
affaire », insiste-t-il, c’est la corrosion.
Le fait qu’un article sur la corrosion apparaisse
dans une publication comme The Atlantic qui est
destinée à un public général, quoique bien éduqué,
laisse à penser que cette problématique ne concerne
plus exclusivement les scientifiques, les ingénieurs et
les exploitants d’infrastructures. Et ce n’est pas par
accident que la prise de conscience sur les ravages
de la corrosion se propage dans le public.
Prise de conscience d’un problème
jusque-là ignoré du public
Parmi d’autres, l’Organisation mondiale contre
la corrosion (WCO), basée à New York, tente de
renforcer la sensibilité sur le sujet ; sa mission est
de « faciliter la mise en œuvre au niveau mondial
des meilleures pratiques de protection contre la
corrosion pour la sécurité du public ». Depuis 2010,
la WCO parraine la Journée de sensibilisation à la
corrosion. Cette année, l’événement s’est déroulé le
24 avril.
Selon le directeur général de la WCO, George
Hay, la Journée de sensibilisation à la corrosion est
un « moyen d’éduquer le public, les industriels et les
agences gouvernementales sur les effets délétères de
la corrosion sur nos infrastructures partout dans le
monde ».
Comme George Hay l’a fait remarquer dans
une déclaration : « À l’échelon mondial, les coûts
induits par la corrosion sont sensiblement du même
ordre que les coûts de production et de distribution
de la nourriture. La différence est que le public
est généralement sensibilisé sur les problèmes de
famine et le coût de l’alimentation, mais totalement
ignorant du coût actuel de la corrosion et de son
impact sur la durabilité de nos infrastructures à
l’avenir. »
« Un mixeur qui réduit en purée les
restes d’une flotte de Mardi gras »
Aux États-Unis, cependant, davantage de personnes se
sont inquiétées après la diffusion à la télévision dans
l’émission d’actualité « 60 Minutes », en novembre
2014, du documentaire « Falling Apart: America’s
Neglected Infrastructure » (La désintégration : les
infrastructures négligées des États-Unis). Il mettait en
lumière l’état vétuste des routes, aéroports et lignes
de chemin de fer de la nation, ses 70 000 ponts
structurellement défectueux (15 % d’entre eux
présentant « un risque de défaillance catastrophique
provoquée par la corrosion » selon NACE International,
le groupement technique des professionnels de la
corrosion) et l’absence de financement pour y remédier.
Mais, après la diffusion de l’émission, NACE
International a déclaré publiquement que les
commentaires étaient incomplets, et qu’il existait
une solution fondamentale pour les problèmes
d’infrastructures, à savoir le contrôle de la corrosion.
L’organisme a soutenu qu’« il ne faut pas oublier
qu’une technologie de contrôle de la corrosion et des
pratiques de gestion efficaces peuvent prolonger la
durée de vie des ponts et des autres infrastructures
bien au-delà de leur durée de vie nominale. »
NACE International collabore avec les autorités
locales, de l’État et fédérales sur les politiques
permettant « d’éliminer les effets dévastateurs de la
corrosion et de renforcer la sécurité publique ».
Il est vraisemblable qu’une partie de ce travail
s’est déroulée à l’occasion de la conférence Corrosion
2015 organisée par NACE à Dallas, au Texas, en mars
dernier. Ce rassemblement de cinq jours, qui a attiré
7 000 participants, a été couvert avec enthousiasme
par le journal The Dallas Morning News. Le reporter
Marc Ramirez a semblé particulièrement captivé par
un agitateur à électrode qui simule le débit d’un fluide
en vue de tester l’efficacité de revêtements offshore.
L’appareil avait été rempli avec ce que Marc Ramirez
a appelé « des éléments brillants » pour mettre en
évidence son effet de tourbillon. Cela ressemblait,
a ajouté le reporter, à « un mixeur en train de réduire
en purée les restes d’une flotte de Mardi gras. »
Corrosion, chapitre après chapitre,
kilomètre par kilomètre
En dehors des exposés des nouveaux articles, s’il y a
quelque chose susceptible de renforcer l’attention du
public sur la corrosion, c’est bien le nouveau livre de
Jonathan Waldman, Rust: The Longest War.
Le voyage du journaliste
Jonathan Waldman dans ce
que la jaquette de couverture
décrit comme « une lutte sans
merci de l’homme contre
la nature » l’emmène des
halls d’entrée d’entreprises
jusqu’à des quincailleries,
du tournage d’un film sous
les tropiques de la Floride jusqu’à l’Arctique et ses
températures polaires. C’est là où il commence à
suivre, pratiquement kilomètre par kilomètre, le
trajet d’un racleur intelligent (outil d’inspection
interne) à travers le Trans-Alaska Pipeline System
(TAPS). Le chapitre de 54 pages intitulé Pigging the
Pipe décrit les premiers échecs, les succès ultérieurs
et l’acquisition de données qui dévoilent environ un
millier d’anomalies, dont pratiquement les trois quarts
sont liées à la corrosion.
