Innovations™ Magazine NO. 4 2015 - French

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INNOVATIONS•VOL.VII,N° 4•2015
2 | PERSPECTIVES DE LA
DIRECTION
Renforcer notre présence dans
l’industrie du pétrole et du gaz
4 | PERSPECTIVE MONDIALE
Commentaires d’industriels
du monde entier
6 | ZOOM SUR LA
TECHNOLOGIE
Élaborer le bon plan pour
oublier le terme « non raclable »
8 | IMPORTANCE DE LA
SÉCURITÉ
Acquérir une légitimité sociale
et bâtir des relations
10 | PERSPECTIVES FUTURES
Promouvoir des processus
alternatifs de qualification
des canalisations
12 | RAPPORT SUR LE
MARCHÉ
Tirer profit d’une conjoncture
de prix bas du pétrole
20 | POINTS DE CONTACT
Événements, articles et
conférences
concernant les pipelines
28 | EN CHIFFRES
Les 5 pourquoi de
l’automatisation du raclage
14 | Tester encore et toujours
Assurer une compréhension plus complète de l’intégrité des
pipelines en associant des tests sous pression éprouvés à une
technologie d’inspection interne d’avant-garde.
22 | Prévention des pertes et assurances
Comprendre l’avantage supplémentaire apporté par les
programmes de prévention des pertes dans l’optimisation
des coûts d’assurance.
SECTIONS
RÉDACTEUR EN CHEF Jim Myers Morgan
DIRECTEUR DE LA RÉDACTION Waylon Summers
DIRECTRICE ARTISTIQUE Kat Eaton
PRODUCTION DE CONCEPTION Mullerhaus.net
PRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward Mankin
PHOTOGRAPHIE Adam Murphy, Scott Miller
T.D. Williamson
Amérique du Nord et du Sud +1 918 447 5000
Europe/Afrique/Moyen-Orient +32 67 28 3611
Asie-Pacifique +65 6364 8520
Services Offshore +47 5144 3240
www.tdwilliamson.com
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V O L . V I I , N ° 4 • 2 0 1 5
Le magazine Innovations™ est une publication trimestrielle de T.D. Williamson.
®Marque déposée de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et dans d’autres pays. ™ Marque commerciale de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et dans d’autres pays.
© T.D. Williamson, Inc. 2015 Toute reproduction totale ou partielle sans autorisation est interdite.
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10 22
28
PhasesFourBY THE
NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING
2828 29
EN
CHIFFRES
AUGMENTATION et RÉDUCTION au bon endroit.
Prenons l’exemple de cet opérateur du bassin schisteux
d’Eagle Ford qui automatise le raclage pour augmenter
l’efficacité de son système tout en diminuant ses coûts.
Comme l’opérateur a été en mesure de pré-charger plusieurs sphères,
de les programmer et de les lancer automatiquement, les techniciens
ont dû revenir moins souvent sur le site, ce qui a réduit leur temps
de conduite et les risques opérationnels.
Après une année de mise en œuvre de l’automatisation du raclage,
l’opérateur a réduit ses émissions de méthane d’une valeur égale
aux émissions de 558 automobiles sur la même période.
85 % DE RÉDUCTION
EN HEURES/KILOMÉTRAGE
PRODUCTION augmentée grâce à un débit
grandement renforcé, résultant du chargement de
racleurs/outils multiples, du lancement automatique
des racleurs et de l’élimination régulière des liquides.
ÉCONOMIES SUR LES COÛTS DE SANTÉ,
DE SÉCURITÉ ET ENVIRONNEMENTAUX
grâce à la réduction du kilométrage parcouru et des
risques de blessures sur le terrain ; émissions de
méthane réduites.
Réaffectation possible du PERSONNEL, grâce à
la réduction du nombre de techniciens nécessaires
sur le terrain pour lancer et réceptionner les
sphères, les racleurs et les outils d’inspection.
Coûts D’EXPLOITATION plus faibles grâce à
la réduction de la consommation de carburant et
d’électricité, de la maintenance et du risque d’arrêt
des installations ; manœuvre réduite de la vanne,
d’où une prolongation de sa durée de vie.
Coûts de CONFORMITÉ réduits de manière proactive,
par le respect des critères du programme Natural Gas
STAR Methane Challenge de l’Agence de protection de
l’environnement (EPA) basé sur le volontariat.
70 %de réduction
64 %de réduction
4 %de réduction
39 %de réduction
émissions
de méthane
réduites
32 %d’augmentation
après
l’automatisation
avant
l’automatisation
TIGES DE
LANCEMENT
DOUBLES
SPHÈRE
Ne prend pas en compte
totalement les économies
de carburant et d’électricité.
558 AUTOMOBILES PARCOURANT UN KILOMÉTRAGE MOYEN SUR UNE ANNÉE
risques
opérationnels
réduits
LANCEMENT AUTOMATIQUE
Comment le raclage est-il
automatisé ?
» Chargement de plusieurs
sphères en une seule fois
» Contrôleur logique
programmable
» Système de lancement à
entraînement hydraulique
L’automatisation offre
l’avantage supplémentaire de
réduire le nombre d’opérations
d’ouverture et de fermeture de
la porte et de la vanne.
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5
2
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pourquoi de l’automatisation du raclageLes cinq
The Ageing Pipelines Conference is aimed at sharing knowledge and featuring
the latest achievements relative to the assessment, use, and maintenance of both
high-pressure (cross-country/offshore) transmission and low-pressure distribution
ageing gas and oil pipeline systems.
Conference | 7-9 October, 2015
Topics will include:
• In-line inspection and defect-sizing accuracy
• Material properties and test requirements
• Code developments: vintage vs new codes
• Girth welds: inspection and assessment
• Crack-arrest capabilities
• Fatigue testing
• Routeing issues, third-party damage
• Coating properties, cathodic protection, corrosion
• Data management
• Risk management.
Training courses preceding the conference | 5-6 October, 2015
Advanced Pipeline Risk Management with Kent Muhlbauer of WKM Consulting
Defect Assessment in Pipelines with Dr Phil Hopkins of Phil Hopkins Ltd
Pipeline Repair, Hot Tapping, and In-Service Welding with Bill Bruce of DNV GL
For more information or to register, visit
www.ageingpipelinesconference.com
Register
today!
ORGANIZERS

« Les excuses ajoutées à la
sous-performance ne créent
pas la performance. Le client
se moque de vos excuses.
Il veut simplement que le
problème soit résolu. »
3
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J’ai manqué plus de 9 000 shoots dans ma carrière. J’ai perdu
presque 300 parties… J’ai échoué de nombreuses fois au cours de
ma vie. Et c’est la raison pour laquelle j’ai réussi. – Michael Jordan,
la légende du basket-ball américain
Qui oserait dire que la carrière de Michael Jordan, sans doute le meilleur
joueur de basket-ball de tous les temps et intronisé au Temple de la renommée,
est un échec ? Il admet pourtant lui-même qu’il a failli de nombreuses fois,
mais que ce sont en fait ses échecs qui lui ont permis de réussir.
La capacité de sortir plus fort des épreuves, de « s’approprier » ses erreurs
et d’en tirer les leçons est un trait commun chez les athlètes brillants, qu’ils
soient professionnels ou amateurs. Je crois que ce comportement est tout aussi
nécessaire dans l’industrie des pipelines que sur le terrain de jeu.
Par expérience, je sais que dans les entreprises, les équipes les plus
talentueuses sont celles qui, comme Michael Jordan, refusent d’être des
victimes. Elles ne cherchent pas d’excuses ou quelqu’un à blâmer lorsqu’elles
n’atteignent pas leurs objectifs. Elles veulent au contraire trouver des solutions
pour réussir à la prochaine tentative.
Les excuses ajoutées à la sous-performance ne créent pas la performance.
Le client se moque de vos excuses. Il veut simplement que le problème
soit résolu.
Mais « l’appropriation » n’est pas la seule manière dont les athlètes relèvent
leur niveau de jeu. Leurs autres stratégies peuvent également nous aider.
• Définir des objectifs. Tout comme le coureur à pied qui augmente sa cadence
semaine après semaine, l’équipe performante vise toujours plus loin. Si elle a un
obstacle à surmonter, elle ne revient pas à l’objectif d’origine : ce ne serait qu’un
simple rattrapage. Bien au contraire, elle va définir un objectif encore plus ambitieux.
• Rester concentré. Selon un principe économique, « 80 % de vos résultats
proviennent de 20 % de vos efforts ». Pour répondre à des attentes élevées, les équipes
qui réussissent se concentrent principalement sur les trois premiers éléments qui
pourraient les empêcher d’atteindre leurs objectifs.
• Exécuter et répéter. Vous avez sans doute entendu des athlètes dire qu’ils se
trouvaient « dans la zone », là où la performance est exceptionnelle, régulière et quasi
automatique. En entreprise, une équipe ressent la même chose lorsqu’elle maintient la
cadence en remplissant ses objectifs tous les jours, toutes les semaines et tous les mois.
• Croire. Les équipes très performantes croient fermement à leurs succès et en font
l’éloge. Elles ajustent ensuite leurs attentes pour viser encore plus haut.
Tout le monde ne peut pas effectuer les prouesses physiques d’un athlète
intronisé au Temple de la renommée. Mais en appliquant certains des principes
qui l’ont porté au pinacle, nous pouvons, en tant qu’industriels, atteindre plus
facilement nos objectifs communs de performance et de sécurité.
LEON WOLMARANS
VICE-PRÉSIDENT,
FABRICATION ET
APPROVISIONNEMENT
AU NIVEAU MONDIAL,
T.D. WILLIAMSON
P E R S P E C T I V E S D E L A D I R E C T I O N
Rehaussez votre niveau de jeu

