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2 | PERSPECTIVES DE LADIRECTION

Localisation : la stratégie gagnante

4 | PERSPECTIVE MONDIALECommentaires d’industriels du monde entier

6 | ZOOM SUR LATECHNOLOGIE

Travailler sur la performance : effacer les coûts de maintenance des conduites

8 | IMPORTANCE DE LASÉCURITÉ

Mesures de sécurité extraordinaires pour des tâches ordinaires

10 | PERSPECTIVES FUTURESAventure arctique : une proposition à long terme

12 | RAPPORT SUR LEMARCHÉ

Analyse et prédiction des défauts potentiels

20 | POINTS DE CONTACTÉvénements, articles et conférences concernant les pipelines

28 | EN CHIFFRESCinq étapes pour une isolation non intrusive

14 | Les aspects économiques de la performance Les progrès de la technologie améliorent l’efficacité dans les domaines de l’exploration, de la production et du transport et assurent au final une stabilité, voire même une augmentation, des profits dans une période de prix bas.

22 | Tout est dans les donnéesLes systèmes de gestion de l’intégrité des pipelines fournissent des informations critiques pour l’activité et permettent aux opérateurs de prendre des décisions plus éclairées.

S E C T I O N S

RÉDACTEUR EN CHEF Jim Myers MorganDIRECTEUR DE LA RÉDACTION Waylon SummersDIRECTEUR ARTISTIQUE Joe AntonacciPRODUCTION CONCEPTUELLE Kat Eaton, Mullerhaus.netPRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward MankinPHOTOGRAPHIE Robert D. Flaherty, Ezequiel Scagnetti

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

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

VOL. VII, N° 2 • 2015

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.

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PRESSION ANNULAIRE

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ENCHIFFRES

CINQ une isolation non intrusive

Mettre en place le module de raclage n° 1 – 100 % de la pression dans la conduite

Baisser la pression côté BP à 50 % de celle du côté HP

Mettre en place le module de raclage n° 2 – 50 % de la pression dans la conduite

Baisser la pression côté BP jusqu'à la pression ambiante

La maintenance des pipelines offshore concerne généralement l'une des quatre catégories suivantes :

remplacement de vannes, raccordements, réparation de colonne montante ou protection desgrosses canalisations.

Pour ce type de maintenance, les exploitants utilisent des méthodes d'isolement en ligneLa méthode d'isolement la plus répandue est celle de double obturation et de surveillancecerti�ée par le DNV, comme nous le voyons ici.

Méthode d'isolement et de surveillancepar double obturation certi�ée par le DNV

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FAIBLE DANSLA CONDUITE

PRESSIONÉLEVÉE DANSLA CONDUITE

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* Perte de charge

Pression annulaire surveilléepour la véri�cation des deux étanchéités 50 % DE LA PRESSION DANS LA CONDUITE

Recommandations du DNV pour les critères deréparation de pipelines sous-marins (DNV-RP-F113/3) :

. Chaque barrière doit pouvoir retenir la pression maximale de la conduite

. Système de verrouillage indépendant

. L'étanchéité doit être testée indépendamment

. Capacité de surveillance de l'intégrité de la conduite

. Les étanchéités doivent être indépendantes

les unes des autres

Grâce à l'utilisation debarrières d'isolement actionnées

indépendamment et à unesurveillance continue, le système

permet aux exploitants de pipelineshaute pression d'effectuer des réparations

dans un environnement sûr,contrôlé et surveillé.

Mettre en place ladouble obturationet l'outil desurveillance

Module de surveillanceet de suivi

Module deraclage n° 1

Module deraclage n° 2

Module decontrôle

étapes pour

INFORMATIONS GÉNÉRALESDebbie Ellisdellis@aga.org202-824-7338

Plus de 100 présentations seronteffectuées par des experts industrielssur des sujets pertinents et d'actualité,notamment :

• mise en œuvre des meilleures pratiques

• études de cas (relatives à l'exploitation)

• construction et maintenance

• contrôle de la corrosion

• prévention des dommages

• interventions d'urgence

• ingénierie

• problèmes environnementaux (PCB,émissions atmosphériques, eaux d'orage)

• limiteurs de débit

• contrôle du gaz

• technologies d'exploitation du gaz

• qualité du gaz

• applications GIS/GPS

• gestion de l'intégrité, distributionet transmission

• GNL

• vérification de la MAOP (pressionde service maximale autorisée)

• mesures, distributionet transmission

• problèmes liés à l'odorisation

• planification et support des opérations

• sécurité des pipelines

• planification et conception des réseauxde pipelines

• matériaux plastiques

• programmes de sensibilisation du public

• opérations de purge

• conformité à la réglementation

• gestion de la sécurité

• formation technique et transfertde connaissances

• stockage souterrain de gaz

• services sur le terrain aux installationset aux clients

• système de gestion des tâches

… et beaucoup d'autres encore !

Les participants à la conférencepourront imputer leur temps deprésence sur les heures deperfectionnement professionnel.

CONFÉRENCE SUR LES OPÉRATIONSet EXPOSITION BIENNALE

A S S O C I A T I O N A M É R I C A I N E D U G A Z

Sécurité et excellence opérationnelle dans le monde entier !

19 – 22 MAI 2015HÔTEL GAYLORD TEXAN etCENTRE DE CONVENTIONDE GRAPEVINE, TEXAS

Fournisseurs d'équipementset de services, attention !La conférence accueilleraaussi l'exposition biennalerenommée AGA sur les produitset services destinés aux fonctionsopérationnelles des entreprisesde distribution et d'exploitationdu gaz naturel.

Ne laissez pas passer cetteopportunité de rencontrer lesprincipaux responsablesopérationnels des entrepriseslocales, nationales etinternationales de distribution etd'exploitation du gaz quiassisteront à cet événement.Cette exposition a lieu tous lesdeux ans. Faites de 2015 uneannée qui compte !

Pour réserver de l'espace d'expositionAGA Show Managementc/o Exhibit Promotions Plus Inc.aga@epponline.com +1 410 997-0763 ou301-596-3028

OPPORTUNITÉS DE PARTENARIATAnnemarie O’Donoghue aodonoghue@aga.org202-824-7032

Pour connaître le programme de laconférence et les détails d'enregistrement,rendez-vous surwww.aga.org/OpsConf2015.

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Notre activité dans le pétrole et le gaz nous permet d’affirmer que, à l’inverse de la plupart des industries : nous avons le pouvoir de transformer le monde ! Je ne parle pas uniquement du carburant pour les transports, même si 60 % du pétrole produit dans le monde est, de fait, utilisé pour permettre aux personnes et produits de se déplacer ou d’être déplacés d’un point A vers un point B.

Dans le cas présent, je fais référence à la manière dont notre industrie joue un rôle moteur pour le développement économique local sur chaque continent. Cela est d’autant plus vrai que les entreprises pétrolières internationales (IOC) poursuivent leur partenariat et leur assistance aux entreprises pétrolières nationales (NOC) sur les marchés émergents.

Il y a quelques années, la société internationale de conseil Accenture a soutenu que les initiatives de localisation (développement des économies locales, stimulation du développement industriel, accroissement des capacités locales, constitution d’une main-d’œuvre qualifiée et création d’une base concurrentielle de fournisseurs) deviendraient les exigences minimales pour pouvoir travailler avec les NOC. En d’autres termes, les IOC devraient dépasser le cadre strict des contrats et mettre en œuvre des actions favorables pour le pays.

Dans ce contexte de localisation toujours plus poussée, les IOC conseillent les NOC, qui détiennent pratiquement 80 % des réserves de pétrole dans le monde, sur l’élargissement des compétences et de l’expertise technologique locales. Les pays en développement sont ainsi mieux armés pour utiliser leurs ressources de pétrole et de gaz au service de la promotion économique et du progrès social.

À titre d’exemple, Statoil a été créée par le gouvernement norvégien avec l’ambition d’utiliser les ressources de sa côte nord et de son plateau continental. Pendant les premières années d’existence de l’entreprise, le gouvernement a bâti une industrie énergétique locale en accordant une priorité sur les contrats aux soumissionnaires norvégiens bien placés sur des critères essentiels comme le prix et la qualité. Lorsque les opérateurs étrangers ont commencé à prendre pied dans l’industrie énergétique norvégienne, ils ont été encouragés à s’associer à des entreprises locales en matière de recherche et développement.

Aujourd’hui, la Norvège figure parmi les premiers exportateurs d’énergie dans le monde et Statoil partage sa réussite au niveau international. L’entreprise soutient des actions de formation et d’acquisition de compétences au Brésil, au Canada, en Russie et au Nigéria. Le Nigéria constitue un autre exemple convaincant des bénéfices de la localisation.

La compagnie pétrolière nationale du Nigéria (NNPC) a pour mission de tirer profit des ressources énergétiques du pays pour faire progresser la nation sur les plans technique et économique. Avec l’aide de Shell, qui a assuré le transfert de connaissances, la formation et a favorisé les fournisseurs nigérians, la NNPC a pu développer ses capacités pétrolières.

Bien entendu, la localisation ne fonctionne pas à sens unique. En travaillant avec les NOC, les IOC accèdent à des champs pétroliers dont ils auraient sans cela été tenus à l’écart. Elles accroissent leur présence mondiale tout en réduisant le risque et en améliorant leur retour sur investissement.