Le style de Jonathan Waldman est plein d’humour :
il compare un racleur conventionnel à un « cochon
en uréthane rouge moins intelligent » et explique
comment la cire peut « priver de sens des racleurs
intelligents, en les rendant aveugles, sourds et
amnésiques. » Son talent est aussi de faire comprendre
le concept de raclage à tout un chacun. Bien qu’il soit
improbable que des termes comme coupons, perte de
flux magnétique, câbles mous et MAOP sortent de la
bouche du lecteur ordinaire, celui-ci aura au moins
une compréhension de base de ce qu’ils signifient.
Selon Jonathan Waldman, le TAPS était
à l’origine considéré comme inoxydable.
Malheureusement, sa protection principale était un
revêtement de peinture qui s’est fragilisé au fil des
ans. Le système anticorrosion a alors été renforcé
avec des anodes noyées en magnésium (« mag bags »),
une protection cathodique et 800 coupons de
surveillance. Mais Jonathan Waldman note que si
le TAPS n’a pas subi de fuites provoquées par la
corrosion depuis sa mise en service en 1977, cela
est largement dû au fait que les outils d’inspection
interne (ILI) ont découvert des défauts avant qu’ils
n’entraînent de défaillances.
La surveillance est une
meilleure pratique que l’inspection
Cette attention accrue de l’opinion publique sur
les problèmes de corrosion va vraisemblablement
renforcer les responsabilités des exploitants de
pipelines pétroliers et gaziers.
1716
ENCOUVERTURE

Jonathan Waldman, l’auteur de Rust y est
totalement favorable.
Comme il l’écrit : « S’opposer à la construction
de nouveaux pipelines est absurde… C’est le moyen
le plus sûr pour transporter le pétrole. Mais d’un
autre côté, exiger de connaître l’état des pipelines,
voilà une attitude sensée. »
Bien entendu, le maintien des pipelines en
excellent état concerne l’ensemble du secteur
industriel. Mais dégager les meilleures pratiques
en ayant le recul nécessaire nécessite de discuter
avec des personnes comme le Dr Liane Smith et
Richard Norsworthy. Ils faisaient partie d’un groupe
d’experts interrogés par le fournisseur international
de services aux pipelines T.D. Williamson sur ce
qu’ils considèrent être les meilleures pratiques pour
détecter la corrosion et s’en protéger.
Liane Smith est une experte en matériaux et
corrosion et un membre de la Royal Academy of
Engineers. Cette prestigieuse distinction obtenue
au Royaume-Uni reconnaît
les meilleurs chercheurs
ingénieurs, innovateurs et
leaders.
Actuellement directrice
générale de WG INTETECH,
entreprise spécialisée dans
la gestion de l’intégrité
des équipements et située
à Chester en Angleterre,
Mme Smith
a obtenu un
doctorat en soudage
laser à l’université de
Sheffield et est l’auteur
de 94 articles spécialisés et
d’un livre.
Même si elle ne faisait pas
spécifiquement référence aux
800 coupons du TAPS, Liane Smith
affirme que si elle devait choisir entre la
surveillance de la corrosion et l’inspection
interne, elle investirait sur cette dernière.
Littéralement.
« La surveillance ne vous apporte
pratiquement rien », indique-t-elle. « Ce n’est même
pas la peine d’installer un système. Je mettrais tout
mon argent sur l’inspection. »
Le problème, explique Liane Smith, est que la
surveillance ne concerne que des emplacements
spécifiques. Par exemple, des coupons d’analyse de
perte de poids donnent des indications valables en
temps réel, mais uniquement pour certains points de
la conduite. Et comme le flux autour d’un coupon
peut être différent du reste de la conduite, les
informations ne peuvent pas être généralisées au-delà
du coupon lui-même.
Plus grave encore, il est notoire que les coupons
de corrosion produisent des « faux positifs ».
« Nous avons constaté à de nombreuses reprises
une corrosion négligeable sur un coupon, alors que la
conduite elle-même était très corrodée », ajoute-t-elle.
L’inspection interne peut surmonter ces
imperfections et donner une image très précise
de l’état de la conduite sur toute sa longueur,
poursuit Liane Smith. Elle prône la réalisation
d’une inspection interne peu de temps après la
mise en service d’un pipeline pour recueillir des
données de référence qui serviront aux comparaisons
ultérieures. En réalisant de nombreuses inspections,
les exploitants peuvent identifier les tendances,
optimiser le calendrier d’inspection et évaluer plus
finement le délai avant l’apparition d’un défaut.
Et qu’en est-il des conduites non considérées
comme raclables ou non « totalement contrôlables »,
comme Liane Smith préfère les appeler ?
Liane Smith précise que les outils d’inspection
interne bidirectionnels peuvent au moins fournir des
informations sur certaines sections de la conduite.
En associant ces données à une modélisation de la
corrosion sur toute la ligne, explique-t-elle, l’exploitant
dispose de « références autour des zones qui n’ont pu
être inspectées, et ainsi d’une meilleure vision pour
prendre des décisions critiques pour son activité ».