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LES PIPELINES ONT BESOIN DE PLUS DE VISIBILITÉ DANS
LE PROCESSUS DES AUTORISATIONS
Martin Edwards
VICE-PRÉSIDENT – DIRECTEUR DES AFFAIRES LÉGISLATIVES,
ASSOCIATION AMÉRICAINE INTER-ÉTATS DU GAZ NATUREL (INGAA)
UNE NOTE TECHNIQUE SUR LA SITUATION DES
CONTRÔLES NON DESTRUCTIFS (CND)
De bonnes pratiques de gestion de l’intégrité des pipelines sont essentielles pour
garantir la sécurité des opérations.Actuellement, l’évaluation de l’état des conduites
se fait en combinant les données issues d’une ou plusieurs techniques de détection
par inspection interne (ILI), comme la perte de flux magnétiques (MFL), d’une ou
plusieurs mesures par ultrasons, de tests de dureté réalisés avec un pénétrateur
directement dans le fossé et, éventuellement, d’un nombre limité de tests sur coupons
et de tests destructifs.
Idéalement, nous aimerions avoir une cartographie des paramètres de résistance
locaux sur tous les points d’un pipeline, comme pour les épaisseurs de paroi, mais
en ajoutant les valeurs de limite élastique, résistance à la traction, température de transition et ténacité. Il n’existe
actuellement aucune technologie complémentaire à l’outil ILI pour fournir de telles données. Cela fait des décennies que
l’obtention des propriétés mécaniques par des contrôles non destructifs (CND) constitue un véritable « Graal ». Il existe
aujourd’hui un espoir que certaines technologies puissent (au moins partiellement) combler cette absence d’analyse et
caractériser le matériau pour compléter la cartographie des défauts.
Plusieurs groupes ont signalé que lorsque les données courantes de l’outil ILI sont analysées, par exemple après
une inspection par MFL, des différences nettes dans les réponses (comme pour la couleur ou le bruit de fond)
apparaissent entre les sections de tuyauterie ayant des propriétés mécaniques différentes. La question reste ouverte
sur la signification et la quantification de ces différences et sur la façon dont ces indications, en association avec de
futurs ensembles de détection correctement optimisés, pourraient permettre d’estimer les propriétés des tuyauteries,
comme la limite élastique.
Les recherches se poursuivent pour
identifier les caractéristiques microstructurales
des aciers de pipeline les plus pertinentes
pour déterminer les propriétés mécaniques
intéressantes, ainsi que pour identifier et
développer des techniques de mesure par
évaluation non destructive (END) de ces
caractéristiques, ce qui pourrait constituer la
base des évaluations de l’état du matériau
dans le fossé. Différentes méthodes par
ultrasons et électromagnétiques sont en cours
d’évaluation.
Pour des informations complémentaires
ou pour proposer des échantillons d’acier
caractéristiques des pipelines, veuillez
contacter le Centre des END, Université de
l’État d’Iowa – bondlj@iastate.edu.
Leonard J. Bond, F.AAAS., F.Inst.P.
DIRECTEUR – CENTRE DES ÉVALUATIONS NON DESTRUCTIVES,
UNIVERSITÉ DE L’ÉTAT D’IOWA
Commentaires d’industriels du monde entier
Les opérateurs de pipelines de gaz naturel inter-États, ainsi que leurs clients,
ont besoin d’une plus grande visibilité dans le processus des autorisations afin
de pouvoir bâtir les innombrables infrastructures qui permettront à la nouvelle
production nationale de répondre à une demande en augmentation. L’Association
américaine inter-États du gaz naturel (INGAA) soutient fermement une législation
en faveur de plus de transparence et de visibilité dans le processus toujours plus
long d’homologation et d’autorisation des pipelines.
Une étude de la fondation INGAA réalisée en 2014 a révélé qu’il serait
nécessaire d’investir 313 milliards de dollars en infrastructures gazières,
notamment en pipelines, stations de compression et installations de stockage et
de traitement, sur les 20 prochaines années, et ce essentiellement pour répondre à la demande croissante de génération
d’électricité et aux besoins industriels. Ces projets sont indispensables pour permettre au public américain de profiter
des avantages d’un gaz naturel domestique économique et abondant et pour contribuer à la croissance de l’économie.
Bien que la Commission fédérale de régulation de
l’énergie (FERC) soit le principal régulateur économique
des pipelines de gaz naturel inter-États et qu'elle définisse
l’intérêt public des projets de pipelines, ces derniers
nécessitent d’innombrables permis fédéraux et de l’État
avant de lancer leur construction. Le processus de la FERC
fonctionne relativement bien et assure une bonne visibilité,
mais ces autres permis ont retardé de plus en plus les
projets récents.
L’administration Obama a dernièrement diffusé son
Analyse quadriennale de l’énergie (QER) qui concerne
toutes les formes de transport d’énergie, notamment
les pipelines. La QER recommande une plus grande
coordination entre les agences et un recouvrement des
coûts pour la modernisation des pipelines, deux sujets que nous soutenons sans réserve à l’INGAA. Nous avons
aussi apprécié la demande de ressources supplémentaires pour les principales agences fédérales concernées par
la sélection des sites, les autorisations et l’analyse des projets d’infrastructures, notamment les pipelines, ainsi que
la reconnaissance du besoin de réformes statutaires pour renforcer la coordination entre les agences en charge des
autorisations de projets d’installations d’énergie.
Pour permettre à notre nation de bâtir les infrastructures énergétiques dont elle a besoin, il est essentiel d’agir
rapidement pour la sélection des sites et les autorisations. Il en est de même pour la construction des nouvelles
installations qui doivent répondre à la demande actuelle et se moderniser pour respecter les contraintes de sécurité et
d’environnement.
Les opérateurs de transport du gaz naturel poursuivent leur collaboration avec les décideurs pour améliorer le
processus d’autorisation. Ils pourront ainsi bâtir des infrastructures énergétiques importantes aussi rapidement que
possible tout en garantissant parfaitement la protection du public et de l’environnement.
Carte et mappemonde éditées sur freevectormaps.com
Ces projets sont
absolument nécessaires
pour permettre au public
américain de profiter des
avantages d’un gaz naturel
domestique économique
et abondant et pour
contribuer à la croissance
de l’économie.
ÉCHANTILLONS DE
DONNÉES END
Perspectivemondiale
Données sur la limite élastique :
courbe de résistance à la traction
Données sur l’épaisseur
réelle de paroi (AWT)
Antenne réseau à
commande de phase
Données sur la limite élastique :
charge vs. profondeur

Outre cet amas considérable, qui ralentissait
considérablement le débit, deux autres problèmes
ont été soulevés sur la faisabilité du raclage : l’âge du
pipeline (il date des années 70) et une conception
interne avec des raccordements en biseau qui rendaient
impossible la navigation des racleurs, le nettoyage ou
l’inspection de la tuyauterie.
Pour surmonter ce problème complexe, l’opérateur
a fait appel au fournisseur de services aux pipelines
T.D. Williamson, qui lui a proposé une solution en
plusieurs étapes :
• installer des dispositifs de lancement et de
réception de racleur sur des points stratégiques
de la tuyauterie ;
• retirer et remplacer les raccordements en
biseau par des tuyaux pouvant accepter
les racleurs de nettoyage et d’inspection ;
• faire circuler un racleur étalon pour
s’assurer que les outils de nettoyage
et d’inspection pouvaient parcourir
le pipeline ;
• utiliser des techniques de nettoyage
progressif sur la tuyauterie avec 24
racleurs de nettoyage spécifiquement
sélectionnés ;
• réaliser une inspection interne
avec des outils haute résolution :
technologie de déformation
(DEF) pour détecter les anomalies
géométriques, technologie de perte
de flux magnétiques pour le
gaz (GMFL) afin de localiser la
corrosion, et unité de mesure
inertielle XYZ pour la cartographie
des conduites par GPS ;
• valider et analyser les données.
Comme les bons racleurs avaient été
sélectionnés à chaque étape du nettoyage,
le pipeline était en parfait état avant le
début des inspections. Ainsi, les outils
d’inspection interne ont pu fournir
des données de très haute qualité, qui
servent à l’opérateur pour planifier des
réparations et d’autres travaux.
Mais la garantie de l’intégrité n’est
pas le seul avantage que l’opérateur a pu
retirer de ce programme de raclage.
Selon Stephen Miska, expert en
solutions de raclage, le pipeline n’est pas
seulement plus productif (c.-à-d. rentable), mais sa
durée prévue d’exploitation a également été prolongée.
« Le programme de raclage a maximisé le volume
de produit pouvant s’écouler dans la canalisation et
réduit les coûts de production associés », explique
Stephen Miska. « Et même des pipelines qui ont 30,
40 ou 50 ans d’âge n’ont pas de limite connue pour
leur durée d’exploitation, à condition qu’ils soient
correctement et régulièrement nettoyés, inspectés et
contrôlés pour la corrosion. »
Comme dans le cas de Don Quichotte, il est
dérisoire de combattre des ennemis imaginaires. Mais
comme l’exemple du pipeline polonais le prouve, on
peut obtenir des résultats prodigieux en choisissant sa
bataille.
QUEL RACLEUR FAUT-IL CHOISIR POUR NETTOYER
AU MIEUX UN PIPELINE ?
7
6
Z O O M S U R L A T E C H N O L O G I E
6
Peut-être qu’un Don Quichotte sommeille en chacun de nous.
Comme ce héros de la littérature espagnole qui ferraillait contre les
moulins à vent, confondus avec des géants, nous affrontons tous parfois
des ennemis imaginaires, même dans le monde très réel de l’intégrité
des pipelines. Aujourd’hui par exemple, certains opérateurs de pipelines
s’inquiètent du fait que leurs anciennes conduites non raclables les
empêcheront de se conformer aux exigences réglementaires toujours plus
sévères sur les inspections internes.
Mais la notion de conduite non raclable n’est peut-être que le fruit de
notre imagination.
Certes, les pipelines peuvent être difficiles à racler : certains n’ont pas
de dispositif de lancement et de réception, tandis que d’autres ont des
problèmes de conception ou des dommages qui limitent les possibilités de
raclage. D’autres peuvent être encombrés par la paraffine (voir la formation
schisteuse d’Eagle Ford) ou des débris (nous en parlerons ultérieurement).
Lors de l’acquisition d’un pipeline, l’absence de dossiers ou des hypothèses
sur les pratiques de raclage peuvent faire croire à l’opérateur que la
conduite n’est tout simplement
pas raclable.
Cependant, avec des
efforts (une reconstruction,
des modifications, peut-être
un bon nettoyage), il n’y a
virtuellement pas de raison
pour qu’un réseau de pipelines
ne puisse pas être raclable.
Et un système qui devient
raclable peut faire de la
conformité réglementaire une
réalité.
En retirant les accumulations et en polissant un pipeline, on le
rend non seulement fonctionnel, mais également plus productif
Certains opérateurs ne veulent pas racler leurs pipelines car ils craignent
qu’un racleur de nettoyage ou un outil d’inspection ne reste coincé. Après
tout, le retrait d’un outil bloqué coûte du temps et de l’argent, ce qui peut
avoir un impact sur la production et le flux de produit.
L’été dernier, l’opérateur du système polonais de transport de gaz
national a surmonté ses craintes en nettoyant et inspectant une section de
pipeline de 71 cm (28 po) tellement encombrée qu’il a retiré pas moins de
3,5 tonnes de débris divers sur un tronçon de 11 km (6,8 mi).
Parvenir à racler la
conduite non raclable
Avec des efforts (une
reconstruction, des
modifications, peut-être
un bon nettoyage), il n’y
a virtuellement pas de
raison pour qu’un réseau
de pipelines ne puisse
pas être raclable.
Un pipeline propre peut non seulement assurer
la conformité, mais aussi améliorer la production
et le contrôle de la corrosion, ce qui augmente
les revenus et diminue le risque de fuites ou
de ruptures. Mais comment savoir quel racleur
choisir ?
LES BROSSES MONTÉES SUR RESSORT
retirent les dépôts durs internes comme le
tartre et la corrosion.
LES DISQUES peuvent repousser les
matières solides, notamment les débris, et
se déplacer dans les deux directions.
LES LAMES 100 % URÉTHANE QUI DÉCOUPENT
LA CIRE peuvent retirer les dépôts tendres
comme la paraffine et la boue.
Bien qu’elles soient surtout utilisées pour
assurer l’étanchéité des racleurs dans
les pipelines, LES COUPELLES CONIQUES
ÉTANCHES permettent aussi de nettoyer et
d’évacuer l’eau.
DES CONFIGURATIONS PERSONNALISÉES
peuvent résoudre des problèmes de
nettoyage particuliers : la longueur
du racleur peut être modifiée, et les
coupelles et les disques peuvent être
redisposés selon un ordre précis. De plus,
certains racleurs peuvent être modifiés
si la tuyauterie est très épaisse ou pour
recevoir des transmetteurs qui permettent
de les suivre.
Un réseau raclable susceptible de
recevoir des outils d’inspection
interne permet à l’opérateur
d’exécuter un plan complet de
gestion de l’intégrité reconnu
par la plupart des régulateurs
gouvernementaux.

