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2 | PERSPECTIVES DE LA DIRECTIONL’entreprise familiale.

4 | PERSPECTIVE MONDIALESolutions pour conduites sous pression à travers le monde.

6 | FOCUS TECHNOLOGIQUE L’innovation pour de meilleurs résultats et une sécurité renforcée.

8 | QUESTIONS DE SÉCURITÉLa formation fait la différence dans un secteur en évolution.

10 | PENSER À L’AVENIRTechnologies pour un monde vieillissant.

13 | RAPPORT SUR LE MARCHÉRéaffecter les pipelines pour répondre à la demande croissante d’énergie.

20 | POINTS DE CONTACTÉvénements, documents et conférences TDW.

28 | ZOOM SURLes quatre étapes pour l’intégrité des pipelines.

14 | En couverture : Déchiffrer le code des fissuresUne nouvelle vague (ultrasonique) dans les tests de l’intégrité des pipelines fournit aux opérateurs une évaluation des plus complètes disponible sur une seule plate-forme d’inspection.

22 | Être gagnant avec le GNLLe boom du pétrole et du gaz qui a renversé la baisse en production et a suscité une forte production aux États-Unis transforme le marché du gaz naturel liquéfié (GNL).

D I V I S I O N S

RÉDACTEUR EN CHEF Jim Myers MorganDIRECTEUR DE RÉDACTION Waylon SummersDIRECTEUR ARTISTIQUE Joe AntonacciPRODUCTION DE CONCEPTION Mullerhaus.netPRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward MankinPHOTOGRAPHIE Scott Miller, Nathan Harmon, Jeremy Charles

T.D. WilliamsonAmérique du Nord et du Sud : 918-447-5500Europe/Afrique/Moyen-Orient : 32-67-28-36-11Asie/Pacifique : 65-6364-8520Services Offshore : 832-448-7200info@tdwilliamson.com | www.tdwilliamson.com

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

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InnovationsMD est une publication trimestrielle produite par T.D. Williamson.

®Marque déposée de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et autres pays. MD Marque de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et autres pays.© Droit d’auteurs 2014 Tous droits réservés par T.D. Williamson, Inc. Toute reproduction totale ou partielle sans autorisation est interdite. Imprimé aux États- Unis d’Amérique. Siri est une marque déposée d’Apple Inc., déposée aux États-Unis et d’autres pays. Kindle et Mayday sont des marques déposées d’Amazon.com, Inc. ou ses filiales.ONSTAR est une marque déposée d’OnStar, LLC et General Motors, Inc.

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Nous sommes des experts.

Reconnu depuis près d’un siècle pour la fiabilité de ses équipements et de ses solutions de services pour les réseaux de pipelines, TDW définit le plus haut standard en intégrité de conduites en proposant à nos clients les outils, le soutien et l’expertise dont ils ont besoin pour augmenter leur productivité en toute sécurité et avec efficacité, éliminer les temps d’arrêt, optimiser les performances et prolonger la vie de leurs actifs.

Pipeline PerformanceMD

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Amérique du Nord et du Sud : +1 918-447-5500

Europe/Afrique/Moyen-Orient : +32 67-28-36-11

Asie/Pacifique : +65 6364-8520

Services Offshore : +1 832-448-7200

Technologie d’inspection de pipelines SpirALL® MFL

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Mon grand-père – T.D. Williamson, Sr. – savait une chose ou deux sur la notion d’entreprise familiale. En 1920, il a fondé la Petroleum Electric Company. Cette entreprise d’origine modeste, qui devint plus tard la TDW que nous connaissons aujourd’hui, a été fondée avec un seul objectif en tête : répondre aux besoins en énergie électrique dans les champs de pétrole.

Depuis ces tous premiers jours, TDW a innové et s’est adapté afin de bien servir nos clients. Au cours des 94 dernières années, nous sommes devenus une véritable référence dans le monde des équipements et services pour les conduites. Des opérations de perçage et d’obturation en charge au raclage, des inspection pour assurer l’intégrité des conduites à l’obturation de pipelines en mer, nous avons grandi et évolué pour répondre aux besoins de l’industrie en constante évolution.

Dans le cadre d’une entreprise privée et familiale, chacun d’entre nous ici à TDW- la famille Williamson, le conseil d’administration, notre direction exécutive et notre personnel dans le monde entier – nous sommes tous enthousiastes au sujet de nos possibilités d’aller de l’avant. Regardez TDW et vous verrez une profondeur et une continuité d’engagement dans tous les aspects de notre entreprise.

Et puisque nous sommes une entreprise familiale, nous n’avons pas à gérer nos résultats ou à limiter nos investissements pour répondre aux attentes trimestrielles à court terme de Wall Street. Nous pouvons nous concentrer sur ce qui est bon pour l’entreprise au long terme. C’est précisément ce que nous allons continuer à faire en 2014, et au-delà. Nous allons continuer à réinvestir dans les produits et les services qui ont fait notre succès, et notre plus grand atout – notre personnel dévoué dans le monde entier.