Elle estime qu’il serait préférable que les pipelines
soient conçus dès l’origine dans l’optique des
inspections internes.
« Les coûts supplémentaires pour faire
correctement les choses dès le début sont bien
inférieurs aux dépenses que pourraient générer les
défaillances ultérieures », ajoute-t-elle.
Non raclable, un terme à oublier
Pour ce qui est des canalisations réputées non raclables,
la vision de Richard Norsworthy pourrait bien être
encore plus extrême que celle de Liane Smith.
« La plupart des conduites sont raclables, à de
très rares exceptions près », affirme catégoriquement
le spécialiste et instructeur en corrosion et protection
cathodique (CP) de NACE International. « C’est
simplement une question de temps, d’argent et
d’effort. Mais cela finit toujours par payer. »
Pour les exploitants, c’est aujourd’hui le
meilleur moment pour prendre le temps et faire
l’effort d’inspecter leurs conduites, ajoute Richard
Norsworthy.
« Dans un environnement de prix faibles et avec
un nombre de projets en diminution, les exploitants
ont la possibilité de traiter les problèmes avant
qu’ils ne deviennent plus sérieux », explique-t-il.
« Il peuvent corriger des problèmes de corrosion,
effectuer des travaux de remise en état ou appliquer
de nouveaux revêtements externes ».
Selon Richard, ce sont les revêtements externes
qui sont « la première ligne de défense » contre la
corrosion.
Mais cette première ligne n’est pas toujours
impénétrable, affirme ce vétéran de l’industrie
avec ses 30 ans d’expérience qui le font largement
reconnaître comme un expert dans son domaine.
« Plusieurs exploitants de pipelines considèrent
désormais le décollement des revêtements de
protection CP comme leur première cause racine
de corrosion externe », souligne Richard.
Le décollement entraîne une perte d’adhérence
entre le métal et les revêtements cathodiques, ce qui
permet à l’eau, aux bactéries et aux autres éléments
déclencheurs de corrosion de s’introduire entre le
revêtement décollé et la conduite. De plus, certains
revêtements décollés empêchent les courants de
protection cathodique de protéger la conduite.
Comme l’explique Richard, la technologie de
transducteur acoustique électromagnétique (EMAT)
permet de localiser les zones où les revêtements se
sont détachés du métal. Lorsqu’elles sont identifiées,
il est alors souvent possible d’ajouter des rubans avec
endos maillé ou d’autres revêtements qui permettent
à la protection cathodique de fonctionner si un
décollement se reproduit.
Mais, ajoute Richard Norsworthy, la sélection
d’un revêtement adapté à l’environnement, suivie
par une inspection rigoureuse pour s’assurer de la
qualité de l’adhérence initiale, en particulier sur les
soudures circulaires « où démarrent la plupart des
corrosions aujourd’hui », est une stratégie bien plus
intelligente.
Mettre en évidence la corrosion
Les personnes qui pensent que la rouille concerne
principalement les vieilles voitures et les couvercles
de pots de peinture savent-elles que les militaires
considèrent la corrosion comme une menace très
importante ? Imaginent-elles qu’un pont puisse se
désagréger ? Et acceptent-elles l’idée que le vaste
réseau de pipelines sous leurs pieds pourrait aussi
être vulnérable ?
Qu’on le veuille ou non, le fait est que la
corrosion n’est plus l’affaire de quelques initiés.
Et cela donne à l’industrie pétrolière et gazière
l’opportunité de s’exprimer et d’informer le public
sur toutes les actions entreprises pour le protéger de
cette « menace omniprésente. »
Dr Liane Smith
1918
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015ENCOUVERTURE

2120
Les experts de TDW tiennent leur promesse : proposer
des présentations techniques et des démonstrations
pratiques dans le monde entier. Pour en savoir plus :
tdwontour@tdwilliamson.com.