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Plus de chemin cahoteux
Lorsqu’une épidémie de listériose, une maladie potentiellement
mortelle provoquée par des bactéries contenues dans les aliments, a été reliée
à la fabrication des glaces Blue Bell®, la réaction du public a bien entendu été
rapide… et sans doute différente de ce à quoi on pouvait s’attendre.
Au lieu de l’indignation générale face à la contamination, laquelle força
l’entreprise à fermer provisoirement ses installations et à rappeler ses produits,
des panneaux proclamant « Dieu bénisse Blue Bell » surgirent partout dans
les champs, comme des lupins au printemps, sur des kilomètres autour du
siège social américain de l’entreprise, dans le sud-est du Texas. Les acheteurs
griffonnèrent des hommages sur les avis de rappel scotchés sur les congélateurs
de supermarchés. Après la publication de photos de camions de livraison qui
étaient en fait vides, la réponse de l’entreprise sur Facebook a déclenché 20 000
« J’aime », plus de 11 000 « Partager », et une vague de dévotion qui tournait
presque au culte.
La réaction était particulièrement surprenante, car c’était bien plus qu’un
écart mineur de sécurité : on estime que les crèmes glacées contaminées de
Blue Bell ont entraîné la mort de trois personnes et en ont rendu malades dix
autres dans plusieurs États.
Aussi, pourquoi la réaction de la communauté a-t-elle été plus forte après
les retraits très rapides de la marque que suite au problème sanitaire qu’elle a
provoqué ?
Et surtout, que faudrait-il pour que les opérateurs de pipelines obtiennent
le même type de reconnaissance de la part du public ?
Deux mots : légitimité sociale.
Impact minimal, sécurité maximale
La légitimité sociale est le niveau de confiance et d’acceptation d’une entreprise
auprès de sa communauté et de ses partenaires. En substance, c’est ce que
le public pense de vous. Dans le cas de Blue Bell, cette entreprise a acquis
sa légitimité sociale grâce à un historique irréprochable de 108 années de
sécurité pour le consommateur, une bonne citoyenneté
d’entreprise et une image interne soigneusement
entretenue.
Mais la légitimité sociale ne concerne pas
uniquement les produits grand public. La recherche
de la légitimité sociale est en fait essentielle pour les
opérateurs de pipelines, car ils ont besoin du soutien de
leurs communautés locales et des gouvernements pour
faire aboutir les projets qu’ils proposent. La controverse
autour du pipeline Keystone XL illustre combien il est
difficile d’avancer sans l’acceptation du public. Et, avec
une sensibilité de plus en plus forte sur la sécurité des
pipelines, même si le nombre d’incidents a diminué,
obtenir la légitimité sociale peut relever d’un objectif
hors de portée.
Mais il peut être atteint, affirme le Dr
Abdel M. Zellou, expert en collecte et du
secteur intermédiaire. La clé, dit-il, réside
dans le fait « d’adopter une approche
intégrée et proactive pour minimiser
l’impact sur la communauté et
maximiser la sécurité de cette
dernière pendant la construction
et l’exploitation du pipeline. »
À titre d’exemple, Abdel M.
Zellou fait mention des activités
de Spectra Energy qui a préparé
une extension de 30 km des pipelines de transport du
gaz, de Linden, dans le New Jersey, jusqu’à Manhattan,
à New York.
Plusieurs années avant le début du projet, l’entreprise
a lancé une initiative de communication qui a donné
lieu notamment à 350 réunions avec des groupes de
la communauté, des écologistes et des responsables
locaux. Ces réunions ont donné l’occasion au public de
connaître le projet, mais plus que cela, les gens ont pu
faire connaître leurs préoccupations, qui concernaient
principalement la sécurité, un domaine prioritaire, et les
risques d’interruption des livraisons.
Spectra Energy a ainsi non seulement résolu des
problèmes mais en a prévenu d’autres, par exemple
en détournant une route pour éviter complètement
des propriétés résidentielles ou en réalisant un forage
horizontal sous une autoroute pour ne pas perturber
gravement le trafic. En recherchant et en prenant en
compte l’avis du public, Spectra Energy a vu grandir
considérablement le soutien à son projet de pipeline au
fil du temps.
Bâtir la confiance
par le dialogue
Cela ne signifie pas que l’extension du pipeline a été
totalement acceptée par le public. Un soutien absolu
est un objectif inatteignable, même pour Blue Bell avec
ses « J’aime », qui reste soumise à des contrôles pour
violation du code sanitaire.
Mais, selon Abdel M. Zellou, l’inclusion des
communautés dans le dialogue a grandement contribué à
l’acquisition d’une légitimité sociale par Spectra Energy.
« Les gens ont le droit de savoir que les pipelines
de leur communauté sont exploités en toute sécurité »,
précise-t-il. « En montrant au public comment vos
activités de prévention des risques permettent de parvenir
à zéro incident, vous créez de la confiance et vous
obtenez au bout du compte une légitimité sociale. »
Les opérateurs de pipelines ne déclencheront sans
doute jamais la même ferveur qu’un bac de glace à la
menthe et aux pépites de chocolat. Mais en répondant
aux attentes du public, ils découvriront que le chemin
vers le soutien de leur communauté et la légitimité
sociale est beaucoup moins cahoteux.
I M P O R TA N C E D E L A S É C U R I T É
Comment l’acquisition
de la légitimité sociale
peut faciliter le travail
des opérateurs de
pipelines.
9
Dans l’écosystème de l’exploitation, chacun
concourt à obtenir la légitimité sociale
La légitimité sociale concerne généralement l’acceptation par une communauté locale ou l’approbation du projet d’une
entreprise ou de sa présence permanente dans une région. Bien qu’elle ne s’intègre pas dans une autorisation formelle
ou un processus réglementaire, l’obtention d’une légitimité sociale est de plus en plus considérée comme obligatoire
pour le développement, le transport, la production et la distribution des ressources en hydrocarbures.
La légitimité sociale existe, bien qu’elle ne figure dans
aucun processus réglementaire formel. Les agences
gouvernementales ne la décernent pas ; les entreprises
doivent la conquérir.
Mais les régulateurs peuvent jouer un rôle en aidant
les opérateurs de pipelines à nourrir cette légitimité sociale.
Selon le Dr Abdel M. Zellou, expert en collecte et du secteur
intermédiaire, les entreprises de services, les opérateurs du
secteur intermédiaire et les régulateurs font tous partie d’un
réseau interdépendant qui fait des pipelines le moyen le plus
sûr pour transporter des hydrocarbures. Chacun aide donc à
forger l’opinion du public et obtenir son acceptation.
Abdel M. Zellou affirme que l’obtention de la légitimité
sociale par les opérateurs de pipelines « est une nécessité
et non pas une option ». Il souligne également que le travail
collaboratif est une nécessité pour que l’écosystème soit en
équilibre.
« S’il y a un problème de sécurité, nous ne pouvons
pas lancer la balle par-dessus la barrière et accuser
quelqu’un d’autre », déclare le Dr Zellou. « Le
public doit avoir la certitude que tout est réalisé
correctement, et ce par tout le monde et à
chaque étape. »
COMMUNAUTÉS
RÉGULATEURS
INDUSTRIE
Opérateurs
Entreprises de services