Ces personnes imaginent des solutions innovantes à des défis vieux comme le monde, dont celui de détecter les fissures dans les conduites. Vous pouvez en savoir plus sur comment notre nouvelle technologie SpirALL® EMAT s’attaque à ce problème dans l’article-couverture qui commence à la page 14 de ce numéro de la revue InnovationsMD.

Au final, nos clients font confiance à TDW pour leur fournir des solutions qui les servent bien aujourd’hui, et les aident à assurer la sécurité et la fiabilité de leurs infrastructures de pipelines pour des décennies à venir. Nous prenons cette confiance très au sérieux. Après tout, nombre de nos clients n’étaient au départ que de toutes petites entreprises et ils ont grandi à nos côtés, comme des membres de la famille.

PAR DICK WILLIAMSONPRÉSIDENT DU CONSEIL

« Nos clients font confiance à TDW pour leur fournir des solutions qui les servent bien aujourd’hui, et les aident à assurer la sécurité et la fiabilité de leurs infrastructures de pipelinespour des décennies à venir. »

PERSPECTIVES DE LA DIRECTION

L’entreprise Familiale

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RACCORDEMENT EN YBESOIN : Obturer pour installer un raccordement en YRÉGION : Golfe du MexiqueTAILLE : Pipeline de DN 750 (30”)PRESSION : 900 psiPRODUIT DANS LA CONDUITE : Gaz natureLLONGUEUR : ~ 300 mètres (1 000 pieds)SERVICES : Obturation sous-marineMOYEN DE RACLAGE : Mono éthylène glycol (MEG)

Un opérateur pétrolier dans le Golfe du Mexique avait besoin d’isoler par obturation une colonne montante pour permettre l’installation d’un raccordement en Y. La colonne montante était en soi un véritable défi en raison des nombreux coudes très serrés dont elle était constituée. L’opérateur a choisi d’utiliser l’outil d’obturation SmartPlug® de TDW.TDW a d’abord procédé à une étude de faisabilité pour le raclage et le positionnement en utilisant un outil de calibrage spécialement modifié. Les résultats ont confirmé que l’outil SmartPlug® était adapté à la fois à la topologie de la conduite et à la gare de réception temporaire. L’obturation et l’installation ont été réalisés avec succès.

Nous avons décolléLes opérateurs indonésiens très orientés technologie recherchent des solutions plus complètes de haute technologie pour répondre à leurs besoins croissants d’intégrité des conduites. Récemment, un opérateur basé à Jakarta a engagé TDW pour aider à améliorer son programme d’assurance de l’intégrité des pipelines. Des techniciens d’inspection de lignes spécialement formés et certifiés par TDW, menant les opérations à partir du centre de service indonésien, ont procédé au lancement vertical particulièrement difficile d’un outil d’inspection de DN 650 (26”), composé d’un outil de déformation (DEF), d’un outil GMFL (Pertes de Flux Magnétiques pour le Gaz) et d’un module SPEED CONTROL de contrôle de la vitesse. Grâce au régulateur de vitesse, l’opérateur a pu collecter toutes les données nécessires.

INDONÉSIE MEXIQUE

CANADA

CORÉE DU SUD

Panne d’électricité de 9 000 000A l’automne 2013, Pertamina EP faisait face à une

tâche ardue dans le nord-ouest de la mer de Java. Depuis 1997, sa station de traitement Lima s’enfonçait lentement dans les fonds marins. Dans le cadre du projet d’assainissement de la subsidence Lima, Pertamina EP cherchait à élever la plate-forme en toute sécurité. Pour accomplir cette tâche gigantesque, sans couper le flux de gaz fournissant de l’énergie aux millions de citoyens de Jakarta, un ensemble complexe de plusieurs by-pass ou dérivations était nécessaire. TDW a été choisi pour obturer les conduites sous-marines concernées pour que les dérivations temporaires puissent être installées et assurer la continuité du flux du débit tout au long de l’opération.

Classe supérieire de DN 750 (30’’)Initialement, pour des raisons règlementaires raison de mises à niveau et ultérieurement du fait de la découverte de fissures de corrosion, un exploitant canadien de grande envergure a récemment achevé le remplacement de 274 mètres (900 pieds) d’une artère principale de gaz de DN 750 (30 pouces) au Québec. Pour faciliter le remplacement de la conduite et la mise en place de plusieurs dérivations en DN 600 (24”), TDW a installé quatre systèmes Stopple® Train en tandem, assurant ainsi une étanchéité parfaite et une sécurité maximale pour les travailleurs tout au long du projet.