Événements, présentations et conférences de TDW
Points decontact
Oil Sands
15 – 16 SEPTEMBRE | Fort McMurray,Alberta | Canada
SEPTEMBRE 2015 OCTOBRE 2015
31 AOÛT – 2 SEPTEMBRE
NACE Central Area Conference
St. Louis, Missouri, États-Unis
15 – 16 Oil Sands
Fort McMurray,Alberta, Canada
20 – 22 Arkansas Gas Association
Hot Springs,Arkansas, États-Unis
22 – 23 North American Pipelines Congress
Chicago, Illinois, États-Unis
22 – 24 Rio Pipeline
Rio de Janeiro, Brésil
5 – 9 Aging Pipelines Conference
Ostende, Belgique
12 – 15 Road Expo
Moscou, Russie
17 – 20 Australian Pipelines and Gas
Association Convention
Gold Coast, Queensland,Australie
21 – 22 Offshore Technology Days
Stavanger, Norvège
21 – 22 OPT Asia
Kuala Lumpur, Malaisie
25 – 27 DUG Eagle Ford
San Antonio,Texas, États-Unis
26 – 29 ASNT Annual Conference
Salt Lake City, Utah, États-Unis
Rio Pipeline
22 – 24 SEPTEMBRE | Rio de Janeiro | Brésil
Aging Pipelines Conference
5 – 9 OCTOBRE | Ostende | Belgique
OPT Asia
21 – 22 OCTOBRE | Kuala Lumpur | Malaisie
SGA Operating
Conference Exhibits
20 – 22 JUILLET | Nashville,Tennessee | États-Unis
LGA Pipeline Safety Conference
20 – 24 JUILLET | Nouvelle-Orléans,Louisiane | États-Unis
MEA Gas Operations Technical
Leadership Summit
11 – 13AOÛT | Rochester,Minnesota | États-Unis
FEPA Summer Symposium
12 – 13AOÛT | Palm Coast,Floride | États-Unis
The Pipeline Energy Expo
25 – 26AOÛT | Tulsa,Oklahoma | États-Unis
NACE Central Area Conference
31AOÛT – 2 SEPTEMBRE | St.Louis,Missouri | États-Unis
Arkansas Gas Association
20 – 22 SEPTEMBRE | Hot Springs,Arkansas | États-Unis
North American Pipelines Congress
22 – 23 SEPTEMBRE | Chicago,Illinois | États-Unis
DUG Eagle Ford
25 – 27 OCTOBRE | SanAntonio,Texas | États-Unis
ASNT Annual Conference
26 – 29 OCTOBRE | Salt Lake City,Utah | États-Unis
North American Pipleline Congress (NAPC)
CHICAGO, ILLINOIS | 22 – 23 septembre 2015
La voie à suivre : l’avenir des pipelines en Amérique du Nord
Dr Abdel Zellou. – T.D.Williamson
Ce comité exécutif d’ouverture explore les avancées de l’industrie et ses défis en
2015. Les participants donneront une vision d’ensemble du marché et analyseront
ce qui pénalise les infrastructures, tout en fournissant un aperçu éclairant sur les
questions principales.
Nouvelles infrastructures : exécution des projets planifiés
Dr Mike Kirkwood. – T.D.Williamson
Les participants examineront ce que les industriels du secteur doivent réaliser
pour atteindre les objectifs des projets planifiés. La session traitera des projets
à venir dans le secteur intermédiaire et analysera l’influence des problèmes
régionaux sur ces projets.
JUILLET 2015
20 – 22 SGA Operating Conference Exhibits
Nashville,Tennessee, États-Unis
20 – 24 LGA Pipeline Safety Conference
Nouvelle-Orléans, Louisiane, États-Unis
AOÛT 2015
11 – 13 MEA Gas Operations Technical
Leadership Summit
Rochester, Minnesota, États-Unis
12 – 13 FEPA Summer Symposium
Palm Coast, Floride, États-Unis
25 – 26 The Pipeline Energy Expo
Tulsa, Oklahoma, États-Unis
Ce symbole indique que TDW
présentera un livre blanc durant
cet événement.
Ce symbole indique que TDW
donnera une conférence ou
servira de facilitateur durant
cet événement
Road Expo
12 – 15 OCTOBRE | Moscou | Russie
Offshore Technology Days
21-22 OCTOBRE | Stavanger | Norvège
Australian Pipelines and
Gas Association Convention
17 – 20 OCTOBRE | Gold Coast,Queensland |Australie

22 23
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 3•2015ARTICLEDEFOND
• Isoler les travaux de construction
à haut risque
• Mesures de prévention
• Évolution de l’utilisation des
techniques d’isolement internes
non intrusives
• Protection pendant la pose de
conduites
• En finir avec la flexion humide
• Tout n’est pas fatal
Un certain dimanche, au cours de la nuit, les employés de la
plate-forme Brent Alpha en mer du Nord ont mal démarré leur nouvelle
semaine de travail. Leur matinée de lundi allait commencer quelques heures
plus tôt... par une évacuation. Une grue avait mal fonctionné et le gros
conteneur qu’elle portait était tombé dans la mer du Nord au lieu d’être
treuillé en toute sécurité sur un navire d’assistance.
Le conteneur glissait dans l’eau et se dirigeait vers une conduite sous-
marine exposée. Si le conteneur le touchait, le pipeline pouvait se rompre.
Et une rupture aurait été un désastre total : non seulement le produit se
serait déversé dans la mer, mais un retour de pétrole ou de gaz inflammable
sur la plate-forme pouvait mettre en danger le personnel et les équipements,
et des nuages de gaz pouvaient se former et créer de grosses bulles
susceptibles de faire couler les navires.
Heureusement, la semaine de travail n’a pas commencé par un accident
aussi catastrophique. Mais 54 employés furent évacués de la plate-forme
Alpha, et les deux installations Alpha et Bravo furent dépressurisées tandis
que le conteneur était récupéré par un navire d’assistance. Cet événement
LIMITER LES INCIDENTS OFFSHORE
Prévenir les
catastrophesTECHNIQUES D’ISOLEMENT NON INTRUSIVES

ARTICLEDEFOND
24 25
fut qualifié de « quasi-incident », aussi les seules
conséquences furent financières.