10 11
Les opérateurs offshore
cherchent à éviter les
tests hydrostatiques
grâce à des processus
alternatifs de
qualification des
tuyauteries.
S’il est approuvé par les gouvernements concernés, le Projet
polyvalent de pipeline Oman-Inde (OIDMPP) en eau profonde de
5,6 milliards de dollars pourrait devenir, tel qu’il est proposé, la
conduite offshore la plus longue et la plus profonde du monde.
Cette conduite gigantesque va s’étendre sur 1 600 km (994 mi) d’Oman à
l’Inde au fond de la mer d’Arabie et transporter du gaz naturel et d’autres
produits pétroliers du Moyen-Orient jusqu’en Inde à des profondeurs allant
jusqu’à 3 400 m (11 154 pi).1
C’est un projet ambitieux, et il nécessite des mesures rigoureuses de
qualification de la conduite pour détecter les défauts avant qu’ils ne créent
un danger pour la sécurité des personnes ou ne provoquent des dommages
environnementaux et économiques massifs.
Les opérateurs réalisent généralement des tests de pression de service
maximale autorisée (MAOP) dans les nouvelles conduites de pétrole et de
gaz en les remplissant d’eau de mer inhibée et en augmentant la pression
pour détecter des fuites ou des défauts éventuels. Ce procédé, désigné test de
pression hydrostatique, constitue depuis les années 1950 la norme avant la
mise en service des pipelines et est exigé par tous les organismes réglementaires
dans le monde.
Des décennies plus tard, le test hydrostatique est encore considéré comme
très efficace et de grande valeur. Mais imaginez les problèmes posés par un test
hydrostatique sur un projet sous-marin de l’échelle du pipeline Oman-Inde,
qu’il s’agisse de repérer les fuites ou de disposer d’un demi-
milliard de litres d’eau de mer chimiquement inhibée. Et
bien qu’il s’agisse d’un exemple extrême, même des projets
comparativement plus réduits peuvent poser les mêmes
difficultés, en particulier en mer profonde.
Aucun industriel du secteur ne remet en cause
l’importance d’identifier et de corriger les défauts sur les
pipelines avant leur mise en exploitation. La question est :
si vous prenez en compte les coûts et les problèmes liés
aux tests hydrostatiques sous-marins, existe-t-il une autre
méthode pour obtenir le même résultat ?
De plus en plus d’opérateurs sous-marins et
d’entreprises de construction prétendent qu’il existe
un autre moyen : ils ont demandé aux régulateurs
l’autorisation d’éviter le test hydrostatique et d’utiliser un
procédé alternatif pour qualifier la conduite.
Et, petit à petit, notre secteur semble envisager
des alternatives au test hydrostatique. Les régulateurs
ont accepté des dérogations dans plusieurs cas, dès
lors que les opérateurs sont en mesure d’effectuer des
tests alternatifs qui garantissent la sécurité. Dans les
prochaines années, les régulateurs pourront accepter plus
facilement des dérogations aux tests hydrostatiques dans
la mesure où les méthodes alternatives approuvées en
faible nombre démontreront leur fiabilité.
GROS AVANTAGES ; UNE « ARDOISE » SALÉE
Peter Carr, Responsable du risque, de la fiabilité et de
l’intégrité des actifs chez INTECSEA à Houston, au
Texas, et Ian Nash, Directeur des opérations et de
l’acquisition des activités chez Peritus International
Ltd. à Woking, en Angleterre, examinent la possibilité
d’éliminer le test hydrostatique pour la pré-mise en
service des pipelines sous-marins dans leur publication
de 2014, « Eliminating the Precommissioning Hydrotest
for Deepwater Gas Pipelines (Élimination du test
hydrostatique de pré-mise en service pour les pipelines de
gaz en eau profonde). »
« Au début, les défaillances pendant les tests étaient
habituelles et ceux-ci avaient le grand mérite de révéler
des défauts avant la mise en service des pipelines »,
écrivent-ils.
Peter Carr et Ian Nash conviennent cependant que le
test hydrostatique reste la meilleure solution dans certains
cas, en particulier lorsqu’une équipe de construction a des
doutes sur l’intégrité de sa nouvelle conduite.
« En cas de suppression du test hydrostatique, le
pipeline pourrait connaître une défaillance lorsqu’il
est soumis à la pression de service pour la première
fois », écrivent-ils. « En cas de défaillance, les coûts de
réparation supplémentaires et la production perdue/
retardée pourraient être considérables à ce stade du
projet. Sauf si l’on est certain que le test hydrostatique
ne révélerait aucun défaut, il est plus prudent de le
conserver. »
Les avantages du test hydrostatique ont cependant
un prix très fort dans un environnement sous-marin.
Par exemple, si le test génère un défaut, le retrait et le
remplacement d’une section de conduite sur le fond de la
mer sont beaucoup plus complexes, coûteux et longs que
pour une opération sur terre. Il y a également le risque
posé par les pipelines de gaz sur le plancher océanique.
« Le fond de la mer présente des ondulations »,
indique George Lim, Directeur du développement
des marchés offshore chez T.D. Williamson (TDW).
« Il n’est ni droit ni de niveau, il y a des rochers et même
des formations montagneuses, c’est pourquoi certains
tronçons de conduite ne sont pas supportés après la pose
du pipeline. »
Lorsqu’une conduite de gaz, lourde et remplie d’eau,
est posée sur un fond de mer rocheux sans être supportée,
les portions concernées peuvent subir des contraintes
excessives.
Et ça n’est qu’un problème parmi d’autres pour les
conduites sous-marines. L’élimination de l’eau utilisée
pour les tests hydrostatiques, fréquemment de l’eau de
mer contaminée par des produits chimiques, coûte du
temps et de l’argent.
DES AVANCÉES PROGRESSIVES
À ce stade, les opérateurs de pipelines sous-marins
n’ont pas encore les moyens d’élaborer des programmes
alternatifs de tests sur les conduites, car les régulateurs
doivent encore définir des pratiques recommandées pour
le processus dans son ensemble. Cependant, DNV GL,
qui a créé, en partenariat avec les opérateurs de pipelines,
un grand nombre de normes, spécifications d’entretien et
pratiques recommandées reconnues internationalement, a
élaboré une norme universelle d’approbation des demandes
de dérogation destinée à tous les organismes réglementaires.
Cette norme, DNV-OS-F101*, inclut différentes
exigences pour accorder des dérogations, notamment :
• La réalisation d’un test en pression en usine.
• L’exécution d’un programme d’inspections et de
tests sur la totalité du réseau de conduites sous-
marines pour démontrer l’obtention d’un même
niveau de sécurité que celui du test sous pression.
De nouvelles dérogations pourraient être accordées sur
LES TESTS HYDROSTATIQUES DES
PIPELINES EN EAU PROFONDE
P E R S P E C T I V E S F U T U R E S
SUITE PAGE 27
Projet de pipeline Oman-Inde (OIDMPP)
multifonction en eau profonde
Glissement de
terrain à Oman
Glissement de terrain
dans le Gujurat
Glissement de
terrain en Iran
1
Note du rédacteur : le projet Oman-Inde décrit dans cet article est une nouvelle proposition pour le pipeline sous-marin en eau profonde allant du
Moyen-Orient jusqu’en Inde, actuellement bloqué.
*Consultez toutes les normes de DNV GL sur www.dnvgl.com/rules-standards.
PAGE 14 : vous pourrez en
savoir davantage sur les tests
hydrostatiques dans l’article de
couverture TESTER ENCORE ET
TOUJOURS.

12 13
PAR ABDEL M. ZELLOU,
DOCTEUR.
DIRECTEUR DU
DÉVELOPPEMENT DES MARCHÉS,
COLLECTE ET SECTEUR
INTERMÉDIAIRE
T.D. WILLIAMSON
leurs partenariats de services
stratégiques. Et, comme en
amont, à un moment où le
secteur intermédiaire commence
à se concentrer sur ses offres de
base, les prestataires de services
stratégiques vont avoir un rôle
d’intégrateur plus fort dans le
développement des technologies.
Historiquement, les
opérateurs ont travaillé avec
les entreprises de services sur
pipelines pour des besoins
spécifiques et à petite échelle,
comme une isolation ou un
bypass pour réparer une section
de pipeline corrodée. Cependant,
des partenariats de services
étendus déboucheront sur des
projets de plus grande ampleur et des solutions plus
globales au-delà des besoins simplement immédiats
ou de court terme. Dans ce nouvel environnement
économique, plus tourné vers l’externalisation, les
secteurs intermédiaires et des services vont travailler
ensemble pour relever des défis de grande envergure,
comme l’amélioration de l’efficacité globale de réseaux
entiers de pipelines.
Les prestataires de services vont s’adapter à ce
nouveau paradigme en effectuant notamment de la
RD directement pour le compte des opérateurs
intermédiaires. Tout comme le recentrage sur ses
expertises clés, l’externalisation de la RD est du
simple bon sens économique : en fournissant de
la RD à plusieurs opérateurs, les prestataires de
services vont renforcer leur technologie et la produire
à un coût global plus faible.
Par exemple, un ingénieur RD qui travaille
pour Exxon ne produit de la technologie que pour
Exxon. Mais si ce même ingénieur travaille pour une
entreprise de services pour pipelines, il fait de la RD
pour l’ensemble du secteur au lieu d’une seule société.
Le coût est réparti et plusieurs
opérateurs peuvent avoir accès
à la technologie la plus récente
pour une fraction du coût de son
développement en interne.
Cette évolution vers des
partenariats externalisés et
orientés solutions augmentera
l’efficacité globale de l’industrie
pétrolière et gazière. Elle
permettra d’apporter des
réponses plus
efficaces et plus
économiques aux
problématiques
de la santé,
la sécurité,
l’intégrité des
pipelines, le
maintien de la production, la
réglementation et les relations
avec les communautés.
Avec les avancées de
notre industrie, je crois
donc que ces partenariats
étroits
renforceront les
deux secteurs
grâce à des
développements
technologiques
plus rapides et
plus efficients.
Comme le prix du pétrole reste faible, la plupart des opérateurs
cherchent des solutions pour réduire les coûts afin de préserver leur
rentabilité. Mais certains, plus ingénieux, accroissent au contraire leurs
dépenses pour racheter des concurrents. Durant le premier trimestre 2015,
des géants du pipeline, comme Kinder Morgan et Energy Transfer Partners,
ont dépensé des milliards en acquisitions en espérant mieux utiliser leurs
actifs.
Energy Transfer Partners, par exemple, a prouvé que les entreprises
les plus solides pouvaient prospérer dans un environnement de prix
faible. Bien que cet opérateur du secteur intermédiaire ait réalisé une série
d’acquisitions stratégiques avant la chute des prix du pétrole, ce fut sa
fusion de 18 milliards de dollars avec Regency Energy Partners en janvier
2015, six mois avant la baisse, qui a démontré la force de l’entreprise.
Au cours du premier trimestre 2015, 32 fusions et acquisitions ont été
enregistrées dans le segment intermédiaire, pour un total de 30,7 milliards
de dollars. Ce à quoi nous assistons est la consolidation habituelle du
secteur en période de prix faible du pétrole. C’est une situation très
familière que j’ai déjà connue lorsque j’ai travaillé en amont de l’activité
pour une grande entreprise pétrolière et gazière française dans les années
1990 et 2000. Dans une période où l’efficacité économique peut avoir
différents sens, ce secteur industriel va se consolider, se spécialiser et nouer
des partenariats.
Survivre à la récession : un bref rappel historique
Jusqu’à la fin des années 90, les entreprises d’exploration et de production
faisaient bien plus que cela : elles servaient de guichet unique et
s’occupaient de tout, depuis la recherche et développement jusqu’au
raffinage et la distribution. Lorsque le prix du pétrole se mit à chuter, les
majors comme BP et Total achetèrent d’autres entreprises sur le marché, de
taille plus ou moins importante.
Cette consolidation donna naissance à une nouvelle rationalité
économique qui commença à refaçonner tout le secteur. Les grandes
majors en amont amorcèrent un recentrage sur leurs domaines clés
d’expertise : gestion des actifs (c.-à-d., gestion des champs pétroliers
et gaziers). Tout le reste, services de forage, inspections, conformité
réglementaire, fut externalisé.
Pour l’essentiel, l’industrie pétrolière et gazière commença à appliquer
les fondamentaux de l’économie de marché : se concentrer sur ce que l’on
fait de mieux et faire faire le reste par d’autres pour plus d’efficacité.
Les aspects économiques de l’externalisation
Selon mon expérience, le secteur intermédiaire suit la tendance du
secteur amont avec un décalage d’environ 20 ans, et c’est ce à quoi
nous assistons actuellement. Les entreprises du secteur intermédiaire
vont vraisemblablement continuer à se consolider tout en élargissant
Les avantages économiques de la
consolidation, de la spécialisation
et du partenariat
R A P P O R T S U R L E M A R C H É
Compte tenu de l’état du marché, l’objectif le plus
important de notre industrie est d’améliorer son
efficacité en assurant le maximum de sécurité, sur
l’ensemble de la chaîne de production. Plus les
processus de production seront efficaces, plus le prix
du pétrole pourra baisser avant que l’industrie ne soit
obligée de jeter l’éponge.
Pour le secteur intermédiaire, l’optimisation
des débits et la réduction des coûts d’exploitation et
de maintenance sont les leviers de l’efficacité. Pour
atteindre ces objectifs, les entreprises du secteur
intermédiaire cherchent des prestataires de services
qui les aident à développer une solution complète
sur leur réseau de pipelines. Un exemple consiste à
mettre en place un système de raclage automatisé
pour réduire les frais de personnel, de HSE, de
maintenance et de conformité, tout en augmentant
les débits.
UN PRIX DU PÉTROLE FAIBLE ET SES EFFETS
SUR LE SECTEUR INTERMÉDIAIRE
Abdel M. Zellou, Docteur.
... à un moment où le
secteur [intermédiaire]
commence à se
concentrer sur ses
activités de base, les
PRESTATAIRES DE
SERVICES STRATÉGIQUES
vont tenir un rôle plus
déterminant dans le
développement des
technologies.
Reportez-vous au document « En
Chiffres » pages 28-29 pour plus
d’informations.