Protéger la vie, les gens et les biens

En l’absence de règlementation sur l’inspection des lignes, les pipelines de gaz et de liquides de la Corée du Sud courent un risque élevé d’incidents. La Société coréenne pour la sécurité du gaz (Korea Gas Safety Corporation - KGS), responsable de l’exécution de presque toute inspection, certification et enquête relatives aux entités liées au gaz – depuis les grandes usines pétrochimiques jusqu’aux appareils électroménagers – est la force motrice derrière la création et l’application de la réglementation globale d’inspection de lignes. En novembre 2013, KGS a conclu un partenariat avec TDW, en s’appuyant sur l’expertise d’inspection de lignes de TDW, pour aider à développer la réglementation relative à l’intégrité des conduites de gaz en Corée du Sud.

INDONÉSIE

Essai en mer Une grande société de construction offshore a récemment installé un pipeline sous-marin de transport de gaz d’exportation d’une longueur de 53 km (32 miles), reliant une plate-forme à un complexe de gaz, située à 240 kilomètres (149 miles) au large des côtes de Terengganu. Dans le cadre de la phase de pré-mise en service, il était nécessaire de tester la ligne de DN 400 (16 pouces). TDW a été engagé et a utilisé son outil SmartPlug® pour obturer le pipeline pendant les essais, empêchant ainsi aux pressions de test de s’exercer au niveau des trois vannes à boisseaux sphériques, maintenues en position ouverte et situées à l’extrémité de la conduite.

ÉGYPTE

MALAISIE

Développer Denise Pour aider à répondre à la demande nationale croissante de production de gaz égyptien, Petrobel a lancé un nouveau projet de développement sous-marin afin de maximiser l’utilisation des ressources existantes et d’augmenter la production globale. L’opérationvisait le développement de deux champs, Denise et Karawan, dans la Concession de Temsah, au large des côtes. TDW a réalisé des perçages en charge sous-marins de DN 250 (10”) sur le Serravallien de DN 800 (32”) et sur une conduite de DN 600 (24”).

Perspectivemondiale Solutions pour conduites sous pression à travers le monde

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Puiser dans l’avenir Des innovations dans la technologie du perçage en charge pour de meilleurs résultats et une sécurité renforcée

David Turner est un futuriste, ainsi qu’un visionnaire. depuis avril 2013, il est également le directeur Technologie du perçage et de l’obturation en charge chez T.D. Williamson. En tant que directeur, il a passé beaucoup de temps et dépensé beaucoup d’énergie à faire en sorte que les innovations puissent rendre le processus du perçage en charge plus sûr, plus facile et plus efficace.

Il ne se contente pas seulement d’écouter les clients et de comprendre leurs besoins. Il étudie également de près les méthodes des fabricants de biens de consommation pour améliorer l’assistance aux clients. C’est pourquoi, lorsqu’on lui parle, il évoque aussitôt un futur où le perçage en charge pourra intégrer des outils intelligents similaires à ceux que GM avec l’OnStar® et Apple avec Siri® ont mis sur le marché.

D’ici là, il voit l’équipement de perçage en charge télécommandé de T.D. Williamson comme une première étape logique dans le sens d’une fusion des capacités actuelles avec les évolutions de demain.

Les opérateurs du monde entier choisissent généralement le perçage en charge pour l’entretien, la modification ou la réparation planifié ou d’urgence des systèmes sous pression. Le processus leur permet de sectionner des conduites et de raccorder des branchements et des vannes sur les réseaux tout en les maintenant en fonctionnement.

De cette façon, les opérateurs peuvent éviter les arrêts de production, qui peut être une procédure très perturbatrice, coûteuse et laborieuse.

Bien que le perçage en charge aide à éviter les pièges associés à un arrêt, le perçage manuel présente des risques inhérents lorsque les techniciens coupent des conduites sous pression contenant des matières potentiellement explosives.

En outre, que le travail soit effectué à terre ou au large, le perçage manuel dépend en grande partie de l’expérience et des calculs du technicien d’exploitation de l’équipement. Par exemple, le technicien se base principalement sur le son et le toucher pour déterminer ce qui se passe pendant l’opération de perçage. Sur les pipelines sous-marins, les techniciens travaillent avec des plongeurs spécialement formés qui offrent le même type de données sensorielles via une communication radio bidirectionnelle. Dans le cas où d’une mauvaise coupe dans la conduite, les conséquences peuvent aller de la perte de produit à de graves blessures. Réduire ou éliminer les risques d’erreur humaine devient une priorité. D. Turner poursuit sa croisade pour réduire les risques liés au perçage en charge et augmenter la performance globale.

Un pas dans la bonne directionT.D. Williamson a ouvert la voie de la haute technologie quand, au début des années 1990, il a développé sa première solution de perçage en charge contrôlé à distance, la Machine de Perçage Séries 2400 (2400 Series Tapping Machine) pour des applications côtières. Au lieu de se percher sur un pipeline sous

pression pour faire fonctionner l’équipement de perçage, le technicien pilote la Machine de perçage Série 2 400 télécommandée via une console de commande filaire, à bonne distance du point de perçage.