Mon expérience me fait dire que le recrutement et la formation d’une main-d’œuvre locale qualifiée ont permis à T.D. Williamson de répondre aux demandes de ses clients internationaux avec une qualité constante. Ce qui signifie que la localisation est une stratégie gagnante, partout dans le monde.

PAR JOHAN DESAEGHERVICE-PRÉSIDENT

EUROPE/AFRIQUE/MOYEN-ORIENT 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

Localisation : la stratégie gagnante

« [...] les IOC conseillent les NOC sur l’élargissement des compétences et de

l’expertise technologique locales. Les pays en développement sont ainsi mieux armés pour

utiliser leurs ressources de pétrole et de gaz au service de la promotion économique et du

progrès social. »

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TU TRANANALYSTE DE LA RECHERCHE SUR L’EXPLOITATION, AGENCE D’INFORMATION SUR L’ÉNERGIE

de ces projets de pipelines bidirectionnels dans le Nord-Est, l’industrie prévoit d’étendre les réseaux existants et d’en créer de nouveaux pour transporter le gaz naturel produit dans le Nord-Est vers les marchés demandeurs hors de la région.

Les débits des pipelines ANR, Texas Eastern Transmission, Transcontinental, Iroquois Gas, Rockies Express et Tennessee Gas ont représenté 60 % du flux total vers le Nord-Est en 2013. Cette même année, les débits de ces pipelines se sont situés entre 21 et 84 % en dessous des niveaux de 2008, la diminution en pourcentage la plus importante affectant le pipeline Tennessee Gas. C’est pourquoi les exploitants de ces pipelines ont annoncé qu’ils prévoyaient de modifier leurs réseaux pour rendre possible le débit bidirectionnel et permettre le transport du gaz naturel hors de la région du Nord-Est. En 2014, les pipelines Tennessee Gas et Texas Eastern Transmission ont commencé à fournir du gaz dans les deux sens entre les États qui bordent les frontières des régions du Nord-Est et du Sud-Est. Bien que le Nord-Est bénéficie d’une production de gaz naturel plus élevée et d’un plus grand nombre de nouvelles infrastructures, les clients de Nouvelle-Angleterre continuent à payer des prix élevés pour le gaz naturel pendant les jours de forte demande, compte tenu des contraintes sur les pipelines, de la diminution des livraisons de l’Est du Canada et des importations de gaz naturel liquéfié (GNL).

RAPPORT NOVATEUR SUR LA CORROSION

NACE International est en train d’analyser l’étude Mesures internationales de prévention, d’application et d’économie pour les technologies de la corrosion (IMPACT), un rapport novateur sur les coûts de la corrosion dans de nombreux pays et industries. Avec 16 partenaires de recherche dans neuf pays, cette étude fournira les données les plus complètes jamais enregistrées sur l’impact financier de la corrosion dans les plus grandes économies du monde, en incluant des modèles économiques.

Au début de l’année 2015, les partenaires participant à la recherche ont commencé à collecter les données. Lorsqu’elles auront été transmises à NACE International, elles seront combinées et analysées pour obtenir une vision globale des coûts induits par la corrosion et des solutions pour les limiter.

La dernière fois que ce type de recherche a été effectué (en 2002), elle avait été demandée par le Congrès américain et confiée à l’Administration fédérale américaine des autoroutes (FHWA). Au cours

de la dernière décennie, elle a constitué une ressource précieuse. Cependant, elle ne concerne que les équipements américains et ne prend pas en compte les coûts indirects. L’étude IMPACT considèrera des données internationales, ainsi que les coûts indirects.

Tous les ans, des rapports toujours plus nombreux font état des risques grandissants que présentent des infrastructures vieillissantes et mal entretenues. Aux États-Unis par exemple, des centaines de milliards de dollars sont dépensés tous les ans pour limiter la corrosion des infrastructures comme les pipelines de gaz et de liquides, les voies ferrées et les installations de stockage de matériels dangereux. En outre, la corrosion représente un coût élevé en production et en fabrication, notamment pour l’exploration et la production de pétrole et de gaz, le raffinage pétrolier et les produits pétrochimiques.

L’étude de la FHWA a fait ressortir que des économies pouvant aller jusqu’à 30 % seraient possibles grâce à l’utilisation d’une technologie de contrôle de la corrosion disponible depuis déjà dix ans, mais l’étude n’a pu mettre en évidence les différences de coût entre la prévention, la réparation et le remplacement d’équipements. L’étude IMPACT sera la première à fournir ces données. Elle démontrera l’utilité des méthodes de contrôle de la corrosion et l’accessibilité de ces méthodes à court et long terme. Outre les coûts associés à la corrosion, elle fournira toute une série d’études de cas et un descriptif des meilleures pratiques de l’industrie.

Les partenaires de recherche de cette étude comprennent : l’Académie chinoise des sciences, la Société japonaise des ingénieurs spécialistes en corrosion, l’Association de corrosion d’Australasie (ACA), Saudi Aramco, l’Association américaine des travaux hydrauliques (AWWA), la Fédération des chambres de commerce et d’industrie de l’Inde (FICCI), l’Institut DECHEMA, le département de la Défense des États-Unis, l’Union internationale des peintres et métiers connexes (IUPAT), l’Administration de sécurité des pipelines et des matériaux dangereux (PHMSA) département du Transport des États-Unis, l’Agence américaine de protection de l’environnement (EPA), l’Administration fédérale américaine des autoroutes (FHWA), Petronas, Exova, l’Association américaine des officiels nationaux et territoriaux pour la gestion des déchets solides (ASTSWMO), et NACE International de la région Nord qui représente le Canada.

Bob Chalker DIRECTEUR GÉNÉRAL, NACE INTERNATIONAL

RENDRE LE GAZ NATUREL ENCORE PLUS SÛR

L’abondance de gaz naturel aux États-Unis offre encore d’immenses possibilités pour l’économie, l’environnement et la sécurité énergétique du pays. Les fournisseurs locaux de gaz naturel assurent le lien final essentiel entre la production du gaz naturel, les pipelines et les utilisateurs. Nous nous efforçons constamment d’améliorer nos opérations pour continuer à fournir aux particuliers et aux entreprises une énergie sûre, fiable et à un coût abordable.

Ce souci constant de la sécurité a conduit l’Association américaine du gaz et ses membres à une démarche spontanée et novatrice, à savoir augmenter la sécurité de la livraison du gaz naturel en s’appuyant sur les expertises combinées des fournisseurs de gaz naturel dans tout le pays.

Lancé en 2015, le Programme examiné par les pairs de l’AGA est un programme national d’examens volontaires entre confrères sur les pratiques de sécurité et d’exploitation qui permettra aux fournisseurs de gaz naturel d’observer leurs homologues, de partager les meilleures pratiques et d’identifier les possibilités de mieux servir les clients et les communautés. Alors que d’autres industries ont déjà mis en place des revues de la sécurité par les pairs, c’est le premier programme national de ce type pour le secteur du gaz naturel aux États-Unis.

Tout au long de l’année 2015 et au-delà, les entreprises membres de l’AGA, plus de 200 fournisseurs locaux de gaz naturel aux États-Unis, vont constituer de manière volontaire des équipes de trois ou quatre entreprises, visiter leurs installations respectives et analyser en détail les aspects de sécurité des pipelines et du personnel. Ces discussions en face à face entre des fournisseurs professionnels de gaz expérimentés, qualifiés et engagés permettront à chaque entreprise, ainsi qu’à l’ensemble de l’industrie, de renforcer ses pratiques et procédés et d’aboutir à une plus grande sécurité.

Christina SamesVICE-PRÉSIDENTE DES OPÉRATIONS ET DE L’INGÉNIERIE, ASSOCIATION AMÉRICAINE DU GAZ

Perspectivemondiale Commentaires d’industriels du monde entier

PAGE  14  : apprenez-en plus sur la production pétrolière avec l’Agence d’information sur l’énergie (EIA)

SITUATION DE LA CAPACITÉ DES PIPELINES BIDIRECTIONNELS DE GAZ NATUREL

En 2017, 32 % de la capacité des pipelines de gaz naturel dans le Nord-Est pourrait être bidirectionnelle — Grâce à l’augmentation de la production de gaz naturel en Pennsylvanie, en Virginie de l’Ouest et dans l’Ohio, l’industrie américaine des pipelines de gaz naturel prévoit de modifier ses réseaux pour augmenter le débit bidirectionnel à 240 millions de m3/jour en provenance du Nord-Est. En 2014, la capacité de transport était de 710 millions de m3/jour de gaz naturel à partir du Canada, de la région du Midwest et du Sud-Est vers le Nord-Est. En complément

Source : Estimations de l’Agence d’information sur l’énergie des États-Unis sur la base des données Ventyx

Remarque : pour cette analyse, le Nord-Est inclut la région du Nord-Est des États-Unis ainsi que le Delaware, le Maryland, l’Ohio, et la Virginie de l’Ouest.

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Travailler sur la performance : effacer les coûts de maintenance des conduites

En utilisant le logement du système

d’isolement pour créer une dérivation, les

opérateurs améliorent grandement l’efficacité.

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En supprimant la nécessité de dériver le flux par un set d’équipements de perçages séparés, le nombre total de piquages s’en trouve réduit et la procédure HT&P améliorée.

Il est notoire que les pipelines nécessitent beaucoup de maintenance, et la plupart des opérateurs qui doivent effectuer de l’entretien ne peuvent se permettre de fermer leur pipeline. Que le fluide véhiculé vaille 100 USD ou 40 USD le baril, si le flux s’interrompt même pour une courte durée, le résultat des comptes s’en ressentira.