Autant la réputation et les coûts sont certainement
importants pour les exploitants offshore, autant un
incident provoqué par un objet relâché aurait été
quelque chose de bien pire, et il aurait même pu
provoquer des décès.
Bien que les pipelines sous-marins subissent de
nombreuses menaces (corrosion, désastre naturel,
accrochage d’une ancre, etc.), certains des risques
les plus importants proviennent des opérations
planifiées. Il peut s’agir de la pose de nouvelles
conduites, de la construction de plates-formes ou du
raccordement de nouveaux puits. C’est pourquoi de
nombreux exploitants, y compris celui mentionné,
vont désormais au-delà des formations standard à la
sécurité et de la stricte conformité réglementaire afin
de protéger leurs actifs : pour cela, ils investissent dans
les technologies avancées de limitation des risques,
comme les systèmes d’isolement interne non intrusif.
Isoler les travaux de construction à
haut risque
Les objets relâchés pendant les opérations offshore
font rarement la une, mais les accidents avec faible
probabilité d’un impact, comme celui décrit ci-dessus,
constituent en fait l’un des risques les plus élevés pour
les conduites offshore et induisent les conséquences
potentiellement les plus graves.
Pendant les travaux de construction et de
maintenance de la plate-forme, des navires viennent
souvent à proximité de celle-ci ; ils peuvent alors lâcher
ou tirer leur ancre sur ou à proximité des pipelines
ou encore treuiller des équipements susceptibles de
tomber dans l’océan. Bien que les exploitants offshore
disposent déjà de nombreuses mesures de sécurité pour
limiter ce risque – ils identifient et évitent les pipelines
dans leur zone d’opération –, compte tenu de l’extrême
gravité de l’impact d’un objet relâché, ils prennent des
précautions supplémentaires pendant ces périodes.
Lors d’une activité de construction à proximité de
pipelines, la méthode totalement sûre consiste à purger
ou à mettre hors service toutes les conduites dans la
zone où peuvent être relâchés des objets, et ce jusqu’à
la fin des travaux. Mais comme les opérations sur les
plates-formes peuvent quelquefois durer plusieurs
mois et que la purge d’un pipeline est une opération
très coûteuse pour l’exploitant, sans parler de la grave
interruption des livraisons que subiraient les clients
en aval, les travaux doivent souvent se réaliser avec des
conduites en activité.
Pour citer un exemple, en 2009, une plate-forme
de traitement de gaz située au large du Myanmar
nécessitait un nouveau raccordement de pipeline pour
récupérer le gaz d’un champ avoisinant. La plate-forme
ne devait pas être en production pendant la durée
du raccordement, mais l’exploitant voulait conserver
active sa grosse conduite de gaz d’exportation, en
situation d’« arrêt » temporaire, pour éviter une mise
hors service totale. C’était absolument essentiel pour
l’exploitant, car la conduite d’exportation, qui court
sur 370 kilomètres (230 miles) jusqu’à la côte puis
sur le continent jusqu’à la frontière de la Thaïlande,
fournit jusqu’à 20 % de l’énergie de la Thaïlande.
Dès la réalisation du nouveau raccordement, la
livraison du gaz devait reprendre très vite.
À partir de la plate-forme existante, le navire
spécialisé a commencé à poser la nouvelle ligne.
Pour protéger et isoler la conduite d’exportation
existante pendant la mise en place de la nouvelle ligne,
l’exploitant a utilisé une solution du type double
obturation et contrôle à distance avec l’outil d’isolement
SmartPlug® approuvé par DNV. L’isolement devait
garantir qu’en cas d’endommagement de la conduite
d’exportation pendant le raccordement, elle serait
isolée de manière sûre pour empêcher toute perte de
production ou tout retour de gaz.
Un raclage a été effectué avec l’outil SmartPlug,
développé par T.D. Williamson (TDW), depuis la
plate-forme jusqu’à sa position de référence, puis
l’outil a été contrôlé à distance pour isoler de manière
sûre la zone entourant la plate-forme pendant toute la
durée de l’opération. À la fin de l’opération, l’outil a
été débloqué et ramené vers le dispositif de réception.
Mesures de prévention
La technique d’isolement interne par double
obturation et contrôle à distance est devenue la
méthode standard de l’industrie pour l’isolement non
intrusif ; utilisée dans toutes les régions du globe pour
se protéger des conséquences liées aux objets relâchés,
elle participe aussi à la réduction des risques pendant
les travaux de maintenances généraux en offshore.
En 2009, l’Australie a connu l’une des pires marées
noires de son histoire lorsqu’un incident survenu
en mer de Timor sur une plate-forme de forage a
entraîné la pollution de 150 km (93 miles) d’océan et
l’évacuation de tout le personnel. L’incident avait été
provoqué par la rupture d’un bouchon sous-marin
en béton pendant une intervention sur une tête de
puits. Lors des tentatives de colmatage de la fuite,
la plate-forme offshore West Atlas a pris feu. L’Australie
a classé l’incident au titre de désastre national.