Depuis son introduction, plusieurs révisions à la Machine de perçage en charge Série 2 400 ont été réalisées ; celles-ci ont apporté une fiabilité accrue, une plus grande précision et plus de données. La version actuelle de cette machine de perçage en charge télécommandée permet également une surveillance à distance et d’obtenir des données en temps réel, donnant ainsi aux techniciens des informations instantanées qui améliorent la prise de décision. Les capteurs numériques sur l’équipement transmettent des indications sur la pression, la vitesse de rotation et la distance à parcourir. Pour les techniciens qui ont eu à utiliser des jauges analogiques, des tiges de mesure linéaires et leur intuition pour prendre des décisions cruciales par rapport à la coupe dans des pipelines, le temps des devinettes est révolu.

« L’amélioration de nos capacités technologiques en Perçage en charge aide nos clients à réduire les risques tout en augmentant leur taux de réussite à la première tentative », explique D. Turner. « En d’autres termes, ils sont en mesure de couper la conduite correctement au d’un premier essai, et en toute sécurité. »

Atteindre une plus grande profondeur, en toute sécuritéPoursuivant l’innovation des machines télécommandées, à la fin des années 1990, TDW a développé et testé un concept pour une machine sous-marine qui a finalement conduit à l’élaboration de l’équipement

Chef de file pour la promotion d’une

technologie du perçage en charge plus rapide,

plus sûre, et peut-être même un peu

révolutionnaire.

SUITE À LA PAGE 9

F O C U S T E C H N O L O G I Q U E

« Comment puis-je vous aider ? »Y a-t-il jamais eu un son plus apaisant que celui-ci : la voix de Siri® d’Apple demandant SI elle peut vous rendre la vie plus facile, mais comment ?

Bien sûr, vous savez que votre assistant personnel automatisé est simplement un moteur de recherche vocal qui est capable d’imiter la conversation humaine.

Mais, elle – ou, plutôt, il, en anglais britannique et dans bien d’autres dialectes – est tellement utile.

Depuis le tout début, lorsqu’on a vu Rosie le robot nettoyer la demeure des Jetsons dans la Ville Orbite et HAL, l’ordinateur sensible de 2001 : Une Odyssée de l’espace, interagir avec l’équipage de Discovery One, les gens ont aspiré à une meilleure assistance plus intelligente. Dans un monde idéal, 6 on n’aurait pas besoin de guides d’utilisation, de cyber bavardage, des vidéos instructives de YouTube,

ou la folie qui accompagne les systèmes téléphoniques désuets automatisés. Au lieu de cela, l’assistance plus intelligente, plus rapide, plus intuitive que nous recherchons serait à portée de main, incorporée dans les produits que nous achetons.

David Turner, directeur en Technologie de perçage et d’obturation en charge chez T.D. Williamson, fournisseur de services pour pipelines, affirme que nous sommes déjà arrivés au point où les clients s’attendent à disposer d’une assistance produits à la demande, en particulier quand quelque chose ne va pas.

Avec des systèmes tels que Siri® d’Apple, OnStar® de GM et Mayday® d’Amazon Kindle® – qui renvoient les utilisateurs perdus vers une vidéoconférence en direct avec le personnel du centre d’assistance – il estime que les entreprises américaines répondent bien à la demande des consommateurs pour une aide immédiate.

Mais pourquoi est-ce que le directeur du perçage en charge se préoccupe-t-il de Siri® ou Mayday® ? Qu’est-ce que les entreprises orientées vers le consommateur comme Apple ou Amazon ont en commun avec une

entreprise d’équipements et services pour conduites destinés à l’industrie comme T.D. Williamson ?

Selon D. Turner, T.D. Williamson s’efforce d’élever les relations de l’entreprise avec ses clients, elle cherche à être considérée comme un partenaire plutôt qu’un fournisseur. C’est en ce sens que T.D. Williamson recherche toujours des moyens pour fournir des niveaux plus élevés de service aux opérateurs de pipelines. Cela implique de réfléchir à comment intégrer des outils intelligents dans les lignes de produits existants.

D. Turner suggère que les systèmes de capteurs et de contrôle à distance, maintenant standards sur les vannes, les consoles et les équipements de perçage en charge représentent une première étape importante des efforts de l’entreprise pour apporter plus d’informations en temps réel à ses clients. Et bien que des systèmes d’aide comme OnStar® ne soient pas encore disponibles aux clients de T.D. Williamson, D. Turner fait remarquer que nous n’en sommes plus aussi éloignés qu’on le pense.

Bientôt peu-être, votre équipement de Perçage en charge pourra vous demander, « Comment puis-je vous aider ? »

Qu’est-ce que le perçage en charge et Siri® ont en commun ?