Pendant des décennies, la procédure HT&P (perçage en charge et obturation) a été la méthode préférentielle pour effectuer aussi bien une maintenance planifiée que d’urgence sur les pipelines. Les opérateurs utilisent souvent la technologie HT&P pour isoler et dévier de courtes longueurs de tuyaux. Ainsi, les réparations, modifications ou raccordements peuvent être réalisés sans devoir arrêter le flux et purger ou brûler le produit à la torche. Cela signifie qu’en prévoyant une dérivation lors d’une opération d’isolement, les opérateurs peuvent renforcer la sécurité de leurs interventions d’entretien et supprimer les coûts induits par la fermeture d’une canalisation.

Mais comme pour toute technique ou méthodologie, il est toujours possible de réaliser davantage d’économies en rendant la procédure plus efficace. Un moyen d’améliorer l’efficacité est de dévier le flux directement à travers le logement de l’équipement d’obturation.

Moins de piquages = coûts réduitsLors d’une procédure HT&P, le nombre de perçages que l’opérateur doit réaliser pour isoler la tuyauterie, dériver le flux et créer un environnement de travail sûr pour les techniciens de maintenance détermine généralement le coût.

Plus de perçages signifie plus de piquages, soudures, risques de fuites, contrôles et, au final, plus d’argent. Mais en supprimant la nécessité de dériver le flux par un set d’équipements de perçages séparés,

le nombre total de piquages s’en trouve réduit et la procédure HT&P améliorée.

Examinons par exemple une procédure de dérivation avec double isolement : c’est la méthode la plus répandue pour isoler une section de tuyauterie en l’obturant en amont et en aval de la zone d’intervention. Cette procédure nécessite normalement deux perçages en charge et deux piquages de chaque côté de la zone d’isolement (soit quatre piquages au total). De chaque côté, un piquage est utilisé pour monter le tuyau de dérivation et pour l’insertion de la ou des têtes d’obturation.

Bien que les opérateurs aient toujours cherché à rendre leurs procédures plus efficaces, le faible prix actuel du pétrole renforce encore plus leur détermination. C’est ici que les avantages de la technologie HT&P deviennent déterminants. Parmi ceux-ci figure une capacité accrue avec le système

d’obturation breveté STOPPLE® Train, développé par T.D. Williamson (TDW).

Cette méthodologie unique, toujours appuyée par une ingénierie d’applications spécialisées, divise par deux le nombre de perçages en charge et piquages, car elle permet d’insérer deux têtes d’obturation indépendantes par un seul point d’entrée au lieu de nécessiter un perçage pour chaque dispositif. Cette méthode d’isolement permet de dériver le produit directement à travers le logement de l’équipement

d’obturation. Les deux

têtes d’obturation

indépendantes du système STOPPLE Train, qui créent une double obturation et purge, accroissent le niveau

de sécurité pour les techniciens qui interviennent sur le pipeline ainsi que la probabilité d’obtenir une étanchéité suffisante dès la première tentative.

« Comme chaque opérateur ayant pratiqué une opération HT&P le sait, le fait de pouvoir réaliser une double isolation et dérivation à travers le logement du système d’obturation réduit le nombre de piquages, ce qui se traduit par des économies importantes », explique David Turner, directeur de la technologie de Perçage en charge

et obturation chez TDW. « Au-delà de la réduction de coût, le nombre réduit de piquages limite le risque de dommages causés par des tiers, qui sont assez courants. Cette approche améliore aussi la sécurité et réduit la taille de la fouille nécessaire pour accéder à la canalisation, ce qui diminue encore davantage le coût des équipements et le risque pour les opérateurs », ajoute David Turner.

La simplification favorise aussi les économiesDes opérations plus simples sur le terrain sont un autre avantage tangible de la dérivation à travers le logement de l’équipement d’obturation. Le nombre réduit de soudures limite la main-d’œuvre nécessaire et la durée de réalisation de la procédure HT&P.

« Chaque fois que vous simplifiez les opérations in situ, vous obtenez des économies supplémentaires », indique Grant Cooper, responsable de la commercialisation de la technologie HT&P chez TDW. « Vous divisez non seulement par deux le nombre de piquages (et donc les coûts et les risques), mais vous économisez aussi de la main-d’œuvre et du temps, ce qui se traduit par une sécurité accrue ».

Les opérateurs ont le plus grand intérêt à chercher des solutions pour se prémunir contre la fluctuation des prix de l’énergie. Dans la situation actuelle, être capable de stabiliser sa trésorerie par une utilisation plus efficace de la technologie HT&P peut même engendrer des bénéfices supplémentaires.

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Mesures de sécurité extraordinaires pour des tâches ordinaires

En janvier 1992, les habitants d’une bourgade située à 96 kilomètres (60 miles) au nord de Calgary, dans l’Alberta, ont dû subir un froid mordant, au même titre que les quelque 600 ouvriers du chantier de construction d’une usine de gaz. Un pipeline avait cédé des deux côtés d’un té de perçage sous pression à environ 800 mètres (0,5 mile) d’une station de compression. Le gaz naturel qui s’échappait s’était enflammé en trois endroits sur les 373 mètres (un quart de mile) de canalisation endommagée. Heureusement, il n’y eut pas de blessés. Comme l’a relaté le Journal Oil and Gas, la cause principale de l’accident était « le non-respect de la procédure de soudage du piquage de 60 cm (24 po) sur la canalisation de transport de 90 cm (36 po) ». Plus précisément, c’est une soudure défectueuse qui a provoqué une fragilisation induite par l’hydrogène, une fissuration, puis une rupture sous l’effet des contraintes subies par le pipeline.

Cet accident est survenu il y a plus de 20 ans, mais il illustre parfaitement la manière dont les activités quotidiennes, comme le soudage, nécessitent des mesures de sécurité draconiennes et des professionnels hautement spécialisés pour prévenir les accidents dangereux sur les pipelines.

Les risques de la non-interruption du fluxLa fissuration due à la fragilisation induite par l’hydrogène est l’une des plus fortes préoccupations des exploitants de pipelines. Si les atomes d’hydrogène s’agglomèrent sur les limites des grains de l’acier, formant ainsi du gaz hydrogène, la pression peut monter et provoquer des fissures. Bien qu’une fissure soit fréquemment visible à peine un ou deux jours après la soudure, il peut falloir jusqu’à dix années, voire plus, pour que le pipeline en soit affecté. C’est pourquoi la fissuration induite par l’hydrogène est souvent appelée « fissure à retardement ».

Outre la fissuration due à l’hydrogène, l’autre danger principal lors des soudures sur les pipelines est le « perçage par brûlure » qui peut provoquer la fuite du produit véhiculé par le pipeline, voire son inflammation. Le perçage par brûlure constitue un risque grave car la plupart des soudures sur pipelines se font « en charge », c’est-à-dire lorsque la canalisation contient du liquide ou du gaz.

La soudure en charge, appelée également « soudure en service » est la première étape de la procédure de perçage en charge et obturation, précise Chris Vrolyk, un des responsables des ingénieurs soudeurs chez T.D. Williamson. Cela signifie que la soudure en charge est incontournable pour une maintenance sûre des pipelines, comme lors des raccordements, élimination de défauts ou opérations destinées à permettre de racler une conduite. « De fait, la plupart de nos services incluent des soudures en charge, c’est une opération très courante », ajoute Chris Vrolyk.

Même si les entreprises de services sont familiarisées avec ce procédé, il n’en reste pas moins qu’il induit l’application d’une chaleur concentrée sur

un pipeline qui transporte un produit inflammable. Les ingénieurs soudeurs et les opérateurs concernés doivent faire de la sécurité leur priorité.

Planifier pour exécuter en toute sécuritéUn programme spécifique au site est primordial, car chaque cas de soudure en charge est différent. Tout d’abord, les ingénieurs soudeurs effectuent une analyse du risque pour définir la meilleure approche, évaluer tous les scénarios possibles et établir un plan de secours. Lorsqu’une soudure a été réalisée avec succès, d’autres tests s’ensuivent : des techniciens formés aux contrôles non destructifs (CND) avancés reviennent sur le site au moins deux jours plus tard pour s’assurer qu’aucune fissuration induite par l’hydrogène n’ait apparu.

« Pour préparer l’intervention, nous devons connaître l’état du pipeline du client, par exemple son épaisseur et la pression de service », explique Chris Vrolyk. « Nous devons définir la taille et le type de piquage à utiliser et l’endroit où il sera placé. Nous effectuons un pré-contrôle par test aux ultrasons pour connaître l’épaisseur de la paroi et s’assurer qu’elle est propre. Nous devons évaluer la dureté du matériau pour être certains d’utiliser la bonne procédure ».

Formés à combattre les fissures à retardementBien entendu, les règlements de sécurité imposent fréquemment des normes de certification et de formation aux ingénieurs et opérateurs concernés par les procédures de soudage. « Nous réalisons en permanence des formations théoriques et sur le terrain pour éviter le perçage par brûlure et la fissuration induite par l’hydrogène », indique Vrolyk. « Avant chaque projet, nous réalisons des simulations spéciales avec des logiciels de conception et des maquettes en atelier pour garantir la bonne préparation de chacun ».

Bien que le soudage en charge soit utilisé lors de la plupart des interventions sur pipelines, il est difficile pour les exploitants d’effectuer une expertise en interne. La plupart des exploitants s’appuient sur des fournisseurs spécialisés pour assurer ce service, car ces derniers connaissent les règlements de sécurité nationaux et disposent de toute la formation et des équipements spéciaux nécessaires.