Bien que cette catastrophe ne fût pas liée à
un objet relâché et à la rupture d’une conduite
sous-marine, l’incident a amené l’organisme australien
de réglementation de l’activité pétrolière et gazière
offshore (NOPSEMA) à imposer l’utilisation
de bouchons d’isolement, comme le système
SmartPlug, en tant que mesure de prévention lors
des interventions sur les conduites offshore. Ce type
de réglementation permettra à l’avenir de réduire
grandement la gravité d’incidents similaires.
Évolution de l’utilisation des
isolements internes non intrusifs
Les exploitants offshore ont voulu, en bonne partie
à cause de l’adoption par l’industrie de la méthode
d’isolement par double obturation et contrôle à
distance – et de la technologie éprouvée qui la
supporte – utiliser la même approche pour limiter les
risques de flexion humide lors de la pose de conduites
sous-marines (l’une des interventions les plus
coûteuses de l’industrie offshore).
Bien que l’isolement d’une conduite lors de sa pose
puisse paraître sensiblement différent de l’isolement
d’une conduite destiné à la protéger contre des objets
relâchés ou pendant une maintenance, l’approche
théorique reste très similaire pour ces deux situations.
Dans les deux cas, le système d’isolement est mis
en place pour garantir de manière sûre l’intégrité de
la conduite. Cependant, lorsqu’il s’agit de la pose de
canalisations, l’isolement est réalisé beaucoup plus
rapidement et uniquement en cas de besoin.
Protection pendant la pose de
conduites
La pose d’un pipeline sous-marin nécessite de placer
un long tronçon de conduites sur le fond marin à des
profondeurs allant jusqu’à 3 000 mètres (1,8 mile).
Le navire avance tout en déposant la conduite, chaque
raccord de conduite de 12 m étant soudé au suivant
pour former une chaîne suspendue, laquelle est alors
abaissée jusqu’au niveau du fond marin tandis que le
navire poursuit sa propulsion.
Pendant la pose d’une conduite, le navire peut, en
raison d’un défaut de fonctionnement occasionnel du
système de propulsion ou sous l’effet des vagues et des
courants, tanguer ou se balancer de manière anormale.
Cela peut provoquer une flexion à l’endroit où le tronçon
de conduites a la plus grande courbure (c.-à-d. lorsqu’il
quitte le navire ou lorsqu’il rejoint le fond marin).
Deux choses peuvent se produire si la conduite
fléchit : dans le premier cas, la flexion va aplatir la
conduite mais sans la rompre. On parle alors de
« flexion sèche » ; il est possible d’y remédier en
retournant en arrière et en découpant le joint, puis en
allant plus loin en arrière et en découpant à nouveau,
jusqu’à parvenir sur la zone fléchie pour pouvoir la tirer.
Le navire reprend alors à nouveau la pose de la conduite.
Bien qu’une flexion sèche consomme des
matériaux et du temps, cela n’est rien en comparaison
du deuxième cas – la flexion humide.
Une flexion humide correspond à
l’endommagement de la conduite, à la pénétration
d’eau et au remplissage de la section suspendue en
cours de pose. Cela provoque plusieurs problèmes :
tout d’abord, le navire de pose est prévu pour
maintenir la conduite jusqu’à un certain poids et la
relâcher tandis qu’il avance, mais lorsqu’elle est remplie
d’eau, la conduite devient beaucoup plus lourde.
« Il n’existe que deux ou trois navires de pose de
conduites dans le monde capables de maintenir une
conduite en profondeur sous-marine remplie d’eau »,
fait remarquer George Lim, un expert offshore de
TDW. « Le navire de pose a une capacité de tension
maximale ; si la conduite devient trop lourde, elle fait
sauter la chaîne du navire. »
Et si la conduite se décroche, elle peut provoquer
un effet de fouet incontrôlé et des gros dommages sur
Flexion humide

27
le navire et les personnes à bord avant de tomber au
fond de l’océan.
L’autre conséquence d’une flexion humide est
que l’eau de mer et le sol contaminent la nouvelle
conduite, ce qui oblige l’exploitant à évacuer l’eau
avant que le navire ne puisse reprendre la pose de la
conduite. L’évacuation de l’eau est un processus long.
La zone endommagée de la conduite est d’abord
découpée, puis des racleurs avec des inhibiteurs
spéciaux sont poussés dans la conduite pour la sécher
afin de pouvoir la soulever à nouveau
et poursuivre la pose.
De plus, l’évacuation de l’eau coûte
cher, car il faut disposer d’un grand
nombre de pompes et de compresseurs
prêts à entrer en action. Le coût
de location de ces équipements,
qui peuvent occuper une surface
équivalente à un terrain de football,
est très important. Enfin, les navires de
pose de conduite reviennent à environ
500 000 USD par jour, voire plus, et
ils devront rester en attente tandis que
l’eau est retirée de la conduite.