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Un Technicien se trouve dans une salle de contrôle très éclairée et remplie d’écran. À l’aide de caméras et de la technologie de tablette tactile, il contrôle à distance un robot sous-marin complexe. Du bout d’un doigt, le technicien peut ordonner à la machine de faire un petit trou dans un pipeline sous pression, avec une précision quasi-parfaite et, plus important encore, sans risque de blessure.

Cela semble tout droit sorti de la science-fiction – mais dans les faits, cela fait déjà des années que les chercheurs de l’industrie font de grands progrès en perçage en charge « virtuel », empruntant la technologie et les idées à un large éventail d’industries, telle que la médecine et l’électronique.

C’est une perspective intéressante pour l’avenir du perçage en charge, un travail qui - en dépit des avancées majeures en sécurité au cours des

50 dernières années ou plus – reste intrinsèquement risqué.

En réalité, on devra attendre sans doute encore

plusieurs années avant que le perçage en charge soit

complètement « virtuel ». Entre-temps, cependant, les

programmes de formation au perçage en charge

de T.D. Williamson font en sorte que

les techniciens aient les outils et les

connaissances nécessaires pour faire leur travail en toute sécurité.

Avant que les techniciens de TDW ne soient autorisés à travailler sur le terrain, ils doivent suivre un programme rigoureux qui combine des études intensives et des tests de formation pratique. Les techniciens doivent passer un test de certification pour Qualification d’opérateur spécifique à leur région. La certification doit être renouvelée tous les trois ans par l’intermédiaire d’une formation continue.

Tom Parrett, Directeur de la Qualité/Santé, Sécurité et de l’Environnement chez TDW, explique que cette formation est une formule gagnante pour tous, employés et clients. L’accent mis par la société sur la production de techniciens compétents et bien informés sur le perçage en charge garantit un environnement de travail plus sûr, avec un risque considérablement réduit d’accidents ou de blessures.

« Notre formation va au-delà d’une offre de formation de base sur la façon de faire fonctionner nos équipements en toute sécurité », explique T. Parrett. « Notre programme est conçu pour fournir à nos clients des techniciens qui possèdent les connaissances, les compétences et le savoir-faire afin de réaliser de manière experte toutes les tâches selon le principe Bien à cent pour cent, tout le temps. »

T. Parrett est prompt à souligner que la formation en perçage en charge de TDW ne s’arrête pas à la certification de la Qualification d’opérateur. Les coordinateurs de la formation chez TDW suivent de près la sécurité des travailleurs et les tendances de l’industrie, et ils veillent à se tenir informés des meilleures pratiques. Le résultat final est une main-d’oeuvre bien formée et informée avec une réputation pour la sécurité des procédés.

« Nos clients sont en mesure d’effectuer leurs opérations de perçage en charge l’esprit tranquille, sachant que leur projet spécifique ont fait l’objet d’une planification et préparation adéquates », explique T. Parrett.

Bien sûr, le programme de formation de TDW évoluera au fur et à mesure que les chercheurs continuent de mettre au point des améliorations. Un jour, peut-être dans un avenir pas trop lointain, de nouveaux techniciens se réuniront dans des salles de contrôle remplies d’écran et ils apprendront à utiliser des écrans tactiles pour contrôler des machines de perçage en charge très avancées – potentiellement à l’autre bout du pays ou même du monde.

Jusque-là, cependant, les gens comme Tom Parrett et son équipe de coordinateurs de la formation continueront à fournir aux techniciens les outils et la formation nécessaires pour faire leur travail avec précision et en toute sécurité.

sous-marin 1200 télécommandé, le Subsea 1200RC, mis sur le marché en 2012. Le Subsea 1200RC est destiné à être utilisé en eau à la fois peu profonde et plus profonde.

Dans le domaine de l’offshore, le perçage en charge en manuel ne peut se faire au-delà de 200 m (656 pieds) de profondeur pour des raisons de sécurité. Mais avec l’équipement de perçage e Subsea 1200 RC télécommandé, le perçage en charge ets désormais possible à de plus grandes profondeurs sous-marines, jusqu’à 3 000 mètres (9 482 pieds).

Le Subsea 1200RC a tous les avantages de la série 2 400 sur terre, y compris des améliorations de sécurité pour les techniciens. La machine est pilotée à partir d’une plate-forme ou d’un vaisseau d’assistance à la plongée, et fournit un flux vidéo en direct des jauges d’équipement, offrant des capacités de surveillance jamais-vues à ce jour et tenant les plongeurs hors des eaux dangereuses.

Vision d’un soutien à la clientèle interactifD. Turner aime imaginer de nouvelles combinaisons. Il signale comment T.D. Williamson a su emprunter à sa technologie de base pour créer la technologie actuelle. Il est convaincu que de la technologie actuelle naîtra la prochaine génération de solutions de perçage en charge.