L’incident de Calgary en 1992, provoqué en partie par une fissuration induite par l’hydrogène, nous rappelle que même les activités quotidiennes comme le soudage doivent toujours être menées dans un souci de sécurité.

L A S É C U R I T É , C ’ E S T I M P O R TA N T

Limitation des risques de soudage en charge

par la formation continue.

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En se projetant au-delà du prix actuel du pétrole,

l’industrie se prépare à des défis uniques pour les

pipelines de l’Arctique.

une proposition à long terme

Un environnement difficile

Selon l’Institut d’études géologiques des États-Unis, l’Arctique pourrait renfermer 90 milliards de barils de pétrole, plus de 28 000 milliards de mètres cubes de gaz naturel et 44 milliards de barils de gaz naturels liquéfiés. Le développement des ressources d’hydrocarbures inexploitées de l’Arctique est donc une opportunité commerciale séduisante.

En même temps, il est clair que l’environnement rude de l’Arctique représente un gros défi et induit des coûts importants pour l’exploration énergétique et la préservation écologique.

Selon George Lim, vétéran de cette industrie et expert offshore chez le fournisseur international de services aux pipelines T.D. Williamson (TDW), de nouvelles technologies seront nécessaires pour surmonter les difficultés susceptibles d’entraver le développement dans cette région

inhospitalière et pour limiter les risques posés au personnel, aux équipements et à l’environnement naturel.

La recherche d’un terrain solide

L’une des premières difficultés à vaincre concerne la construction des infrastructures de base.

Pour les projets à terre, par exemple, la couche de sol gelé qui se situe environ deux mètres sous la surface (le « permafrost ») a été considérée comme apte à supporter les infrastructures de pétrole et de gaz. Mais avec le dégel du permafrost, il sera peut-être plus difficile que prévu de trouver un sol stable pour les nouvelles infrastructures.

« Bâtir sur un permafrost qui connaît un cycle de dégel constitue un défi complexe », affirme George Lim. « De plus, il n’y a pas de solution fiable à long terme pour cela. »

La construction peut aussi se faire dans le sol tendre, légèrement dégelé, qui se trouve au-dessus du permafrost. Cependant cette option est encore plus onéreuse car elle nécessite d’enfoncer des piliers encore plus profondément, dans le sol dur.

Compte tenu de la complexité des forages à terre dans l’Arctique, il est presque rassurant que l’essentiel du pétrole et du gaz de la région, environ 84 %, soit accessible par des forages offshore. Mais le forage offshore présente ses propres contraintes. L’un des plus gros défis ? Le prix. L’enfouissement de pipelines dans le fond marin coûte extrêmement cher. Et comme les icebergs dérivants peuvent provoquer des saignées dans le plancher océanique, les pipelines doivent être enfouis jusqu’à dix mètres de profondeur, une distance qui requiert des technologies innovantes. Un autre défi concerne les opérations quotidiennes : une fois en place, les pipelines enfouis doivent être inspectés, suivis et réparés comme toute autre canalisation.

Ces difficultés peuvent-elles être réduites si les exploitants s’associent ? George Lim en est convaincu.

« Économiquement parlant, il pourrait s’avérer impossible de développer de nouvelles technologies pour surmonter les contraintes de l’Arctique tout en promouvant l’excellence environnementale », affirme George. « C’est pourquoi les entreprises intéressées qui ne peuvent financer des projets de développement en eau profonde devront joindre leurs efforts dans des projets industriels communs. »

Protéger l’Arctique, définir l’avenir

L’inspection et la surveillance externes de ces canalisations profondément enterrées sont impossibles avec les technologies actuelles. De plus, les navires d’assistance traditionnelle, qui disposent de plongeurs ou d’équipements commandés à distance, ne peuvent pas accéder aux lieux de réparation lorsque la mer est couverte de glace, c’est-à-dire pendant neuf mois sur l’année. Le seul moyen de mettre fin à la perte de confinement, et à l’impact environnemental induit, est donc d’arrêter complètement les opérations pendant cette période, ce qui n’est évidemment pas souhaitable en termes de rentabilité.

« Avant que nous ne puissions opérer dans l’Arctique, les industriels doivent trouver un moyen de colmater temporairement une fuite jusqu’à ce que la mer soit libre de glace », ajoute Georges. Les navires et équipements de réparation pourraient alors être déployés pour effectuer une réparation permanente par découpe et remplacement de la partie défectueuse. Le développement de ce type d’approche globale et à sécurité intégrée pour la détection, l’évaluation et la réparation des fuites nécessitera un niveau élevé d’expertise et de collaboration entre les industriels.

Grâce à des investissements permanents sur ce type de technologies et aux intérêts partagés entre les compagnies d’exploration et de production et les fournisseurs de services, beaucoup de risques potentiellement catastrophiques pour l’environnement et les investisseurs peuvent être éliminés. Et bien que certaines opportunités de développement dans l’Arctique soient encore hors de portée, ce n’est qu’une question de temps avant que des réponses techniques ne soient trouvées.

Comme George Lim le fait remarquer, l’Arctique est le dernier espace terrestre vierge. Notre responsabilité commune est de le préserver pour les générations futures. Les nouvelles technologies de pipelines joueront un grand rôle en contribuant à maintenir un juste équilibre entre le développement et la préservation afin de garantir l’avenir de l’Arctique.

Avec un seuil de rentabilité pour les opérations arctiques se situant à environ deux fois le prix récent du pétrole brut, cette période pourrait ne pas être la plus favorable pour commencer à forer dans une région de froid extrême, qui fragilise l’acier et fige le pétrole.

Mais si le forage et la production en Arctique doivent devenir une activité viable et durable, la préparation de l’avenir commence aujourd’hui. De fait, ce sont les complexités de l’environnement arctique qui justifient cette approche.

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90 MILLIARDS de barils

Pétrole

Selon l’Institut d’études géologiques des États-Unis, l’Arctique pourrait

renfermer :

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AVENTURE ARCTIQUE :

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Grâce aux avancées en matière de détection

de fuites, les installations de gaz

investissent dans les données.

les volumes de données nécessaires sur les pipelines pourrait prendre des décennies.

La recherche des détailsPour que le logiciel prédictif puisse tenir toutes ses promesses, il lui faut énormément de données : diamètre, âge, pression et température du pipeline, géologie, proximité des voies routières, profondeur d’enfouissement, incidents précédents, etc., et ce sur des kilomètres de canalisations enterrées. Plus ces systèmes peuvent recevoir et analyser de données, meilleures sont leurs prédictions de défauts sur les pipelines et leurs recommandations de réparation, remplacement ou déplacement.

Pour les entreprises de distribution d’énergie, recueillir ces données n’est pas aussi simple qu’on pourrait le penser. « Aujourd’hui, si vous devez intervenir sur une conduite, il se peut que vous ne connaissiez pas son emplacement ou sa composition exacte », souligne Philippe Simon, un expert des installations et de la distribution de gaz chez T.D. Williamson (TDW). « Fréquemment, les opérateurs ne peuvent pas formellement récupérer ces informations avant qu’une canalisation n’ait été dégagée pour la maintenance ou pour être déplacée. »

Ce qui ne veut pas dire qu’il n’existe pas de données sur les conduites. Il y a une vingtaine d’années, les fournisseurs d’énergie ont commencé à mieux collecter les données, mais la plupart de ces informations étaient enregistrées sur du papier et classées dans des armoires métalliques. En d’autres termes, il n’existe pas de stockage de données correctement structuré, facile d’accès, avec une interface graphique simple et une fonction de requêtes performante.

Étape par étapeLes fournisseurs d’énergie continuent à utiliser un logiciel de modélisation, qui évolue pratiquement tous les mois. Et il leur est possible chaque jour de recueillir et stocker encore plus de données sur leurs canalisations.

Gaz de France, qui possède plusieurs centaines de milliers de kilomètres de pipelines dans le monde, est à la pointe de l’industrie en matière de capture et saisie de données. « Avec autant de kilomètres de canalisations déjà posées, pour ne rien dire des milliers de kilomètres supplémentaires chaque année, il est rassurant de savoir que la collecte de données de Gaz de France est permanente », explique Philippe Simon. « Et Gaz de France, tout comme ses clients, tirera les bénéfices d’un investissement aussi important. »

Mais, au-delà de l’analyse des données et de la prédiction des défauts potentiels, l’industrie

veut désormais accéder à un niveau technologique supplémentaire : elle attend impatiemment les solutions qui lui permettront de surveiller ses réseaux de canalisations en temps réel. Cette technologie pourrait compléter les solutions existantes : les entreprises de distribution d’énergie continueraient à s’appuyer sur les logiciels prédictifs pour prévenir les fuites et utiliseraient les nouvelles technologies pour être alertées en temps réel dès l’apparition d’une fuite.

Des opportunités immensesMême si la détection de fuites intégrée et en temps réel devient une réalité dans le futur, c’est dès aujourd’hui que les fournisseurs de gaz doivent répondre aux attentes des clients : une sécurité et une fiabilité accrues. Et elles continueront à dépendre des techniques fiables de détection de fuites proposées par des entreprises comme GAZOMAT™, une filiale de TDW, dont les services aident les fournisseurs d’énergie à détecter et caractériser les fuites, puis à définir la réponse appropriée.