1514
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 4•2015ENCOUVERTURE
Il est quasiment impossible de parler de l’intégrité des pipelines sans aborder
les tests en pression, tels qu’ils ont été pratiqués sous une forme ou une autre depuis
les années 1950. Au tout début, les opérateurs utilisaient des gaz inertes comme
l’azote pour tester l’intégrité des pipelines ; une décennie plus tard, les travaux
effectués par le Centre de recherche et développement de Battelle, basé à Columbus
dans l’Ohio, ont permis d’utiliser le test hydrostatique pour déterminer la pression
de service maximale autorisée (MAOP en anglais) sur les pipelines de gaz naturel.
Le test hydrostatique consiste à remplir un pipeline avec de l’eau puis à augmenter sa pression
interne afin d’obtenir une marge de sécurité suffisante pour son exploitation. Le procédé permet
aussi d’identifier les fuites en cas de défauts importants liés à la fabrication initiale, l’installation ou
l’exploitation de la conduite. C’est un test très particulier dans le sens où un défaut sur le pipeline,
bien qu’il constitue une mauvaise surprise, est toujours préférable à l’autre alternative : pour des
raisons évidentes, il vaut mieux en effet détecter une fuite ou une rupture sur un pipeline pendant le
test hydrostatique que pendant le transport du fluide.
Lorsque les fondements techniques de la gestion de l’intégrité ont été formalisés au début des
années 2000, le test hydrostatique a été reconnu comme l’une des trois méthodes d’évaluation
permettant de vérifier l’intégrité d’un pipeline dans les zones classées à conséquences élevées
(High-consequence areas), les autres étant l’inspection interne (ILI) et l’évaluation directe.
Mais le test hydrostatique va-t-il continuer à jouer un rôle majeur dans les prochaines années ?
TESTER
ENCORE ET
TOUJOURSTest en pression et inspections de lignes
Un niveau de compréhension accru
ENCOUVERTURE

Le test hydrostatique restera sans aucun doute
la méthode principale pour déterminer la pression
de service maximale autorisée (MAOP) pour le gaz
naturel et la pression de service maximale (MOP)
pour les pipelines transportant du pétrole brut et
d’autres fluides. Après tout, cette méthode produit des
résultats parfaitement clairs, sans ambiguïté et d’une
fiabilité éprouvée qu’il n’est pas possible de contester.
Mais, dans le même temps, le test hydrostatique n’est
pas parfait : malgré tous ses avantages, il a aussi ses
inconvénients spécifiques. Alors que de nouvelles
technologies et méthodes d’évaluation font leur
apparition, et que les États-Unis redoublent d’efforts
pour rassurer sur le bon fonctionnement de leurs
anciens pipelines de gaz naturel, pétrole brut et autres
fluides, l’industrie pétrolière et gazière examine de
près le test hydrostatique pour en évaluer les points
forts et les points faibles, ainsi que ses alternatives.
Confiance et informations irréfutables :
les avantages du test hydrostatique
L’un des plus gros avantages du test hydrostatique
est qu’il fournit aux opérateurs des informations
instantanées et irréfutables sur les défauts, indique
Jerry Rau de la société de conseil sur les énergies RCP
Inc., basée à Houston, Texas.
Avant d’entamer une carrière de consultant
auprès de RCP après sa retraite, Jerry Rau avait
travaillé 40 ans dans l’industrie pétrolière et gazière,
essentiellement sur le contrôle de la corrosion et la
gestion de l’intégrité. Il sait parfaitement combien
il est important d’identifier et de réparer les défauts
critiques sur un pipeline, même lorsque cela conduit
à une mise à l’arrêt de ce dernier.
Un autre avantage du test hydrostatique : il est
considéré dans le monde entier comme une méthode
éprouvée et fiable pour vérifier la MAOP et tester
l’intégrité des pipelines. Comme le souligne Mark
Hereth, un consultant sur les pipelines de pétrole et
de gaz auprès de The Blacksmith Group, l’acceptation
universelle de cette méthode est liée à la confiance
qu’elle inspire : beaucoup de données confirment
l’efficacité et la fiabilité du test hydrostatique. On
peut consulter d’innombrables publications sur les
succès obtenus avec cette méthode. C’est pour cela
qu’en dépit de l’intérêt considérable et grandissant
pour d’autres techniques, il n’est pas facile de lui
tourner le dos. Pour pouvoir démontrer qu’il y a des
alternatives au test hydrostatique, « les opérateurs et
les entreprises pétrolières et gazières ont du pain sur la
planche », souligne Mark Hereth.
Ce qui soulève une question importante :
pourquoi notre industrie devrait-elle se soucier
d’explorer des alternatives ou d’autres méthodes pour
tester l’intégrité des pipelines et définir la pression de
service maximale autorisées (MAOP) ?
Pourquoi se débarrasser d’une méthode fiable et
éprouvée pendant des décennies ?
Le temps, l’eau et l’argent :
les inconvénients du test hydrostatique
Le test hydrostatique est fiable, précis et accepté
partout, mais il nécessite du temps, en particulier
lorsqu’il s’agit d’un pipeline déjà en service.
Le processus nécessite de mettre à l’arrêt pendant
toute la durée du test un pipeline opérationnel ;
le temps nécessaire peut varier de deux jours à
plusieurs semaines en fonction de plusieurs facteurs,
notamment l’âge du pipeline, l’objectif du test et
l’apparition éventuelle de défauts. Pour les opérateurs,
cela signifie tout simplement fermer la « caisse
enregistreuse » et gêner potentiellement les clients
jusqu’à la fin du test, voire jusqu’à la réparation des
défauts et jusqu’à la réalisation des tests de validation.
D’autres inconvénients ? Il vous faut de l’eau…
beaucoup d’eau.
Comparativement aux opérateurs situés dans
d’autres lieux (les déserts arides du Moyen-Orient
ou les marécages gelés de Sibérie par exemple), les
opérateurs nord-américains ont généralement plus de
facilité à trouver de l’eau pour les tests hydrostatiques.
Même dans les zones soumises à la sécheresse,
comme le Texas de l’Ouest ou la Californie, il est
généralement possible d’obtenir de l’eau, même
si sa livraison sur le site ou son injection dans la
canalisation coûte un peu plus cher. Mais à ce stade,
la partie n’est encore qu’à moitié gagnée.
« Lorsque vous effectuez le test, vous devez
extraire l’eau du pipeline », fait remarquer Jerry Rau.
« Il vous faut ensuite tester l’eau, et peut-être la filtrer
ou la traiter, avant de la stocker ou de la réintroduire.
Cela peut prendre du temps et être très coûteux. »
Et enfin, il y a l’inconvénient le plus évident :
le test hydrostatique est destructif par nature. Pour
les pipelines plus anciens, cet inconvénient est en
fait plutôt un avantage. Après tout, si une ancienne
conduite risque de présenter un défaut, il vaut mieux
que cela se produise pendant le test hydrostatique,
car il n’y a pas de risque de dommages aux personnes
et à l’environnement et pas de perte de production.
S’agissant des défaillances, c’est vraiment le meilleur
scénario possible : il permet de détecter et réparer les
défauts avant qu’ils ne se transforment en désastres
financiers.
Anciens pipelines :
en assurer l’intégrité et la sécurité
Durant ces dernières années, quelques défaillances
d’anciens pipelines, très médiatisées, ont attiré
l’attention des professionnels du secteur et du grand
public partout dans le monde. Ces incidents, bien
qu’ils soient relativement rares, ont remis en lumière
la nécessité d’assurer l’intégrité et l’exploitabilité
futures des pipelines les plus anciens aux États-Unis,
notamment les quelque 290 000 kilomètres (180 000
miles) de conduites de transport de gaz naturel à terre
installées avant 1970, au moment où le Département
des transports des États-Unis (DOT) et le Bureau
de la sécurité des pipelines (OPS) publiaient des
règlements sur le test de pression hydrostatique des
conduites de transport de gaz naturel.
Le Code de réglementation fédérale (CFR), titre
49, section 192 (« Transport du gaz naturel et des
autres gaz par pipeline : normes fédérales minimales
de sécurité ») est entré en application en novembre
1970 et a imposé à tous les nouveaux pipelines de
transport de subir huit heures de test de pression
hydrostatique pour valider la MAOP.
Les conduites de transport installées avant 1970
dérogeaient cependant à cette nouvelle exigence :
pour les lignes les plus anciennes, les opérateurs
pouvaient se baser sur les performances passées pour
déterminer la pression de service maximale autorisée
(MAOP) en remplacement du test hydrostatique. Au
titre de cette clause « de grand-père », la pression de
service maximale autorisée (MAOP) des conduites
antérieures à 1970 pouvait être déterminée en
considérant la pression de service maximale durant
les cinq années précédant le nouveau règlement. Dès
lors qu’un pipeline antérieur à 1970 avait été exploité
en toute sécurité de 1965 à 1970, le test de pression
hydrostatique n’était pas une exigence. Mais comme
les pipelines bénéficiant de cette clause aux
États-Unis continuent à vieillir, le législateur, les
groupes industriels et les opérateurs recherchent
à présent le meilleur moyen d’assurer la sécurité
et l’intégrité des conduites, afin d’éviter toute
défaillance dans le futur.
Une réponse à ces préoccupations a été apportée
par les règlements du Processus de vérification
de l’intégrité (IVP), d’application prochaine, de
l’Administration de la sécurité des pipelines et
des matériaux dangereux (PHMSA). Au titre de
l’IVP, le test hydrostatique est exigé pour vérifier la
MAOP sur les pipelines bénéficiant de la clause de
grand-père, ainsi que sur tous les pipelines – quel
que soit leur âge –pour lesquels les enregistrements
sont incomplets ou manquants (c’est un point
ENCOUVERTURE
« DES MÉTHODES ET DES NOUVELLES
TECHNOLOGIES ALTERNATIVES, UTILISÉES
SEULES OU EN ASSOCIATION AVEC LE
TEST HYDROSTATIQUE, POURRAIENT
FOURNIR AUX OPÉRATEURS UN
MOYEN PLUS EXHAUSTIF POUR
IDENTIFIER ET TRAITER
LES PROBLÈMES
POTENTIELS. »
1716
ENCOUVERTURE