« La télédétection et le contrôle à distance sont utilisés dans nos vannes et nos systèmes de raclage. En appliquant la technologie au perçage en charge, nous avons créé un produit plus intelligent », dit D. Turner. « Puisque la communication avec les utilisateurs est un objectif clé pour nous, peut- être aurons-nous même, un jour, une fonction similaire à Mayday® d’Amazon qui permettrait aux techniciens du perçage en charge de se lancer dans une vidéoconférence en temps réel pour obtenir l’aide du personnel de soutien de T.D. Williamson. »

Est-ce que M. Turner entretient des notions encore plus futuristes ? Il n’exclut rien.

« Qui sait ? » il demande. « Peut-être qu’un jour une vanne saura quelle machine de piquage est sur elle et quelles fonctions elle peut permettre, et peut-être qu’elles pourront dialoguer entre elles. »

Il ne fait aucun doute qu’assurer la performance opérationnelle des systèmes en charge– conduites, vannes et autres – a de quoi mettre sous pression. Mais D. Turner a relevé le défi et mène la charge pour la promotion d’une technologie du perçage en charge plus rapide, plus sûre, et peut-être même un peu révolutionnaire.

Puiser dans l’avenir SUITE DE LA PAGE 7

Formé à la PRESSIONL’avenir du perçage en charge pourrait être « virtuel » – mais jusqu’à ce que les opérations

pilotées à distance soient possibles, la politique de formation approfondie de TDW contribue à réduire

les risques et éliminer les erreurs.

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P E N S E R À L ’ A V E N I R

Technologies monde vieillissant

Le monde vieillit ainsi que notre infrastructure. Selon la U.S. Pipeline and Hazardous Material Safety Administration (PHMSA) - Administration américaine pour la sécurité des pipelines et des matières dangereuses -, rien qu’aux États-Unis, près de la moitié de tout le kilométrage de transmission inter-état a été installé entre 1950 et 1970. Cela signifie que des centaines de milliers de kilomètres de lignes de 60 ans sillonnent le pays. Comme l’âge de notre citoyen moyen, l’âge de notre pipeline moyen augmente. Il est surprenant de constater que la technologie mise en oeuvre pour régler ces deux questions est sensiblement similaire.

Par exemple, les médecins peuvent prescrire des attelles et des appareils orthopédiques mieux ajustés et plus personnalisés grâce à de nouveaux matériaux utilisés pour les créer. Les cardiologues peuvent offrir aux patients des procédures de pontage coronaire moins invasives, et les médecins de pratiquement toutes les spécialités médicales s’appuient désormais sur des outils d’imagerie non invasifs comme les IRM et les échographies. Bon nombre des mêmes avancées sont utilisées dans l’ingénierie du pipeline : les progrès faits en science des matériaux permettent de préserver la résistance de nos raccords de conduites, les opérations de « pontage » réalisées avec l’équipement TDW STOPPLE®maintiennent le flux dans les pipelines tandis pendant une intervention de maintenance cruciale et les tests d’intégrité du pipeline sont enracinés dans la même technologie d’imagerie utilisée tous les jours dans les hôpitaux.

Contre toute attente, ces techniques qui paraissent si spécialisées sont en fait des plus omniprésentes.

L’AUTOMATISATION DU TRAITEMENT

Commençons par le raclage. De la même manière que nous pouvons tabler sur une augmentation prévue du nombre de lignes de collecte, il est clair qu’il y aura aussi une augmentation du nombre de lignes raclables. Les raisons varient, y compris l’anticipation de mesures de réglementation par la PHMSA qui exigent des inspections d’intégrité de la ligne de collecte – les inspections d’intégrité ne peuvent être effectuées que sur des lignes raclables.

TDW a développé et est en train de tester le système de sphère automatique SmartTrap®, ou Autosphère, un système de lancement de racleurs automatisé qui envoie des sphères pour nettoyer les lignes quotidiennement et retirer liquides et débris de façon à optimiser la production et extraire les condensats de GNL. Il utilise le même contrôleur logique programmable (CLP) – une technologie d’automatisation – présent dans le système AutoCombo de TDW, utilisé pour le raclage des lignes de distribution.

Fonctionnant comme les pompes qui fournissent des doses d’insuline ou de médicaments de chimiothérapie pré-mesurées, le CPL permet aux utilisateurs de programmer le lancement automatique à distance de sept à dix sphères séquentielles à des moments et des intervalles déterminés. Les systèmes de lancement automatique de racleurs contribuent, entre autres avantages, à améliorer la maintenance de routine des conduites, mais aussi à éviter des arrêts de production coûteux dus à l’accumulation d’impuretés.