« Grâce aux avancées récentes dans la technologie de détection des fuites, comme l’analyseur portatif Catex™ 3-IR, les exploitants peuvent recueillir et corréler un grand nombre d’informations sur les fuites », indique Philippe Simon. « Ils peuvent également évaluer plus précisément le risque de fuite ou d’accident. Et comme le logiciel prend en compte la sévérité du risque pour indiquer les priorités et les investissements nécessaires, l’efficacité du fournisseur d’énergie est fortement accrue. »

C’est un message puissant sur l’engagement de l’industrie de continuer à progresser à un rythme toujours plus poussé, même après plus de 100 ans, sur les techniques de détection de fuites.

Analyse et prédiction des défauts potentiels

Depuis plus de 100 ans, les entreprises de distribution d’énergie s’appuient sur les pipelines pour transporter le gaz naturel vers leurs clients. Et pendant plus de 100 ans, ces mêmes clients ont voulu que ces canalisations soient sûres et fiables à 100 %.

Si les matériaux et méthodes de production des conduites ont quelque peu changé au fil du temps, les attentes des clients n’ont pas varié. Les méthodes d’inspection des conduites et de détection des fuites ont heureusement grandement évolué pour aider les sociétés de distribution à répondre aux besoins des clients. Et comme les fournisseurs de gaz sont très attentifs à leurs utilisateurs finaux, toute amélioration de la sécurité et de la fiabilité est rapidement adoptée. Il n’est donc pas surprenant que l’industrie se soit intéressée aux logiciels de modélisation prédictive sur l’intégrité des pipelines lors de leur lancement il y a environ 15 ans.

Cette évolution relativement récente s’est avérée très utile pour les fournisseurs de gaz, en les aidant à favoriser des opérations sûres par l’identification des risques de fuites sur les pipelines et par la recommandation de réparations et remplacements de matériels. Cependant, bien que ces solutions logicielles aient aidé le secteur à mieux servir ses clients, cette évolution comporte aussi ses propres difficultés.

Pour tirer pleinement profit d’un logiciel prédictif, les entreprises de distribution d’énergie doivent collecter et saisir des données complètes sur les pipelines requises par le logiciel pour que les prédictions de défauts soient les plus justes possibles. Acquérir le logiciel est chose aisée. Mais rassembler

R A P P O R T S U R L E M A R C H É

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Si le nombre d’installations de forage était une mesure valable de l’activité pétrolière et gazière dans la formation schisteuse d’Eagle Ford au Texas, certains observateurs pourraient conclure que la condition généralement qualifiée de « stable » du patient pourrait passer à « sérieuse ».

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Les aspects économiques de la performance

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• Une baisse du nombre d’installations de forage ne présage pas une fin précoce

• La traque des condensats : incitations pour retirer les condensats du gaz humide

• L’automatisation est une donnée de l’équation du profit

• Les prix bas vont-ils perdurer ?

Comment la technologie assure la stabilité, et même des profits, dans une période de prix bas

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Après tout, le nombre d’installations de forage en exploitation d’Eagle Ford a chuté avec le prix du pétrole brut. En à peine trois mois depuis novembre 2014, leur nombre total a chuté d’environ 27 % (de 264 à 192) selon les données de l’Agence d’information sur l’énergie (EIA) publiées en mars 2015. Et au vu de la faiblesse persistante de la demande d’énergie mondiale, le nombre d’installations de forage a peu de chances de remonter.

Mais il est trop tôt pour jouer l’hymne funèbre. Une diminution du nombre d’installations de forage ne signifie pas nécessairement une baisse de la production. Lorsque le prix du gaz naturel a plongé en 2008, la production a augmenté même si certaines installations de forage ont été mises hors service.

Pour faire court, le nombre d’installations de forage peut être trompeur. C’est du moins l’opinion d’Anthony Yuen, stratège en produits de base chez Citigroup et coauteur d’une étude Citigroup comparant les événements de 2008 à la chute actuelle du prix du pétrole brut aux États-Unis, laquelle s’élève à plus de 50 % depuis l’été 2014.

Anthony Yuen souligne que le nombre total d’installations de forage de gaz naturel aux États-Unis, après avoir atteint un pic de 1 600 en 2008, a chuté à 672 en juillet 2009.

Aujourd’hui, le nombre d’installations de forage de gaz naturel représente moins de la moitié de ce chiffre, aux alentours de 300. Les données indiquent pourtant que la production est supérieure de 50 % à la période de pointe du nombre d’installations de forage.

Selon Citigroup, cela est dû à l’amélioration de l’efficacité du forage et de l’exploitation.

Une efficacité plus grande peut-elle produire le même effet à Eagle Ford ? La technologie, en particulier l’automatisation, peut-elle limiter la chute du prix

du brut en réduisant les coûts d’exploitation, en améliorant les débits de produit et en favorisant la captation des LGN et condensats commercialisables ?

Tout indique que des améliorations de ce type sont déjà en cours. Et elles ont un grand impact sur les comptes de résultat des exploitants.

Une baisse du nombre d’installations de forage ne présage pas une fin précoceAvant 2008, la formation schisteuse d’Eagle Ford, une bande étroite, ayant sensiblement la forme d’un croissant et s’étendant sur 650 km (400 miles) au Texas, avait intéressé peu de compagnies pétrolières et gazières. Bien que la région fût connue pour renfermer des hydrocarbures, la perméabilité de l’unité lithostratigraphique était exceptionnellement faible. Il était peu probable que du pétrole et du gaz puissent s’écouler jusqu’à un puits de production.

Jusqu’à ce que cela se produise pour de bon, bien sûr.

L’histoire du succès d’Eagle Ford est de l’ordre de la légende : en associant deux technologies éprouvées, la compagnie énergétique indépendante Petrohawk, créée il y a cinq ans, est parvenue à fracturer un dépôt d’hydrocarbures initialement improductif et a démontré la viabilité de la zone en installant un puits qui a produit un débit journalier initial de 215 000 m3 de gaz naturel par jour. En septembre 2014, la zone d’Eagle Ford comptait quelques poids lourds du secteur énergétique et d’autres entreprises moins connues qui pompaient globalement plus de 1,5 million de barils de pétrole brut et de condensats légers par jour. Fin 2014, Eagle Ford avait produit un milliard de barils et dépassé son rival du Dakota du Nord, la formation de Bakken. Et les projections pour le futur sont impressionnantes, avec des prévisions de production pour la région de 1,8 million de barils d’équivalent pétrole par jour en 2015.

« En compensant le déclin naturel par l’utilisation de nouvelles techniques de récupération, de nouvelles augmentations de production sont possibles... »

L’exploitation d’Eagle Ford, auparavant à forte intensité de capital et déterminée par les prix, est désormais à forte intensité de technologie et déterminée par l’innovation.8 k

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Production et nombre d’installations de forage à Eagle Ford

Production Nombre d’installations de forage

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Production de gaz naturelen milliers de pieds cubes/jourProduction de pétroleen barils/jour

Source : Agence d’information sur l’énergie (département du gouvernement des États-Unis)

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Eagle Ford se distingue aussi par le fait qu’elle produit l’essentiel des condensats d’Amérique, avec une progression de 178 millions de barils en 2009 à 274 millions de barils à peine trois ans plus tard. Et compte tenu de l’avis favorable du Bureau de l’industrie et de la sécurité (BIS) du département du Commerce des États-Unis pour effectuer un traitement minimal sur les condensats destinés à l’exportation, le ciel semble être la seule limite. Mais c’est un fait : le prix du pétrole brut s’effondre. Encore et encore et encore.

Bien sûr, cette chute a provoqué une diminution du nombre d’installations de forage à Eagle Ford. Les analystes internationaux affirment cependant que non seulement Eagle Ford peut résister à une période prolongée de prix bas, mais qu’elle peut aussi se développer.

En décembre, alors que le pétrole se négociait entre 60 et 70 USD, le spécialiste international en énergie Wood Mackenzie avait annoncé que la production resterait rentable même si les prix tombaient autour de 49 USD par baril.

Les analystes d’ITG Investment Research Inc. étaient encore plus optimistes en affirmant que dans certaines régions comme les bassins de Bakken, Permian et Eagle Ford, l’exploration pourrait se poursuivre de manière rentable même avec une chute du prix du baril à 25 USD.

Jusqu’à présent, les quantités produites justifient ces prévisions optimistes. La production de pétrole aux États-Unis a continué d’augmenter malgré la diminution du nombre d’installations de forage. Sur la première

semaine de janvier, l’EIA a indiqué que la production s’est accrue de 60 000 barils par jour.

« Cette augmentation s’est produite malgré la diminution assez élevée du nombre de puits dans la région (d’Eagle Ford) », a précisé une note de l’EIA. « En compensant le déclin naturel par l’utilisation de nouvelles techniques de récupération, de nouvelles augmentations de production sont possibles ».

Comme le suggère l’EIA, l’exploitation d’Eagle Ford, auparavant à forte intensité de capital et déterminée par les prix, est désormais à forte intensité de technologie et déterminée par l’innovation. Les exploitants ont ainsi pu extraire plus de produit de ces formations géologiques difficiles et améliorer leur rentabilité dans le même temps. Au nombre des avancées, on peut citer les techniques d’extraction plus poussées qui ont fait s’envoler les volumes de production initiaux. Les espaces plus réduits entre les puits ont permis de maximiser la production et d’accroître les réserves, et de surcroît, les changements d’ajustement comme le fluide de fracturation et l’agent de soutènement contribuent aussi à l’augmentation des volumes. Les systèmes électriques et de contrôle intégrés ont diminué la consommation d’énergie, tandis que les ordinateurs surveillent les données principales du procédé, notamment les débits, les pressions et les fuites. En fait, tout ce qui pourrait arrêter ou ralentir la production. L’automatisation favorise à la fois le produit et la trésorerie à Eagle Ford.