1918
ENCOUVERTURE
18
particulièrement important dans la mesure où
beaucoup de données ont été perdues à la fin des
années 90 lorsque l’industrie est passée des dossiers
papier à l’enregistrement électronique).
Une autre réponse est fournie par la section 23
de la loi de 2011 sur la Sécurité des pipelines, la
cohérence réglementaire et la création d’emplois, qui
contraint les opérateurs à « confirmer la résistance des
matériaux des pipelines de transport de gaz naturel
jusque-là non testés et situés dans les zones classées à
conséquences élevées, lorsque leur pression de service
est supérieure à 30 % de la limite d’élasticité minimale
spécifiée. » Des méthodes de test acceptables au titre
de la section 23 sont encore en cours d’étude, et la
PHMSA devrait diffuser en fin d’année une nouvelle
série de règlements sur les tests. Le test hydrostatique
figurera vraisemblablement parmi les méthodes
approuvées.
Mais d’autres méthodes pourraient également
l’être. Des méthodes et de nouvelles technologies
alternatives, utilisées seules ou en association
avec le test hydrostatique, pourraient améliorer
l’identification et le traitement des problèmes
potentiels avant que les opérateurs n’en
perdent le contrôle.
« En faisant ceci, nous pouvons empêcher
cela » : test hydrostatique, ILI et futur de
l’intégrité des pipelines
Jerry Rau dit que la réponse au problème du
vieillissement des pipelines est identique à ce qui se
passe dans toute industrie après un incident majeur,
comme un crash d’avion ou un déraillement de train.
« Lorsqu’il se produit un accident industriel,
dans la plupart des cas, on découvre après enquête
que l’accident était, au moins en partie, évitable »,
soutient Jerry Rau. « On se dit alors : “En faisant ceci,
nous pouvons empêcher cela.” »
Et pour ce qui est des pipelines antérieurs à 1970,
l’industrie pétrolière et gazière dans son ensemble est
encore en train d’évaluer la meilleure méthode pour
empêcher un scénario catastrophe. Chacun dans
ce secteur industriel veut la même chose : prévenir
les accidents et garantir la sécurité des différents
intervenants sur les pipelines, du public et de
l’environnement.
Et comme Jerry Rau s’empresse de le souligner,
l’objectif des tests d’intégrité n’est pas d’économiser
du temps et de l’argent : c’est de garantir la sécurité.
Les opérateurs le comprennent bien, et c’est pourquoi
ils acceptent de fermer leurs « caisses enregistreuses »
le temps qu’il faut. Mais dans le même temps, cela
peut être frustrant pour eux de de se retrouver pris
dans un cycle de tests interminables.
« Le test est conçu pour détecter une défaillance
du pipeline en cas de défaut mais, dans la plupart des
cas, vous ne connaissez pas le nombre de défauts et
vous finissez par faire de multiples tests en pression »,
ajoute-t-il. « J’ai connu des situations où le processus
prenait des mois parce qu’il y avait 20 ou 30 défauts.
C’est un vrai problème en raison de la perte de
revenus et des coûts induits. »
Un moyen de mettre fin à cette spirale est de
quantifier les problèmes potentiels avant le test
hydrostatique. C’est là un domaine où le test de
pression hydrostatique présente un inconvénient :
bien qu’il mette en évidence les défauts critiques
qui génèrent des défaillances, il ne peut pas
réellement prévoir les défauts sous-critiques, ceux
qui n’apparaîtraient pas au cours du premier test
hydrostatique mais au cours des tests suivants ou,
pire encore, après les tests et le retour en exploitation.
C’est pourquoi l’évaluation de l’intégrité du pipeline
n’est pas un processus que l’on fait « une fois pour
toutes » : les opérateurs collectent les informations
sur les opérations critiques ou la maintenance et
utilisent les méthodes de gestion du risque pour
déterminer si et quand il faut réaliser des évaluations
complémentaires.
Alors, comment s’assurer que les anciens
pipelines sont sûrs et exploitables, sans faire des tests
à répétition pendant des mois ? C’est une question à
laquelle les experts et les organismes industriels ont
consacré beaucoup de temps et de recherche.
En 2013, l’Association américaine inter-États
du gaz naturel (INGAA) a diffusé un livre blanc
intitulé « Technical, Operational, Practical, and
Safety Considerations of Hydrostatic Pressure
Testing Existing Pipelines (Observations techniques,
opérationnelles, pratiques et de sécurité relativement
aux tests de pression hydrostatique sur les pipelines
existants). » Le livre blanc avait été diffusé par
anticipation des nouveaux règlements fédéraux sur les
anciens pipelines, avec l’objectif d’aider les opérateurs
et les régulateurs à identifier les meilleures pratiques
pour vérifier la MAOP et la résistance des matériaux
des anciens pipelines.
Une recommandation du rapport INGAA
est d’associer l’inspection interne (ILI) et le test
hydrostatique pour « identifier les points de
défaillance potentiels », en particulier si le pipeline
concerné a un historique « significatif » de fuites ou
de dommages.
La réalisation d’une inspection de ligne (ILI)
avant le test hydrostatique peut fournir aux opérateurs
des informations pertinentes sur les défauts critiques
et sous-critiques. Les opérateurs peuvent alors utiliser
Une illustration des défauts du type fissuration pouvant provoquer / ne pas provoquer une défaillance
lors d’un test en pression
UN PROBLÈME DE SÉCURITÉ
MOP
MAOP
SF x MAOP
Longueur
Profondeur
SF = Facteur de sécurité
MOP = Pression de service maximale
MAOP = Pression de service maximale autorisée
100 % (WT)
(épaisseur de paroi)
MARGE DE SÉCURITÉ
SUITE PAGE 26
ENCOUVERTURE

2120
Les experts de TDW tiennent leur promesse :
proposer des présentations techniques et
des démonstrations pratiques dans le monde entier.
Pour en savoir plus : tdwontour@tdwilliamson.com.Événements, présentations et conférences de TDW
Points decontact
NOVEMBRE 2015OCTOBRE 2015
4 – 6 1st
International Congress and Exhibition
on Hydrocarbons, Petroliferous and
Petrochemical Logistics
Veracruz, Mexique
17 – 18 Operational Pipeline Pigging
Aberdeen, Écosse, Royaume-Uni
17 – 19 Peru Oil Gas Congress
Lima, Pérou
5 – 9 Aging Pipelines Conference
Ostende, Belgique
6 – 9 St. Petersburg International Gas Forum
Saint-Pétersbourg, Russie
13 – 15 Road Expo
Moscou, Russie
17 – 20 Australian Pipelines and Gas Association
Convention and Exhibition
Gold Coast, Queensland,Australie
21 – 22 Offshore Pipeline Technology Asia
Kuala Lumpur, Malaisie
21 – 22 Offshore Technology Days
Stavanger, Norvège
25 – 27 DUG Eagle Ford
San Antonio,Texas, États-Unis
26 – 29 ASNT Annual Conference
Salt Lake City, Utah, États-Unis
1st
International Congress and Exhibition
on Hydrocarbons, Petroliferous and
Petrochemical Logistics
4 – 6 NOVEMBRE |Veracruz | Mexique
Peru Oil Gas Congress
17 – 19 NOVEMBRE | Lima | Pérou
Ageing Pipelines Conference
5 – 9 OCTOBRE | Ostende | Belgique
Offshore Pipeline Technology Asia
21 – 22 OCTOBRE | Kuala Lumpur | Malaisie
DUG Eagle Ford
25 – 27 OCTOBRE | SanAntonio,Texas | États-Unis
ASNT Annual Conference
26 – 29 OCTOBRE | Salt Lake City,Utah | États-Unis
Ce symbole indique que TDW présentera
un livre blanc durant cet événement.
St. Petersburg International Gas Forum
6 – 9 OCTOBRE | Saint-Pétersbourg | Russie
Road Expo
13 – 15 OCTOBRE | Moscou | Russie
Offshore Technology Days
21-22 OCTOBRE | Stavanger | Norvège
Operational Pipeline Pigging
17 – 18 NOVEMBRE | Aberdeen,Écosse | Royaume-Uni
Australian Pipelines and
Gas Association Convention and Exhibition
17 – 20 OCTOBRE | Gold Coast,Queensland |Australie
Stavanger, Norvège