IL FAUT LE VOIR POUR LE CROIRE : DES TECHNIQUES D’IMAGERIE DE POINTE

Tout comme la communauté médicale s’appuie de plus en plus sur des techniques d’imagerie de pointe pour un meilleur dépistage et de meilleurs traitements, l’industrie des pipelines fait de même. L’une des premières innovations dans cette catégorie fut le racleur d’inspection. Assez rudimentaire par rapport aux normes d’aujourd’hui,

la première flotte de racleurs d’inspection donnât aux opérateurs un premier vrai aperçu de l’intérieur d’un pipeline. Pour la première fois, les opérateurs disposaient d’informations inédites sur l’intégrité de leurs conduites. Les renflements, creux, déformations et autres défauts se trouvaient ainsi reportés par traçage sur de grands rouleaux de papier.

Grâce aux progrès de l’automatisation, à l’amélioration de l’accès et autres développements technologiques en constante évolution à une vitesse vertigineuse, les « racleurs intelligents » d’aujourd’hui exécutent leurs tâches et obtiennent des résultats à des niveaux inimaginables auparavant.

Considérez le Magnetic Flux Leakage (MFL) ou Pertes de Flux Magnétiques par exemple, qui a aussi une caractéristique commune avec son homologue

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En vieillissant, nos corps exigent souvent un peu plus d’entretien et de soins pour les maintenir en bon état de fonctionnement. Les progrès et les traitements médicaux comme les IRM, les pontages et les remplacements d’articulations peuvent souvent prolonger notre espérance de vie en aidant à nous garder en bonne santé et actifs.

Il s’avère que des technologies similaires peuvent également être utilisées pour prolonger la vie de vieilles infrastructures. Les ingénieurs spécialistes des pipelines se tournent de plus en plus vers le milieu médical pour s’en inspirer et trouver de nouvelles idées. En fait, plusieurs techniques utilisées pour améliorer et réparer les pipelines vieillissants sont étonnamment semblables à celles utilisées pour traiter le vieillissement du corps humain.

Et ces innovations arrivent à point nommé.

Les opérateurs font confiance aux évaluations complètes,

privilégient une approche globale et des outils et

techniques avancés pour prolonger la durée de vie de

leurs infrstructures.

PAR DOCTEUR JEFF WILSONDIRECTEUR DE LA TECHNOLOGIE,

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de l’imagerie médicale, l’IRM. Tous deux intègrent l’utilisation du magnétisme et tous deux sont utilisés pour la détection et le diagnostic. Le MFL est utilisé pour localiser des irrégularités de perte de métal à l’intérieur d’un pipeline, d’une manière non-destructive qui est similaire à la façon qu’une IRM tente de localiser de manière non invasive des tumeurs chez l’homme. Cependant, contrairement à une IRM, où l’information est recueillie en plaçant le patient dans l’appareil d’imagerie, un outil MFL recueille des données en se déplaçant à l’intérieur du pipeline. De puissants aimants à l’intérieur de l’outil produisent un champ magnétique dans la conduite en acier et « sature » l’acier. S’il y a des piqûres, de la corrosion ou d’autres anomalies dans la conduite, il y a déperdition du flux magnétique, ce qui peut être détecté par les capteurs.

Les données peuvent ensuite être recueillies et analysées grâce à des techniques d’imagerie complémentaires. Tout comme une IRM peut identifier l’importance et la localisation de la tumeur, l’outil MFL peut déterminer la taille et la gravité des anomalies spécifiques, et précisément tracer leurs emplacements.

Une autre avancée récente à noter est la Multiple Dataset Platform ou Système à données multiples (SDM) de TDW intégrant la technologie de détection de fissures SpirALL® MFL et SpirALL® EMAT. Le système MDS rassemble plusieurs technologies sur un seul et même support qui se déplace à l’intérieur d’un pipeline où il procède à des inspections simultanées variées, enregistrant numériquement des données sur l’’intégrité. Le MDS peut identifier et localiser avec précision différents types de menaces et fournir une caractérisation de pointe donnantaux clients un aperçu complet de l’intégrité de leur actif. Par exemple, une

anomalie observée au niveau de l’étanchéité d’une conduite peut sembler insignifiante, mais vue grâce aux technologies d’inspection simultanées multiples, l’irrégularité peut se révéler être une petite bosse avec une perte de métal causée par la corrosion, accompagnée d’un réseau de fissures par corrosion. Ce qui autrefois aurait été catalogué comme sans importance devient maintenant une menace majeure qui peut être traitée rapidement et efficacement et arrêter ainsi le processus de dégradation de la conduite.

Puisque ces techniques et nouvelles technologies sont maintenant intégrées à la plupart des programmes d’assurance de l’intégrité des pipelines, les opérateurs ne sont plus obligés de retirer des sections de pipeline de leur site d’exploitation pour évaluer les dégâts. En revanche, ils peuvent procéder à un contrôle non destructif (CND) sur le terrain pour déterminer la résistance de l’acier de leur pipeline et sa composition chimique. À l’aide d’Identification positive des matériaux (IPM), de la Spectrométrie d’émission optique (SEO) et de l’analyse des contraintes-déformations prises à leur point d’origine, des évaluations approfondies peuvent désormais être fournies sur le terrain et à la demande.