Sept. 2013

Source : Agence d’information sur l’énergie (département du gouvernement des États-Unis)

Sept. 2010

DATE DE DÉBUT DU PROJET

Coûts des puits à Eagle Ford

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Fondation de recherche sur la politique énergétique, selon laquelle en 2017 19 % de tous les LGN produits aux États-Unis proviendront d’Eagle Ford. Et ensuite celle de Citigroup, pour qui les exportations de pétrole brut léger et ultraléger à partir des États-Unis pourraient atteindre 1 million de barils par jour à la fin de 2015.

Parmi d’autres, le Mexique aimerait pouvoir récupérer une partie de cette production, un dixième du total pour être précis.

Suite à la décision du BIS d’autoriser l’exportation de pétrole ultraléger, Petroleos Mexicanos (PEMEX) a fait une demande auprès du Département du commerce américain pour importer 100 000 barils de pétrole brut léger par jour. Si cette demande est approuvée, cela permettrait au Mexique d’accroître sa production d’essence et d’améliorer le raffinage. En échange, PEMEX expédierait son pétrole lourd vers les raffineries de la côte américaine du Golfe qui sont équipées pour le traiter.

L’automatisation est une donnée de l’équation du profitDans un environnement de prix bas, extraire plus de produit est

une option raisonnable. Mais ce n’est pas la seule. Réduire les coûts et augmenter la performance sont aussi des choix intelligents.

L’extraction des liquides du gaz humide répond à tous ces objectifs. Outre la mise à disposition de produits commercialisables, cela facilite la maintenance des pipelines. Les liquides présents dans la canalisation limitent le débit de gaz naturel et augmentent considérablement la consommation de carburant et d’énergie. En les capturant, on supprime ces problèmes.

« Un des postes les plus importants dans l’exploitation des conduites du secteur intermédiaire et de la collecte est le coût de carburant pour collecter, déshydrater et comprimer le gaz », explique Abdel Zellou. « Une extraction efficace des liquides génère non seulement des revenus, mais elle aide également l’exploitant à limiter les coûts.

Les exploitants connaissent parfaitement cette équation simple : profit = revenus - coûts », ajoute-t-il. « L’utilisation de la technologie pour générer des revenus

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Production de pétrole moyenne par puitspendant les 48 premiers mois d’exploitation

Déclin d’une année sur l’autre de la production des puits forés dans la région d’Eagle Ford entre 2009 et 2013

NOMBRE DE MOIS D’EXPLOITATION

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Production initiale augmentée de~ 25 barils/jour en 2009

à~ 375 barils/jour en 2014

Source : Agence d’information sur l’énergie (département du gouvernement des États-Unis)

SUITE PAGE 27

EOG Resources maximise la valeur actuelle nette (VAN)

d’Eagle Ford

PUITS PAR SECTION 10 PUITS 16 PUITS DIFFÉRENCE

Réserves/puits 450 Mbep 400 Mbep

Réserves/260 ha 4,5 Mbep 6,4 Mbep +1,9 Mbep

Taux de récupération = 6 % = 8 % + 2 % de récupération

CWC (coût du puits terminé)/puits 6 M$ 6 M$

ATOR (taux de rendement annuel total) direct/puits 130 % 100 %

VAN10/260 ha 69 M$ 98 M$ +29 M$ NVP

Source : EOG Resources/Mars 2013 Présentation pour les investisseurs

PAR 260 HA AUPARAVANT10 PUITS PAR SECTION

(26 HA/PUITS)

PAR 260 HA ACTUELLEMENT16 PUITS PAR SECTION

(16 HA/PUITS)

En dépit des prix faibles actuels du pétrole, Abdel Zellou voit de nouvelles opportunités surgir à Eagle Ford. Et cela particulièrement, dit-il, en raison des calculs économiques actuels de forage favorables au gaz humide.

Il explique que dans le passé, sur la base de la teneur énergétique, les prix du gaz naturel et du pétrole brut étaient équivalents.

« Aujourd’hui, même avec la chute du prix du pétrole brut autour de 50 USD par baril et du gaz naturel autour de 3 USD par million de BTU, le prix du gaz naturel est deux fois plus faible que celui du pétrole brut si l’on se base sur la teneur énergétique », indique-t-il. En d’autres termes, à teneur énergétique comparable, le gaz naturel, avec un prix de 3 USD par million de BTU, équivaut à 17 à 20 USD par baril de pétrole. Ce qui fait considérablement moins que les quelque 50 USD que valait le pétrole en janvier, pour ne rien dire de l’écart lorsque le pétrole valait 100 USD par baril.

Abdel Zellou ajoute qu’il y a donc un intérêt économique à retirer les liquides de la production d’Eagle Ford et à les vendre à bon prix. Et l’innovation (comprendre l’automatisation) peut être utilisée pour extraire plus de liquides plus facilement et plus rapidement. Ce qui est particulièrement important au vu de deux projections : tout d’abord la prévision de la

Les exploitants d’Eagle Ford admettent cependant que, compte tenu de la variabilité de la région et de la performance des puits sur le même terrain, il est assez difficile de prendre en compte le même seuil de rentabilité partout. Mais personne n’ose imaginer une baisse des prix du pétrole à un niveau où la production stagnerait, voire commencerait à décliner.

La traque des condensats : incitations pour retirer les condensats du gaz humideLe Dr Abdel Zellou, un expert du marché de collecte et secteur Intermédiaire chez le fournisseur international de services aux pipelines T.D. Williamson (TDW), a passé un temps considérable au cours des dernières années à analyser les écarts de productivité dans la région d’Eagle Ford. C’est pourquoi il est tout à fait à même de comprendre les contraintes que les exploitants ont à subir, dont il considère que les principales sont le faible taux de récupération et le taux de déclin élevé par rapport aux puits conventionnels, ainsi que la maîtrise nécessaire des coûts d’exploitation. La sécurité du personnel et l’intégrité des pipelines doivent par ailleurs être garanties malgré la difficulté causée par la teneur élevée en paraffine du brut d’Eagle Ford.

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Les experts de TDW tiennent leur promesse : proposer des présentations techniques et des démonstrations pratiques dans le monde entier. Pour en savoir plus : tdwontour@tdwilliamson.com.Événements, présentations et conférences de TDW

Points de contactOil Sands15 – 16 SEPTEMBRE | Fort McMurray, Alberta | Canada

SEPTEMBRE 2015

31 AOÛT – 2 SEPTEMBRE NACE Central Area Conference St. Louis, Missouri

15 – 16 Oil Sands Fort McMurray, Alberta

19 – 22 Arkansas Gas Association 2015 Hot Springs, Arkansas

21 – 23 North American Pipelines Congress Chicago, Illinois

22 – 24 Rio Pipeline Rio de Janeiro, Brésil

Rio Pipeline22 – 24 SEPTEMBRE | Rio de Janeiro | Brésil

DUG East23 – 25 JUIN | Pittsburgh, Pennsylvanie | États-Unis

MEA Gas Operations Technical & Leadership Summit11 – 13 AOÛT | Rochester, Minnesota | États-Unis

The Pipeline & Energy Expo25 – 26 AOÛT | Tulsa, Oklahoma | États-Unis

NACE Central Area Conference31 AOÛT – 2 SEPTEMBRE | St. Louis, Missouri | États-Unis

Arkansas Gas Association 19 – 22 SEPTEMBRE | Hot Springs, Arkansas | États-Unis

North American Pipelines Congress21 – 23 SEPTEMBRE | Chicago, Illinois | États-Unis

Ne manquez pas la présentation par les experts sur le perçage en charge et obturation Frank Dum et Niyaz Garaev lors de RIO PIPELINE.

Quantification et amélioration de l’efficacité de l’étanchéité : isolement des pipelines par double obturation et purge

Fréquemment aiguillonnés par un marché exigeant et les attentes fortes des actionnaires, les opérateurs travaillent avec acharnement et ingéniosité pour réussir à 100 % sur le terrain. Cela est particulièrement vrai pour l’isolement des conduites et la sécurité opérationnelle. Cet article va démontrer comment la croissance de l’isolement par double obturation et purge optimise l’efficacité des projets et permet aux exploitants de pipelines de réduire grandement leurs coûts et d’améliorer la sécurité.

Comme l’isolement est une tâche de maintenance fréquente sur les pipelines sous pression, la méthodologie de double obturation et purge a été développée pour aider les exploitants, quel que soit leur lieu ou leur secteur d’activité, à réussir à presque 100 % leurs isolements de conduites, sans fuite détectable et sans arrêt de leur production.

Stand D6 T.D. Williamson 22 – 24 sept. 2015

JUIN 2015

1 – 5 World Gas Conference Paris, France

2 – 5 Oil & Gas Asia Kuala Lumpur, Malaisie

23 – 25 DUG East Pittsburgh, Pennsylvanie

AOÛT 2015

11 – 13 MEA Gas Operations Technical & Leadership Summit

Rochester, Minnesota

25 – 26 The Pipeline & Energy Expo Tulsa, Oklahoma

Oil & Gas Asia2 – 5 JUIN | Kuala Lumpur | Malaisie

World Gas Conference1 – 5 JUIN | Paris | France

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

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• PIMS, PIMSS et IMPS : les fondations de l’intégrité des pipelines

• Une technologie en constante évolution

• Précision et cohérence : avoir une vision globale

• Reconnaître la valeur

Une gestion adaptée de l’intégrité des pipelines procure des informations critiques et permet des décisions intelligentes.