ARTICLEDEFOND
23
22
Prévention
des pertes et
assurance
Avez-vous déjà demandé des devis pour votre assurance habitation ?
Un représentant commercial ou un site Web vous a déjà probablement
demandé si vous aviez une alarme contre le vol, un détecteur de fumée ou des
verrous à pêne dormant dans votre résidence. Les compagnies d’assurances
sont prêtes à récompenser leurs clients par des primes moins élevées lorsque
ceux-ci prennent des mesures pour limiter le risque ou l’importance d’un
sinistre. C’est un fait, investir dans des services et des produits de prévention
des pertes peut considérablement faire baisser les primes des assurances
habitation.
Bien sûr, les particuliers ne sont pas les seuls à devoir payer des frais
d’assurance : les primes d’assurance coûtent aux opérateurs de pipelines des
milliers, voire des millions de dollars chaque année.
La bonne nouvelle est que, tout comme les propriétaires d’habitations,
les propriétaires et opérateurs de pipelines peuvent prendre des mesures
spécifiques pour réduire le risque de pertes, notamment par la mise en œuvre
régulière de méthodes de gestion de l’intégrité qui contribuent à la prévention
des dommages et des interruptions de service sur les conduites. Et lorsque les
opérateurs de pipelines réalisent ce type d’investissements stratégiques dans
leurs actifs, ils peuvent obtenir des économies par eux-mêmes, des économies
cruciales pendant les phases de récession de l’industrie pétrolière et gazière.
Bien qu’il n’y ait aucune garantie qu’une compagnie d’assurances
accorde des primes réduites en réponse à des mesures de prévention des
pertes, ces efforts seront certainement payants au moment de renégocier
les tarifs, indique Mike Mitchell, propriétaire de la compagnie Mitchell
Un avantage supplémentaire
des programmes de
prévention des pertes : ils
vous aident à optimiser
vos coûts d’assurance.
23

ARTICLEDEFONDINNOVATIONS•VOL.VII,N° 4•2015
2524
Insurance Agency basée dans le Colorado, qui travaille
régulièrement avec des entreprises pétrolières et
gazières et des sociétés de construction de pipelines.
« Prévention, prévention, prévention », ajoute-t-il.
« C’est important pour tous types d’assurance. »
Une part importante du gâteau
La possibilité de réduire les coûts par des mesures
de prévention des pertes n’est que l’un des points
communs entre les assurances habitation et les
assurances professionnelles pour les opérateurs de
pipelines. Les deux incluent des franchises, la partie
prédéfinie du montant d’un sinistre que l’assuré doit
payer, et aucune formule d’assurance n’offre une
couverture totale.
Généralement, l’assurance des opérateurs de
pipelines couvre des types de pertes bien spécifiques :
les opérateurs ne peuvent pas, par exemple, se garantir
contre la corrosion, mais ils peuvent obtenir une
assurance qui couvre certains coûts de réparation à la
suite d’un incident.
Facteurs de risque
Il peut être à tout le moins difficile de saisir toute la
complexité de la couverture de l’assurance de votre
entreprise. Mais les facteurs que les tarificateurs
prennent en compte lorsqu’ils définissent la couverture,
les primes et les franchises sur un pipeline sont plutôt
simples. Ils incluent :
L’évaluation des risques prend en compte
les facteurs ci-dessus, ainsi que les conséquences
financières attendues. Certains de ces facteurs
échappent à votre contrôle : vous ne pouvez pas
grand-chose, par exemple, sur les dommages
volontaires ou les intempéries qui affectent vos
conduites. Vous pouvez cependant prendre des
mesures qui limiteront l’étendue des pertes potentielles,
ce qui ne manquera pas d’intéresser votre assureur.
Prêt à intervenir
Les mesures de prévention des pertes doivent toujours
inclure un Système de réparation d’urgence des
pipelines (EPRS), indique Glenn Roach, Directeur
du risque et des assurances chez T.D. Williamson
(TDW). « Il est important de prouver que le niveau de
résilience de vos infrastructures est élevé dans les zones
sensibles : cela inclut le fait de disposer d’équipements
et d’accessoires adaptés aux caractéristiques de votre
pipeline, ainsi que d’un personnel formé et prêt à
intervenir très rapidement en cas de problème »,
ajoute-t-il.
Pensez à élaborer votre EPRS non seulement avec
les équipes de votre entreprise et de vos partenaires,
mais aussi avec les responsables des collectivités qui
seraient affectées si l’impensable devait survenir et
qu’un incident se produisait sur un pipeline.
Maintenir l’écoulement du produit
Les assureurs veulent bien sûr avoir la certitude qu’un
EPRS est bien conçu, mais aussi savoir ce que les
opérateurs prévoient pour empêcher qu’un incident ne
se produise. Il est clair que les opérateurs ne peuvent
maîtriser tous les facteurs potentiels d’incident sur un
pipeline, mais ils peuvent prendre des mesures pour
réduire le risque d’un dommage, d’une perte ou d’un
arrêt sur une conduite.
Nigel Cairns est le vice-président de l’équipe
internationale de gestion des risques énergétiques
chez Marsh, une compagnie d’assurances et de gestion
des risques. Nigel Cairns a traité de la gestion des
risques dans son article « Pipeline Losses (Pertes
sur les pipelines) » dans le bulletin d’informations
de Marsh. Voici ce qu’il précisait : « Pour ce qui
concerne la prévention des défauts mécaniques, nous
vérifions chez le client sa bonne compréhension des
mécanismes de corrosion et de défaillance potentielles
dans leurs systèmes, ainsi que la mise en place
d’inspections et d’entretiens réguliers pour garantir
l’intégrité mécanique du pipeline ».
Ce que Nigel Cairns décrit peut jouer un rôle
essentiel pour diminuer le risque de sinistres coûteux
aux yeux de votre assureur. « Vous démontrez que
vous allez au-delà des règlements et que vous avez
parfaitement compris les retombées de la gestion de
l’intégrité des pipelines pour prévenir les incidents »,
explique Mike Kirkwood, Docteur, Directeur du
développement des marchés du transport chez TDW.
« Et si vous pouvez attester de vos bonnes pratiques à
une compagnie d’assurances, vous pourrez optimiser le
montant de vos primes. »
Dans de nombreux cas, votre entreprise peut avoir
déjà mis en place ces pratiques dans son exploitation.
Si, par exemple, vous effectuez régulièrement des
inspections de lignes (ILI), vous démontrez par là que
votre priorité est de détecter et traiter la corrosion et
les autres défauts avant qu’ils ne deviennent critiques.
Des inspections régulières permettent un retour
sur investissement considérable : elles peuvent non
seulement aider les opérateurs à atteindre leur objectif
principal de promotion et de garantie de la sécurité
et de la protection de l’environnement, mais elles
peuvent aussi influer sur les montants de leurs primes
et franchises.
Contenir la vague
L’une des premières leçons de « l’Assurance 101 »,
précise Mike Mitchell, est très simple : si vous
voulez des primes d’assurance faibles, ayez le moins
de sinistres possible. Cette réalité s’applique aux
assurances d’habitation et de voiture, ajoute-t-il,
comme elle s’applique à l’assurance de vos pipelines.
Cela vous incite à faire tout votre possible pour
réduire le risque de sinistre, qu’il s’agisse de former
soigneusement vos employés ou de surveiller l’état de
vos pipelines.
« Si votre taux de sinistres est faible, votre pouvoir
de négociation est plus fort », indique Mike Mitchell.
« Vous pouvez appeler votre compagnie d’assurances
et lui dire “Nous faisons ceci et encore cela” et tenter
d’obtenir un rabais de 5 % sur vos primes. Ils peuvent
aussi revenir vers vous en vous accordant un rabais de
10 % car vous avez eu peu de sinistres l’an dernier et
avez mis en place des programmes de prévention. »
Non seulement vos assureurs sont ouverts à la
réduction de vos primes, complète Mike Mitchell,
mais ils vont aussi vous aider à maintenir actif votre
programme de prévention des pertes. Il vous suggère
de développer une collaboration étroite avec votre
agent d’assurances. Et il conclut : « Considérez
votre compagnie d’assurances comme un partenaire
professionnel. La dernière chose qu’elle souhaite est un
énorme sinistre de plusieurs millions de dollars. Elle
peut vous soutenir dans le maintien en bon état des
pipelines afin d’éviter des pertes. »
« Prévention, prévention,
prévention », explique Mike
Mitchell. « C’est important
pour tous types d’assurance. »
Âge, matériau et dimensions du pipeline
Emplacement
Environnement/exposition
Historique des incidents sur le pipeline
Conditions topographiques et météorolo-
giques à l’emplacement du pipeline
Produits transportés par le pipeline
Un analyste de données vérifie le
résultat des tests HALT et HASS

