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Quand l’impossible devient

Possible

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® Marque déposée de T.D. Wil l iamson, Inc. aux États-Unis et autres pays. ™ Marque de T.D. Wil l iamson, Inc. aux États-Unis et autres pays. © Droit d’auteurs 2014 tous droits réservés T.D. Williamson, Inc.

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2 | PERSPECTIVE DE LA DIRECTION

De la Terre à la Mer

4 | PERSPECTIVE MONDIALEDes 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 SÉCURITÉVoir toutes les pièces quand cela compte le plus.

10 | PENSER À L’AVENIRSe 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 CONTACTÉvénements, documents et conférences sur les pipelines.

28 | ZOOM SURles quatre étapes du « raclage » offshore.

14 | En couverture : Faire remonter LimaUne 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 forceQu’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 SummersDIRECTEUR ARTISTIQUE Joe AntonacciPRODUCTION DE CONCEPTION Kat Eaton, Mullerhaus.netPRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward MankinPHOTOGRAPHIE Douglas Barnes, Adam Murphy, Ezequiel ScagnettiILLUSTRATIONS DE L’ARTICLE DE COUVERTURE Patrick Gnan, represented by Deborah Wolfe, LTD.

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

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

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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.

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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

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De la Terre à la Mer

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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 cœur de ce numéro du magazine Innovation™. Nous espérons que vous y trouverez un grand intérêt et que vous passerez un bon moment.

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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’œuvre 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 FordL’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

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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.

PerspectiveMondiale 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.

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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

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.

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 ».

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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 ».

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Deepwater, la ruée vers l’or noirLa 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

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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’obturationComment 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

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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

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Faire remonterUne nouvelle technologie aide à réparer une station de pompage en double temps

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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.

LEFaire remonter

Une nouvelle technologie aide à réparer une station de pompage en double temps

THAÏLANDE

CAMBODGE

LAOS

VIETNAME

MAYANMAR

MALAISIE

MALAISIE

PHILIPPINES

SINGAPOUR

MER DE CHINE DU SUD

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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’œuvre 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

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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 »,

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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®.

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 SIMULTANEESUne 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

24POUCES DE DIAMETRE

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QUAND RÉALISER L’IMPOSSIBLE DEVIENT POSSIBLE

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63JOURS EFFECTUEeS

SIMULTANEMENT

9 PERCAGES EN CHARGE

6 OBTURATIONS

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 immédiatBoucher 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.

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ÉQUIPE DE5 PLON-GEURS

ÉQUIPEMENT

Expedie depuis : AMÉRIQUE DU NORD EUROPE ASIE-PACIFIQUE

Planification normale et

achèvement

+ 8mois

PERCAGE SOUS-MARIN EN CHARGE Planification et

achèvement à LIMA 4mois

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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

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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

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

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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

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• Développé à la demande de l’exploitant

• Préparer les opérateurs pour la suite

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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.

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L’UNION

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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 LAORCE

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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

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.

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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

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

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« 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.

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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

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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.

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MISE EN SERVICE

NETTOYAGE ET DÉPLACEMENT

INSPECTION DE LIGNE

ISOLEMENT

les quatre étapes du RACLAGE OFFSHORE

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Fuites De Flux Magnétique (MFL), Ultrasons (UT), MFL circonférentielle, Géométrie

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.

les quatre étapes du RACLAGE OFFSHORE

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