Si vous interrogez les exploitants de pipelines sur leurs priorités, le maintien du bon fonctionnement de leurs réseaux de pipelines viendra régulièrement en tête de liste. Ils recherchent constamment des méthodes innovantes pour optimiser leurs opérations, au bénéfice des clients et du public. Ils sont même prêts à partager leurs meilleures pratiques pour renforcer l’ensemble de l’industrie. Cette approche créative et coopérative d’optimisation des opérations sur les pipelines prend tout son sens lorsque le prix du pétrole est bas et que la maîtrise des coûts devient essentielle.

Tout est dans les

données

L’un des meilleurs moyens de créer ou piloter l’efficacité est à la portée immédiate des exploitants : en analysant la masse d’informations recueillies par les systèmes de gestion de l’intégrité des pipelines, les exploitants peuvent mieux prioriser leurs réparations et mieux contrôler les coûts.

Il est vrai que, pour les exploitants, le maintien de l’intégrité des pipelines constitue souvent une obligation réglementaire et fait partie de leurs activités normales. Mais les activités de détection, de réparation et de prévention des fuites et des défauts sur les pipelines sont bien plus que des cases à cocher sur les listes de tâches des opérateurs.

Si elle est effectuée correctement, la gestion de l’intégrité des pipelines constitue pour ces entreprises une immense opportunité de recueil de données

critiques. Des données précises et cohérentes qui leur permettront de

prendre les meilleures décisions possibles pour

protéger le public et leurs équipements, et contrôler les

coûts. Et grâce au développement récent de ces outils et ressources aux acronymes

imprononçables que sont PIMS, PIMSS et IMPS, les exploitants sont mieux dotés que jamais.

PIMS, PIMSS et IMPS : les fondations de l’intégrité des pipelinesMême les exploitants expérimentés ne distinguent pas toujours la différence entre les programmes de maintenance des pipelines, le système de gestion de

l’intégrité des pipelines (PIMS), et lelogiciel du système de gestion de l’intégrité des pipelines (PIMSS), au nom similaire, dont le but est de supporter le processus PIMS.

« Le système de gestion PIMS est un processus qui est mis en œuvre par des individus (opérateurs, employés ou autres) dont la mission est de vérifier qu’un réseau de pipelines peut assurer la fonction pour laquelle il est conçu pendant toute sa durée de vie », indique le Dr Mike Kirkwood, un expert du marché de la transmission chez le fournisseur international de services aux pipelines T.D. Williamson (TDW).

« Le PIMSS est un logiciel qui supporte le PIMS ; il numérise le processus de gestion de l’intégrité des pipelines et aide les exploitants à assurer la conformité avec ce processus », ajoute-t-il.

Mais Mike Kirkwood s’empresse d’ajouter que le logiciel qui soutient le système de gestion de l’intégrité des pipelines dépend entièrement de la mise en œuvre minutieuse de celui-ci. Le PIMSS ne peut pas exister sans le PIMS.

À quoi ressemble donc un système PIMS complet ? Aux États-Unis, le PIMS ressemble souvent à ce que les exploitants appellent un plan de gestion de l’intégrité (IMP). L’élaboration d’un IMP commence par le recueil de toutes les informations disponibles

sur le réseau de pipelines : matériaux, diamètres, enregistrements des inspections internes, mesures actives de prévention de la corrosion, etc. Une fois que l’exploitant a recueilli et saisi toutes les données, les informations peuvent être utilisées pour aider à prédire les problèmes potentiels.

Tout d’abord, les exploitants utilisent les données pour identifier les zones classées à conséquence élevées (HCA) tout au long du pipeline. Selon qu’il

Si elle est effectuée correctement, la gestion de l’intégrité des pipelines constitue pour les entreprises une immense opportunité de recueil de données critiques – des données précises et cohérentes qui leur permettront de prendre les meilleures décisions possibles pour

protéger le public et leurs équipements, et contrôler les coûts.

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s’agisse de gaz naturel ou de conduites de liquides dangereux, les critères des HCA diffèrent car les conséquences potentielles n’ont pas la même gravité. Les HCA des conduites de gaz naturel ne concernent que les zones d’habitation, car les conséquences environnementales et écologiques sont généralement faibles en cas de fuite de gaz naturel. Pour les conduites de liquides dangereux, les HCA concernent les zones d’habitation, les sources d’eau potable et les ressources écologiques inhabituellement sensibles.

Lorsque cette tâche est effectuée, l’exploitant réalise une évaluation de

l’intégrité. Cela peut prendre la forme de tests hydrostatiques,

d’inspections internes ou de contrôles non

destructifs (CND), tous ces procédés permettant de préciser l’état actuel du réseau de pipelines. Dès lors que l’exploitant connaît l’état d’un pipeline, il lui est possible de prendre des décisions sur ce qui doit être fait, et quand, pour conserver l’intégrité du pipeline.

L’exploitant déploie ensuite son programme de modification et ses procédures de contrôle qualité. Toutes ces informations permettent à l’opérateur de décider si des modifications doivent être apportées au PIMS, comme une formation complémentaire ou d’autres méthodes d’inspection, pour mieux protéger le pipeline et assurer un fonctionnement optimal.

Il reste ensuite à communiquer les modifications mises en œuvre par l’exploitant, à la fois en interne et parmi les membres de la communauté, et à mettre en place un système de mesure de la performance. La dernière étape consiste généralement à définir le délai entre deux évaluations ainsi que les mesures préventives et d’atténuation, comme la limitation de la corrosion, pour éviter les défaillances.

C’est un processus complexe, en plusieurs étapes, et Dr Kirkwood admet que cela puisse effrayer quelque peu les exploitants, mais les retours en termes de sécurité, efficacité et bénéfice financier compensent largement les efforts à fournir.

Une technologie en constante évolutionPlutôt que de se focaliser sur les complexités du PIMS, les exploitants auront intérêt à le considérer comme un processus continu de collecte d’informations aussi pertinentes que possible sur leurs pipelines et de partage de ces informations avec les parties prenantes (les employés et les communautés), ainsi qu’un guide pour leurs décisions sur l’entretien et la

réparation des pipelines. « Il s’agit en fait de recueillir les données, de

les stocker et de gérer les informations dans une architecture simple d’utilisation et d’accès et disponible pour toutes les personnes intéressées », précise Mike Kirkwood.

Cette architecture doit idéalement se décliner dans un système numérique, qui rend non seulement les processus PIMS facilement accessibles à toutes les personnes concernées, mais qui simplifie aussi la lourde tâche d’analyse et d’utilisation optimale des informations recueillies.

Une application PIMSS pour smartphone vous permet même

de demander au système d’évaluer un

ensemble de données tandis quevous vous rendez à votre bureau. C’est un processus complexe, en

plusieurs étapes, et cela peut effrayer quelque peu les exploitants, mais les

retours en termes de sécurité, d’efficacité et de profit financier compensent largement les efforts à fournir.

Une zone d’un pipeline nécessite-t-elle plus de réparations que d’autres ? Une section d’un pipeline est-elle plus sensible à la corrosion ? Le PIMSS vous aide à évaluer ces risques et à préparer un programme d’action.

De plus la technologie du PIMSS est en constante évolution : de nouvelles options intéressantes ont été récemment présentées et d’autres sont en préparation. Un développement récent concerne le stockage des données sur le cloud, ce qui constitue un autre moyen adapté d’accéder aux données des pipelines et de les sauvegarder. Une autre tendance récente : des applications pour téléphones portables qui permettent aux opérateurs d’exécuter les tâches du PIMS proposées par leur appareil. La technologie est similaire à celle des produits grand public, comme l’application qui permet de démarrer sa voiture à partir de sa maison par temps froid. Un programme PIMSS pour téléphone portable vous permet même de demander au système d’évaluer un ensemble de données tandis que vous vous rendez à votre bureau.

Mike Kirkwood met cependant en garde les utilisateurs pour qu’ils ne se laissent pas éblouir trop rapidement par la technologie PIMSS.

Avant d’acheter un système, vous devez bien le comprendre et savoir ce dont il est capable. Par exemple, le PIMSS « capture » des informations précieuses sur l’état de vos pipelines, mais la technologie actuelle n’intègre pas le concept de « données massives » dont l’analyse permettrait d’identifier des tendances plus précises.

Précision et cohérence : avoir une vision globalePour tirer le meilleur profit de la technologie PIMSS, et de la gestion PIMS en général, les

exploitants doivent non seulement recueillir des données, mais aussi s’assurer

que celles-ci sont précises et cohérentes. En d’autres termes, toutes les pièces du puzzle doivent s’assembler harmonieusement et fournir une vision exacte de l’état du réseau de pipelines.

Dans la plupart des cas, la mise en cohérence des données réclame des efforts, car celles que les exploitants recueillent sur leurs réseaux de pipelines proviennent généralement de sources multiples. Il peut être délicat de tout rassembler pour avoir une vision globale sur le pipeline, ses risques et les meilleures mesures à prendre. Et lorsque les entreprises ont besoin d’assistance dans ce domaine, des fournisseurs de services spécialisés, comme T.D. Williamson, sont disponibles pour les assister.

