Innovations™ Magazine VII NO.2 2015 - French

2. 1
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
2 | PERSPECTIVES DE LA
DIRECTION
Localisation : la stratégie gagnante
4 | PERSPECTIVE MONDIALE
Commentaires d’industriels du
monde entier
6 | ZOOM SUR LA
TECHNOLOGIE
Travailler sur la performance :
effacer les coûts de maintenance
des conduites
8 | IMPORTANCE DE LA
SÉCURITÉ
Mesures de sécurité extraordinaires
pour des tâches ordinaires
10 | PERSPECTIVES FUTURES
Aventure arctique : une
proposition à long terme
12 | RAPPORT SUR LE
MARCHÉ
Analyse et prédiction des défauts
potentiels
20 | POINTS DE CONTACT
Événements, articles et
conférences concernant les
pipelines
28 | EN CHIFFRES
Cinq 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 données
Les 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 Morgan
DIRECTEUR DE LA RÉDACTION Waylon Summers
DIRECTEUR ARTISTIQUE Joe Antonacci
PRODUCTION CONCEPTUELLE Kat Eaton, Mullerhaus.net
PRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward Mankin
PHOTOGRAPHIE Robert D. Flaherty, Ezequiel Scagnetti
T.D. Williamson
Amérique du Nord et du Sud +1 918 447 5000
Europe/Afrique/Moyen-Orient +32 67 28 3611
Asie-Pacifique +65 6364 8520
Services offshore +47 5144 3240
www.tdwilliamson.com
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Envoyez-nous un e-mail : Innovations@tdwilliamson.com
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.
14
10 22
PRESSION ANNULAIRE
28
EN
CHIFFRES
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 des
grosses canalisations.
Pour ce type de maintenance, les exploitants utilisent des méthodes d'isolement en ligne
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 et de surveillance
par double obturation certifiée par le DNV
28
1 PRESSION
FAIBLE DANS
LA CONDUITE
PRESSION
ÉLEVÉE DANS
LA CONDUITE
Surveilléparlapertedecharge*Surveilléparlapertedecharge*
Surveilléparlapertedecharge*
* Perte de charge
Pression annulaire surveillée
pour la vérification des deux étanchéités 50 % DE LA PRESSION DANS LA CONDUITE
Recommandations du DNV pour les critères de
réparation 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 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.
Mettre en place la
double obturation
et l'outil de
surveillance
Module de surveillance
et de suivi
Module de
raclage n° 1
Module de
raclage n° 2
Module de
contrôle
étapes pour
INFORMATIONS GÉNÉRALES
Debbie Ellis
dellis@aga.org
202-824-7338
Plus de 100 présentations seront
effectuées par des experts industriels
sur 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, distribution
et transmission
• GNL
• vérification de la MAOP (pression
de service maximale autorisée)
• mesures, distribution
et transmission
• problèmes liés à l'odorisation
• planification et support des opérations
• sécurité des pipelines
• planification et conception des réseaux
de pipelines
• matériaux plastiques
• programmes de sensibilisation du public
• opérations de purge
• conformité à la réglementation
• gestion de la sécurité
• formation technique et transfert
de connaissances
• stockage souterrain de gaz
• services sur le terrain aux installations
et aux clients
• système de gestion des tâches
… et beaucoup d'autres encore !
Les participants à la conférence
pourront imputer leur temps de
présence sur les heures de
perfectionnement professionnel.
CONFÉRENCE SUR LES OPÉRATIONS
et 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 !
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HÔTEL GAYLORD TEXAN et
CENTRE DE CONVENTION
DE GRAPEVINE, TEXAS
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et de services, attention !
La conférence accueillera
aussi l'exposition biennale
renommée AGA sur les produits
et services destinés aux fonctions
opérationnelles des entreprises
de distribution et d'exploitation
du gaz naturel.
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opportunité de rencontrer les
principaux responsables
opérationnels des entreprises
locales, nationales et
internationales de distribution et
d'exploitation du gaz qui
assisteront à cet événement.
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conférence et les détails d'enregistrement,
rendez-vous sur
www.aga.org/OpsConf2015.