26 27
CRÉER UNE IMPULSION
En s’appuyant sur les bases posées par DNV GL,
l’industrie des pipelines peut désormais s’atteler à
l’optimisation de la procédure de dérogation du test
hydrostatique et à la clarification de ce que signifie
un niveau de sécurité acceptable pour les conduites
sous-marines, ajoute George Lim.
Les recommandations qui en découleront
seront précieuses pour les futurs grands projets de
conduites sous-marines. Pour un projet de la taille
du pipeline Oman-Inde tel qu’il est proposé, il y
aurait par exemple au minimum 100 000 soudures
sur la conduite. Même si le constructeur ne
générait qu’un taux de défaut de 1 %, l’opérateur se
retrouverait avec un pipeline ayant 1 000 défauts.
D’où la question : quel pourcentage est sûr ? Quelle
devrait être la norme ?
« Si les règles sont définies », souligne George
Lim, « je pense que le programme d’inspection
alternatif serait beaucoup plus acceptable pour
l’opérateur et le constructeur et qu’il serait plus facile
d’obtenir une dérogation. »
Le test hydrostatique n’est pas facile à mettre en œuvre.
Lorsque les législateurs envisagent de déroger à l’exigence
d’un test hydrostatique pour un projet de pipeline sous-marin, ils
veulent pouvoir disposer d’un programme d’intégrité tout aussi
efficace. Cela paraît insurmontable, mais c’est pourtant faisable.
Par exemple, le code DNV-OS-F101 précise qu’un
programme alternatif doit commencer par un test en pression
en usine.
En supposant qu’aucun défaut n’est trouvé, l’entreprise
de pipelines doit prendre des mesures pour s’assurer que la
conduite reste dans le même état pendant son transport et
son installation. « Vous le manipulez comme un bébé jusqu’à
sa pose », ajoute George Lim, Directeur du développement des
marchés offshore chez T.D.Williamson (TDW).
Le DNV-OS-F101 ne couvre pas toutes les phases déroulées
par une entreprise pour protéger et tester le pipeline, mais il
précise que le programme final doit assurer le même niveau de
sécurité que le test hydrostatique. Parmi les autres processus,
on peut trouver :
Des procédures pertinentes de soudage et de contrôle
des soudures
Une évaluation non destructive pour les fissures et la
corrosion
La surveillance de la pose du pipeline avec une caméra
montée sur un véhicule opéré à distance (ROV)
L’utilisation d’un outil de mesure des déformations
après la pose pour rechercher les enfoncements et les
modifications d’épaisseur de paroi
La surveillance du pipeline achevé avec l’engin opéré à
distance (ROV) pour rechercher les dommages provoqués
par les ancres
Les projets de pipeline sous-marin qui ont à ce jour dérogé
au test hydrostatique ont connu différents programmes
alternatifs, mais chacun incluait au moins quelques-unes des
mesures listées ci-dessus.
Parmi les projets qui ont reçu des dérogations figurent :
Le pipeline du golfe d’Akaba, 15 kilomètres (9 miles),
profondeur jusqu’à 860 mètres (2 800 pieds) : évaluation
non destructive supplémentaire en usine et en mer.
Vérification des anomalies avec un racleur de calibrage.
Pipeline de gaz GulfTerra Phoenix, sous-marin, 125
kilomètres (78 miles), prenant son origine à 1 600 mètres
(5 200 pieds) de profondeur : test hydrostatique de la
conduite en usine, inspection et contrôle qualité étendus
pendant la fabrication, le transport et l’installation ;
inspection des soudures par ultrasons.
Pipelines South Stream Offshore / projet Black
Sea*, 931 kilomètres (578 miles), profondeur jusqu’à
2 200 mètres (7 200 pieds) : le test hydrostatique est
pratiqué jusqu’à 30 mètres (100 pieds) ; les autres
sections du pipeline ont reçu une dérogation. Tailles
de défauts autorisés plus restrictives pour les soudures
circonférentielles ; exigences d’épaisseur de paroi
ajustées pour certaines sections ; contrôle des fuites par
engin piloté à distance (ROV).
Ces projets vont constituer un précédent pour
les dérogations au test hydrostatique et serviront
vraisemblablement de référence pour les prochains pipelines
sous-marins.
Les opérateurs peaufinent les solutions alternatives au test hydrostatique
*Le projet South Stream a été annulé. D’autres tracés vers la Turquie sont à l’étude sous le nom de Turkish Stream.
TESTER ENCORE ET TOUJOURSSUITE DE LA PAGE 19
ces données pour effectuer des réparations sur les
deux types de défauts avant de commencer le test
hydrostatique, ce qui réduit la probabilité qu’un
ancien pipeline ait besoin de plusieurs séries de
tests. De plus, l’ILI peut être réalisée sans arrêter
l’exploitation du pipeline, ce qui est une bonne
nouvelle pour les clients et les opérateurs.
Mark Hereth appartenait à l’équipe de pilotage
qui a donné les orientations pendant l’élaboration
du livre blanc de l’INGAA. Il fait partie de ces
nombreux experts industriels qui voient les avantages
de cette approche combinée pour l’inspection des
conduites.
« En tant qu’opérateur, vous voulez évaluer et
surveiller », affirme Mark Hereth. « L’inspection
interne permet de détecter les défauts critiques avant
qu’ils ne provoquent un incident. Elle donne aussi des
informations sur les défauts sous-critiques, ceux qui
pourraient résister à un test hydrostatique, mais dont
l’opérateur doit cependant avoir connaissance. Avec
l’hydrostatique, le résultat du test du pipeline ne peut
être que bon ou mauvais. L’ILI, en revanche, vous
indique si un défaut est critique ou sous-critique,
et vous précise en plus où il se trouve et son
importance. »
On peut dire sans risque que le test hydrostatique
ne va pas disparaître dans un proche avenir : c’est une
norme fiable pour ce secteur industriel et elle reste la
méthode préférée pour la vérification de la MAOP et
le test de la résistance des matériaux. C’est peut-être,
en tout état de cause, la meilleure technique. Mais
beaucoup pensent qu’il y a de la place pour d’autres
méthodes qui pourraient rendre le test hydrostatique
encore plus efficace, et légèrement moins destructif.
« Vous voulez vous assurer que vous aurez plus de
côtés positifs que négatifs », explique Jerry Rau. « Le
test en pression est destiné à faire apparaître les défauts.
Mais vous voulez que les défaillances liées aux défauts
se manifestent immédiatement, vous ne souhaitez
pas les aggraver pour que les incidents surviennent
ultérieurement. »
Dans cette période où notre industrie réfléchit
à l’avenir des anciens pipelines de transport, les
opérateurs, les experts industriels et les organismes
réglementaires travaillent ensemble pour assurer à tous
l’accès aux données sur l’intégrité les plus fiables, les
plus précises et les plus complètes possibles. Et il s’agit
d’une bonne nouvelle pour tout le monde : après tout,
lorsqu’il s’agit de sécurité et de prévention, il n’y a
jamais trop d'informations.
Jerry Rau, quant à lui, est optimiste. Il souligne que
les organisations industrielles travaillent d’arrache-pied
pour élaborer des solutions. Il espère qu’à l’avenir, les
opérateurs et les régulateurs auront encore plus d’outils
à leur disposition pour vérifier l’intégrité des pipelines.
« Nous allons trouver des techniques qui seront
aussi bonnes, sinon meilleures, que le test en
pression », affirme-t-il. « Ce sera peut-être l’ILI ou
le contrôle par rayons X, je n’en sais rien. Mais ça va
rudement bien marcher. »
ENCOUVERTURE
Perspectives futures

28
PhasesFourBY THE
NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING
2828 29
EN
CHIFFRES
AUGMENTATION et RÉDUCTION au bon endroit.
Prenons l’exemple de cet opérateur du bassin schisteux
d’Eagle Ford qui automatise le raclage pour augmenter
l’efficacité de son système tout en diminuant ses coûts.
Comme l’opérateur a été en mesure de pré-charger plusieurs sphères,
de les programmer et de les lancer automatiquement, les techniciens
ont dû revenir moins souvent sur le site, ce qui a réduit leur temps
de conduite et les risques opérationnels.
Après une année de mise en œuvre de l’automatisation du raclage,
l’opérateur a réduit ses émissions de méthane d’une valeur égale
aux émissions de 558 automobiles sur la même période.
85 % DE RÉDUCTION
EN HEURES/KILOMÉTRAGE
PRODUCTION augmentée grâce à un débit
grandement renforcé, résultant du chargement de
racleurs/outils multiples, du lancement automatique
des racleurs et de l’élimination régulière des liquides.
ÉCONOMIES SUR LES COÛTS DE SANTÉ,
DE SÉCURITÉ ET ENVIRONNEMENTAUX
grâce à la réduction du kilométrage parcouru et des
risques de blessures sur le terrain ; émissions de
méthane réduites.
Réaffectation possible du PERSONNEL, grâce à
la réduction du nombre de techniciens nécessaires
sur le terrain pour lancer et réceptionner les
sphères, les racleurs et les outils d’inspection.
Coûts D’EXPLOITATION plus faibles grâce à
la réduction de la consommation de carburant et
d’électricité, de la maintenance et du risque d’arrêt
des installations ; manœuvre réduite de la vanne,
d’où une prolongation de sa durée de vie.
Coûts de CONFORMITÉ réduits de manière proactive,
par le respect des critères du programme Natural Gas
STAR Methane Challenge de l’Agence de protection de
l’environnement (EPA) basé sur le volontariat.
70 %de réduction
64 %de réduction
4 %de réduction
39 %de réduction
émissions
de méthane
réduites
32 %d’augmentation
après
l’automatisation
avant
l’automatisation
TIGES DE
LANCEMENT
DOUBLES
SPHÈRE
Ne prend pas en compte
totalement les économies
de carburant et d’électricité.
558 AUTOMOBILES PARCOURANT UN KILOMÉTRAGE MOYEN SUR UNE ANNÉE
risques
opérationnels
réduits
LANCEMENT AUTOMATIQUE
Comment le raclage est-il
automatisé ?
»» Chargement de plusieurs
sphères en une seule fois
»» Contrôleur logique
programmable
»» Système de lancement à
entraînement hydraulique
L’automatisation offre
l’avantage supplémentaire de
réduire le nombre d’opérations
d’ouverture et de fermeture de
la porte et de la vanne.
1
4
5
2
3
pourquoi de l’automatisation du raclageLes cinq

Avez-vous vécu un événement de cette nature ?
Regardez-le en téléchargeant : OPERATIONOFFSHORE.COM/shortURL
LES OPTIONS DE REMPLACEMENT DE LA VANNE ONT ÉTÉ DÉFINIES.
© Copyright 2015 T.D. Williamson, Inc
Have you experienced the story?
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Innovations™ Magazine NO. 4 2015 - French

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