« Imaginez que vous ayez deux morceaux de papier transparent », commence Mike Kirkwood. « Sur un morceau, j’ai le pipeline, et sur l’autre, j’ai les défauts. Je superpose les deux papiers et j’essaye de localiser les défauts sur mon pipeline. Mais le problème est que les deux morceaux de papier sont de taille différente : je ne parviens pas à faire correspondre le pipeline sur les

défauts, ou les défauts sur le pipeline ».Il existe cependant des possibilités comme la

Plate-forme de données multiples (MDS) pour l’inspection interne qui recueille simultanément de

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nombreux ensembles de données d’intégrité des pipelines à partir d’une seule source, notamment des informations critiques sur la corrosion, les bosses, les défauts de fabrication, les modifications de matériaux, etc.

« Avec des plates-formes de ce type, vous obtenez une cohérence parfaite, car toutes les informations proviennent du même outil au même moment », observe Mike Kirkwood.

Reconnaître la valeurUne tendance très intéressante du PIMS concerne le domaine de la réglementation, particulièrement en Europe, où les gouvernements donnent plus de liberté aux exploitants pour décider comment garantir l’intégrité des pipelines. Plutôt que de présenter aux exploitants une longue liste de « choses à faire et à éviter » pour prévenir les défaillances de

pipelines, la plupart des gouvernements demandent « Montrez-moi ce que vous faites pour garantir l’intégrité de vos pipelines ». Cette approche génère plus d’innovations et une appréciation plus forte des nombreux avantages du PIMS.

La tendance est encourageante. L’utilisation de processus PIMS bien conçus, avec l’aide de solutions logicielles soigneusement choisies, constitue une

proposition à forte valeur ajoutée pour les exploitants de pipelines. Ces données précises et cohérentes obtenues par les exploitants à partir de leurs processus PIMS les aident à faire les meilleurs choix, ce qui leur permet au final d’accomplir leur mission, à savoir une sécurité renforcée sur les pipelines et une efficacité accrue.

Les zones d’habitation incluent les zones densément peuplées (appelées « zones urbanisées » par le Bureau de recensement américain ») et les autres zones d’habitation, identifiées par le Bureau du recensement des États-Unis comme un « endroit désigné ».

Les sources d’eau potable incluent les zones alimentées par des eaux de surface ou de puits, lorsqu’une alimentation d’eau secondaire n’est pas disponible. Les terrains de la zone sur lesquels un déversement de liquide dangereux pourrait affecter l’alimentation en eau sont également considérés comme une HCA.

Les zones écologiques extrêmement sensibles incluent les espaces où se trouvent des espèces grandement en péril ; les zones abritant, selon une liste fédérale, de nombreuses espèces menacées et les zones de concentration d’oiseaux d’eau migrateurs.

HCA pour les pipelines de transport du gaz naturel Sur la base de la recherche et de l’expérience, une équation a été élaborée pour estimer à quelle distance d’une explosion potentielle peuvent survenir des décès, des blessures ou des dommages importants aux propriétés. Cette distance désignée « rayon d’impact potentiel » (PIR) est utilisée pour matérialiser les cercles d’impact potentiel.

Les exploitants doivent calculer le rayon d’impact potentiel sur tous les points de leurs pipelines et évaluer les cercles d’impact correspondants pour identifier les populations contenues dans chaque cercle.

Les zones suivantes sont définies comme des HCA : cercles d’impact potentiel contenant au moins 20 structures destinées à être occupées par des personnes : bâtiments qui abritent des personnes à mobilité réduite, bâtiments qui sont difficiles à évacuer (ex. : maisons de repos, écoles) ou bâtiments et zones extérieures occupés par plus de 20 personnes pendant un nombre de jours minimal spécifique chaque année.

supplémentaires et maîtriser les coûts rend la production issue des terrains schisteux moins sensible aux variations de prix et accroît la rentabilité ».

Mais comment l’automatisation est-elle prise en compte dans le calcul ? Pour Abdel Zellou, elle contribue au bon état du pipeline et donc à sa rentabilité. Et l’impact potentiel est énorme.

Bien qu’il travaille encore à quantifier les avantages que les exploitants d’Eagle Ford pourraient retirer, par exemple le passage à un lancement automatisé des racleurs en utilisant des équipements qui peuvent être programmés à distance pour déployer plusieurs sphères ou racleurs à intervalles réguliers, les calculs préliminaires font apparaître des économies qui se chiffrent en centaines de milliers de dollars.

Voilà comment on parvient à ce montant : non seulement les systèmes automatisés peuvent lancer plus efficacement des sphères pour capturer les LGN valorisables et optimiser le débit du produit (la partie « rentabilité » qu’Abdel Zellou mentionnait), mais ils peuvent aussi projeter des racleurs de nettoyage pour éliminer la paraffine, cette cire qui provoque la formation de H2S, gaz mortel et source de corrosion, par fermentation anaérobie (la partie « bon état » du pipeline).

L’automatisation peut aussi limiter jusqu’à 90 % la purge sous pression associée à l’ouverture et à la fermeture des portes au cours d’une opération normale de raclage. Et elle augmente la durée de vie des vannes utilisées dans le système car elles sont moins manœuvrées.

Mais au-delà de ces avantages, les opérations automatisées et sans personnel réduisent la main-d’œuvre et contribuent à la protection du personnel. Dans le cas d’Eagle Ford, le bien-être du personnel est devenu un défi important car la région s’est beaucoup développée et il devient plus dangereux de circuler sur ses routes isolées et étroites. Charger et retirer les racleurs ou les sphères sur un système de raclage non automatisé peut représenter pour les équipes des déplacements journaliers jusqu’aux canalisations pouvant facilement aller jusqu’à sept heures de route. Mais avec le lancement automatique, le personnel ne doit se rendre sur le terrain que deux fois au cours d’un cycle entier d’une semaine ou plus, ce qui réduit drastiquement le temps de trajet.

Les prix bas vont-ils perdurer ?On peut dire des exploitants de pétrole et de gaz qu’ils anticipent vraiment l’avenir même la structure de prix des produits de base est construite sur des contrats à terme.

Que réserve donc l’avenir pour Eagle Ford ? Quelle sera la nouvelle normalité ? Compte tenu de la complexité du marché mondial de l’énergie, des réactions de l’OPEP et de la poursuite de l’interdiction de l’exportation du brut américain, toute prévision s’avère aléatoire.

Mais il est une chose dont nous sommes certains : l’automatisation continuera à favoriser le développement, la santé du personnel et la richesse dans cette région.

Définitions des HCA

Les aspects économiques de la performanceSUITE DE L’ARTICLE EN COUVERTURE PAGE 19

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Activer l’outil de double obturation et de surveillance

EN CHIFFRES

Activer le module d’isolement n° 1 – Pression à 100 % dans la conduite

Baisser la pression côté BP à 50 % de celle du côté HP

Activer le module d’isolement n° 2 – Pression à 50 % dans la conduite

Baisser la pression côté BP jusqu’à la pression ambiante

La maintenance des pipelines offshore concerne généralement l’une des quatre catégories suivantes : remplacement de vannes, raccordements, réparation de conduit montant ou protection contre un poids tombant. Pour ce type de maintenance, les exploitants utilisent des méthodes d’isolement en ligne non intrusif pour protéger leur personnel, garantir la conformité et limiter les pertes de production. La méthode d’isolement la plus répandue est celle de double obturation et de surveillance certifiée par le DNV, comme nous le voyons ici.

Méthode d’isolement par double obturation et de surveillance certifiée par le DNV

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*différence de pression

Moduled’isolement n° 1

Moduled’isolement n° 2

Modulede contrôle

Pression de la chambre annulaire surveillée pour la vérification des deux étanchéités

PRESSION À 50 % DANS LA CONDUITE

Grâce à l’utilisation de barrières d’isolement actionnées

indépendamment et à une surveillance continue, le système permet aux

exploitants de pipelines haute pression d’effectuer des réparations dans un

environnement sûr, contrôlé et surveillé.

Recommandations du DNV pour les critères de réparation de pipelines sous-marins (DNV-RP-F113/3) : . Chaque barrière doit pouvoir retenir seule la pression

maximale de la conduite. Système de verrouillage indépendant. L'étanchéité doit être testée

indépendamment. Capacité de surveillance de l'intégrité

de la conduite. Les étanchéités doivent être

indépendantes les unes des autres

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8

According to PHMSA, that amounts to

76,000 MILESof gas transmission pipeline.

The new regulations apply to all steel gas transmission lines — Class 3; Class 4; all high consequence areas (HCAs); and Class 1 and 2 pipe in higher risk locations, also known as moderate consequence areas (MCAs).

Eventually, these regulations will also apply to hazardous liquids pipelines.

Are your pipelines included?

PHMSA defines ‘Moderate consequence’ as “an onshore area that is within a potential impact circle, containing one or more buildings intended for human occupancy, an occupied site, or a designated Federal interstate, expressway, or 4-lane highway right-of-way, and does not meet the definition of high consequence area.”

HCA MCA

CLASS 1 1,660 (est.) 24,177

CLASS 2 1,412 (est.) 14,750

CLASS 3 15,854 (est.) 17,097

CLASS 4 752 (est.) 210

TOTAL 19,768 (est.) 56,234

HCAs and Est. MCA Mileage

Total Estimated HCA + MCA Mileage = ~ 76,000 miles

Scope of Proposed IVP Process Estimated to Apply to Approximately 76,000 miles of GT Pipeline