En finir avec la flexion humide
Jusqu’à récemment, il n’y avait pas de méthode viable
pour empêcher l’inondation de la conduite dans le
cas d’une flexion humide. C’est pour cela que TDW
a élaboré le système d’isolement SmartLay™ destiné à
la pose de conduites et basé sur certaines fonctions de
conception essentielles de l’outil d’isolement éprouvé
SmartPlug.
Pendant la pose de la conduite, une méthode
pour déployer l’outil d’isolement SmartLay consiste
à le tirer vers l’avant à l’intérieur de la conduite à
l’aide d’un câble qui court dans la section suspendue
de celle-ci. Une autre méthode pour tirer vers l’avant
l’outil SmartLay est de placer devant lui un véhicule
autonome (type tracteur ou chenille). Lorsqu’un
nouveau raccord est soudé sur la conduite, l’outil est
avancé dans celle-ci. En situation normale, il glisse
dans la conduite pendant la pose de celle-ci, mais si la
conduite fléchit et que l’eau y pénètre, l’outil détecte
immédiatement l’eau de mer et se déploie dans la
conduite en moins d’une seconde, ce qui empêche
l’inondation de la canalisation.
Généralement, il faut au moins un appareil de
ce type pour fermer la conduite nouvellement posée
sur le fond marin. D’autres appareils peuvent être
placés dans la « zone de fléchissement » (c.-à-d. là
où la conduite quitte le navire et là où elle rejoint le
fond marin). La section inondée située entre la partie
fléchie et l’outil SmartLay peut alors être simplement
découpée avant de poursuivre la pose de la conduite.
Selon George Lim, l’outil d’isolement SmartLay,
déjà livré à certains grands exploitants offshore qui ont
élaboré des techniques de déploiement propres à leurs
opérations de pose de conduite, empêche l’inondation
de la conduite, réduit les risques au personnel et
supprime l’opération d’évacuation de l’eau, avec une
grosse économie à la clé.
Rien n’est fatal
Tous les ans, l’industrie offshore adopte davantage de
règlements et de procédures de sécurité, et cela nous
rend certainement plus sûrs. Cependant, quel que
soit le nombre de procédures préventives existantes,
des accidents, y compris ceux à faible probabilité,
continueront de se produire. Mais si ces techniques
d’isolement évoluées ne permettent pas de réduire la
probabilité d’un incident, elles peuvent néanmoins en
réduire les conséquences.
« Les systèmes SmartLay et SmartPlug sont des
outils de réduction des risques », explique Lim.
« Le risque est égal à la probabilité de défaillance
multipliée par la conséquence. Des outils comme
ceux-ci réduisent les conséquences d’un incident
malheureux. »
Les coûts internes comprennent
généralement la gestion de projet
chez l’exploitant, depuis les études
de conception jusqu’à la réparation
des dommages environnementaux.
Les coûts directs sur le site incluent
les travaux des prestataires externes,
qu’il s’agisse par exemple des
activités de soudage ou d’excavation.
Les calculs de l’étude – très
prudents – concernent le projet achevé, l’exploitant
étant le propriétaire du réseau de pipelines, mais non du
produit transporté. « En cas de fermeture de conduite
chez un exploitant qui est propriétaire de tous les
équipements, le flux de trésorerie entrant est suspendu
et cela engendre un coût financier supplémentaire »,
indique Veronyca Kwan, chargée de projet et analyste
sénior des marchés d’activité chez TDW.
La perte de revenus est l’une des principales
préoccupations des opérateurs de conduites de transport
lorsqu’ils réfléchissent aux moyens de prendre en
compte les recommandations ILI du NTSB. La capacité
à prévenir cette perte – en poursuivant l’utilisation
du pipeline – est l’une des principales raisons pour
lesquelles les procédures HTP peuvent présenter
énormément d’avantages pour les exploitants qui
s’engagent dans un projet de modification pluriannuel
de mise en conformité de leur réseau de pipelines.
La non-fermeture autorisée
par la technologie d’isolement
STOPPLE Train peut, parmi d’autres
éléments, limiter les coûts de mise en
conformité avec les recommandations
du NTSB, indique Grant Cooper,
responsable de la commercialisation
de la technologie HTP chez TDW.
« Nous avons en fait développé
la technologie standard d’obturation
et purge, ce qui permet de souder
deux raccords au lieu de quatre sur
le pipeline », ajoute Grant Cooper.
« Sur chaque raccord, vous avez un
isolement du type double obturation
et purge, ce qui non seulement réduit
les coûts, mais rend aussi l’installation
plus sûre. »
Les deux étanchéités indépendantes
utilisées avec le système de double
obturation et purge augmentent aussi la
probabilité d’être étanche dès la première
tentative, ce qui est un autre facteur d’économie. De plus,
le système non seulement réduit la taille de l’excavation
nécessaire pour accéder à la conduite, ce qui réduit les
coûts des équipements, mais il limite également le risque
de dommages coûteux causés par des tiers.