3. 3
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
2
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
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 DESAEGHER
VICE-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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INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
4
TU TRAN
ANALYSTE 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 Sames
VICE-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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INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
6
Z O O M S U R L A T E C H N O L O G I E
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.
6
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 HTP
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 HTP (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 HTP 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 réduits
Lors d’une procédure HTP, 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 HTP 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 HTP 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
HTP 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
économies
Des 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 HTP.
« Chaque fois que vous simplifiez les opérations
in situ, vous obtenez des économies supplémentaires »,
indique Grant Cooper, responsable de la
commercialisation de la technologie HTP 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 HTP peut même
engendrer des bénéfices supplémentaires.

6. 8
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
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 flux
La 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
sécurité
Un 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 retardement
Bien 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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9

7. 10 11
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
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.
44
28
90 MILLIARDS
de barils
Pétrole
Selon l’Institut d’études géologiques
des États-Unis, l’Arctique pourrait
renfermer :
28 MILLE
MILLIARDS de m3
Gaz naturel
44 MILLIARDS
de barils
Gaz naturel liquéfié
90
AVENTURE ARCTIQUE :
P E R S P E C T I V E S F U T U R E S

8. 13
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
12
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 détails
Pour 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 étape
Les 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 immenses
Même 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

9. 14 15
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 ».
ENCOUVERTURE
Les aspects
économiques
de la
performance
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
• 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

10. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
16 17
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 précoce
Avant 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
6 k
4 k
2 k
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
300
200
100
0
Production et nombre d’installations de
forage à Eagle Ford
Production Nombre d’installations de forage
Nombre d’installations de forage
Production de gaz naturel
en milliers de pieds cubes/jour
Production de pétrole
en barils/jour
Source : Agence d’information sur l’énergie
(département du gouvernement des États-Unis)
ENCOUVERTURE
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
COÛTDUPUITS

11. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
19
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 profit
Dans 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
ENCOUVERTURE
400
2014
2013
2012
2011
2010
2009
300
200
100
6 12 18 24 30 36 42
2009
2010
2011
2012
2013
-70 %
-68 %
-68 %
-64 %
-69 %
-30 %
-39 %
-47 %
-48 %
-20 %
-28 %
-27 %
-20 %
-42 %
Production de pétrole moyenne par puits
pendant 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
BARILS/JOUR
Premiers mois
complet
de production
ANNÉE 1 ANNÉE 2 ANNÉE 3 ANNÉE 4
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 AUPARAVANT
10 PUITS PAR SECTION
(26 HA/PUITS)
PAR 260 HA ACTUELLEMENT
16 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 humide
Le 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.
18

12. 2120
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
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 contact
Oil Sands
15 – 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 Pipeline
22 – 24 SEPTEMBRE | Rio de Janeiro | Brésil
DUG East
23–25JUIN | Pittsburgh,Pennsylvanie | États-Unis
MEA Gas Operations Technical
Leadership Summit
11 – 13AOÛT | Rochester,Minnesota | États-Unis
The Pipeline Energy Expo
25 – 26AOÛT | Tulsa,Oklahoma | États-Unis
NACE Central Area Conference
31AOÛT – 2 SEPTEMBRE | St.Louis,Missouri | États-Unis
Arkansas Gas Association
19 – 22 SEPTEMBRE | Hot Springs,Arkansas | États-Unis
North American Pipelines Congress
21 – 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 Asia
2 – 5 JUIN | Kuala Lumpur | Malaisie
World Gas Conference
1 – 5 JUIN | Paris | France
Ce symbole indique que TDW présentera
un livre blanc durant cet événement

13. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
23
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
22
ARTICLEDEFOND
• 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
pipelines
Même 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 le
logiciel 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.

14. ARTICLEDEFONDINNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
24 25
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 évolution
Plutôt 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 que
vous 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
globale
Pour 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

15. INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
26 27
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 2•2015
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 valeur
Une 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 performance
SUITE DE L’ARTICLE EN COUVERTURE PAGE 19

16. 28 29
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
28
1
2
3
4
5
PRESSION DANS
LA CONDUITE
FAIBLE
PRESSION DANS
LA CONDUITE
ÉLEVÉE
PRESSION ANNULAIRE
Module de
surveillance
et de communication
Surveillépardifférence
depression*
Surveillépardifférence
depression*
Surveillépardifférence
depression*
*
différence de pression
Module
d’isolement n° 1
Module
d’isolement n° 2
Module
de 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

17. Ce que vous
ne devez pas
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IVP.
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TDW-IVP.com
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