Et dans certains cas, le système permet aux
opérateurs de faire passer une dérivation directement
à travers le logement du système d’obturation,
ce qui réduit encore plus le besoin de raccords
supplémentaires et donc les coûts.
Que les opérateurs choisissent le procédé HTP
standard ou des techniques d’isolement plus avancées,
leurs investissements stratégiques en modifications
de conduites les aideront d’une part à assurer la
conformité avec les recommandations du NTSB, et
d’autre part à renforcer leurs programmes de gestion
de l’intégrité des pipelines, à disposer de données
d’inspection interne mieux exploitables et à maximiser
leur production en toute sécurité.
Perspectives futures
SUITE DE LA PAGE 11
= PROBABILITÉ D’UNE DÉFAILLANCE X CONSÉQUENCE * Étude NTSB : www.ntsb.gov/news/events/Documents/
2015_Gas_Transmission_SS_BMG_Abstract.pdf
E-book TDW sur les prochains règlements IVP :
www.TDW-IVP.com
Les exploitants s’inquiètent de la transformation
des recommandations du NTSB sur la sécurité
des pipelines en nouveaux règlements, car les
coûts induits pourraient être significatifs dans une
période où, par ailleurs, les prix du pétrole sont bas.
Si la conduite fléchit et que
l’eau y pénètre, l’outil détecte
immédiatement l’eau de mer et se
déploie dans la conduite en moins
d’une seconde, ce qui empêche
l’inondation de la canalisation.
Double double système d’isolement STOPPLE®Train avec bypass
INNOVATIONS•VOL.VII,NO.3•2015
RISQUE
26

28
EN
CHIFFRES 4
étapes pour
INTÉGRITÉ DES PIPELINES : UNE VISION GLOBALE
Les exploitants de pipelines font face au défi permanent de livrer de l’énergie
partout dans le monde de la manière la plus sûre et la plus économique qui soit.
Ils luttent contre les infrastructures vieillissantes, les conditions climatiques et
les contraintes économiques, ils s’adaptent à une réglementation toujours plus
sévère et ils s’engagent avec les communautés pour acquérir une légitimité sociale.
Heureusement, les avancées continues dans la détection des menaces sur les
pipelines, comme les plates-formes à données multiples, sont là pour les
assister. Suivez les étapes 1 à 4 pour comprendre comment.
DÉTECTER Lorsqu’une plate-forme MDS est en fonctionnement,
les dommages mécaniques (c.-à-d., causés par des tiers)
sont détectés par un grand nombre de technologies intégrées.
CARACTÉRISER Chaque technologie de la plate-forme MDS
fournit un type spécifique d’informations sur les dommages et
permet de caractériser totalement la menace.
PRIORISER/LIMITER Avec un rapport final d’intégrité
édité presque immédiatement après l’inspection, l’exploitant
de pipelines est en mesure de :
RAPPORT Lorsqu’elles sont évaluées avec précision par un logiciel spécialisé et des analystes,
les données MDS, qui se recoupent, aident à déterminer les caractéristiques exactes et la
gravité de l’ensemble des menaces qui interagissent – une bosse qui s’arrondit davantage
avec des indications de gougeage et de fissuration.
Perte de métal, arrondissement plus important, recyclage, longueur et profondeur de bosses, évaluation des contraintes et de la gravité.
• Évaluer les besoins les plus
critiques du pipeline
• Prioriser les actions d’entretien/
de réparation en fonction des
nécessités
• Minimiser les coûts en évitant
les excavations non nécessaires
• Garantir une exploitation
en toute sécurité pour ses
employés et la communauté
LES PLATES-FORMES À
DONNÉES MULTIPLES
(MDS) peuvent fournir aux
exploitants de pipelines une
vision globale de l’intégrité
de leurs conduites grâce
à un seul outil, sur lequel est
activé un ensemble évolutif
de techniques d’inspection
qui se recoupent, et ce de
manière simultanée.
LE RÉSULTAT : une détection
efficace des menaces et une
caractérisation avancée.
Localise l’anomalie par rapport
à l’axe de la conduite.
CARTOGRAPHIE XYZ
DÉFORMATION
SOUS FAIBLE CHAMP
Définit l’anomalie comme une bosse.
Identifie l’arrondissement plus important
(ou le rebond) d’une bosse.
Reconnaît la perte de métal
volumétrique dans la bosse.
HAUTE RÉSOLUTION
Perte de flux
magnétique SpirALL®
Identifie la perte de métal orientée
axialement ou le gougeage dans la bosse.
SMFL
LFM
MFL
DEF
XYZ
28
2
3
4
28
1
29
combattre les menaces
qui pèsent sur l’intégrité des pipelines

OPERATIONOFFSHORE.COM
#operationoffshore
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MARKSIM,TODDBEADLE, GORDONBLAIR, ALEXEYTUGANOV, ANTONKOVALENKO,LAURENTFABRY,TAMMYWISENBAKER,
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