Continuer de lire cet article en ligne pour en savoir plus sur :

• Techniques de renforcement : Les progrès en réparation de composite personnalisé

• Les artères d’une nation : limiter l’impact invasif des opérations d’obturration, dérivation et réparation

Technologies pour un monde vieillissant Suite

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Changement d’orientation : Réaffecter les pipelines pour faire face à une demande croissante en énergie

R A P P O R T S U R L E M A R C H É

la maniére dont l’industrie du pétrole et du gaz évolue a souvent été comparée à la formation des combustibles fossiles eux-mêmes : lente, régulière, et faite sous pression.

Mais de nos jours, les entreprises énergétiques intensifient leurs efforts.Il est vrai qu’elles sont obligées de répondre à un bouleversement total

des conditions du marché avec l’exploitation du gaz de schistes et des sables bitumineux. Prenez, par exemple, la croissance de la production dans les schistes de Marcellus, qui couvre environ 152 883 km carrés (95 000 miles) au nord-est des États-Unis. Quand une région de cette taille passe du statut d’importateur à exportateur de gaz naturel en seulement quelques années, des changements d’infrastructure doivent être faits... et rapidement.

Cependant, le projet de construction d’un nouveau pipeline pour le transport de ce nouveau flux peut facilement se chiffrer en milliards de dollars et sa réalisation prendre des années. Le pipeline Keystone XL, annoncé en 2008, est un excellent exemple avec un coût estimé à plus de 7 milliards de dollars américains, et un sort qui reste incertain. Au lieu de cela, et pour s’adapter au changement rapide, l’industrie a décidé de prendre un raccourci plus direct et moins cher : la réaffectation des lignes existantes.

Inverser les fortunes

Avant le boom de Marcellus, l’approvisionnement en gaz naturel pour le chauffage et en matières premières pour l’industrie, des villes de la Pennsylvanie et de la Virginie-Occidentale provenait pour l’essentiel de l’ouest des États -Unis. Mais avec le gaz naturel produit maintenant à partir des énormes formations de schistes, la région a acquis un avantage à domicile. Puisque cette nouvelle production locale est plus que suffisante pour répondre à la demande locale actuelle, il en reste assez pour en expédier vers d’autres états et même jusqu’au Canada.

Il a fallu inverser l’usage du pipeline pour l’adapter au changement de rôle de la région passée d’importateur à exportateur d’énergie. En inversant le sens du flux dans le pipeline pour le réorienter Sud-Nord, l’opérateur du pipeline peut désormais acheminer le gaz de Marcellus vers les marchés énergivores dans le Sud de l’Ontario et du Québec.

Alors que l’inversion des pipelines peut être opportune, il y a des risques au fait de modifier un pipeline pour « l’affecter à une tâche qui n’a pas été prévue à la base dans le cahier des charges », explique le Dr Mike Kirkwood, Directeur du développement commercial, Activité Transport chez T.D. Williamson (TDW). Avec la demande croissante en énergie ainsi que le développement intensif de ressources non conventionnelles et de nouveaux produits mettant plus que jamais l’accent sur les systèmes de transport de pétrole et de gaz existants, M. Kirkwood estime que le nombre de réaffectations de pipeline va continuer à augmenter. Il veut s’assurer que les opérateurs prennent les mesures appropriées pour que l’intégrité des pipelines inversés et réutilisés ne souffre pas des conséquences inattendues.

Un parfait exemple serait les récentes catastrophes de pipeline dans le Michigan et l’Arkansas. Les deux pipelines avaient été réaffectés au transport de bitume dilué des sables bitumineux du Canada jusqu’aux États-Unis avant qu’ils ne se rompent, chacun causant des millions de dollars de dommages. Bien que les deux pipelines aient passé les inspections requises par le gouvernement, les critères d’évaluation des risques utilisés ne pouvaient pas permettre d’identifier les faiblesses qui ont causé la rupture des conduites.

Les États-Unis ayant récemment approuvé un projet double d’inversion et d’expansion qui traverse la frontière canadienne

SUITE À LA PAGE 27

Wilson, Directeur de la technologie chez T.D. Williamson, Inc., est sponsable du développement et de la commercialisation des produits et services de TDW. Jeff dirige le développement et le déploiement de différentes technologies utilisées dans la construction, l’entretien et la réparation de pipelines pour des applications sur terre et sur mer. Il a obtenu son doctorat en génie mécanique à l’Université de Tulsa (États-Unis) et il a, à son actif, de nombreux brevets liés à la technologie des pipelines. Il est également membre du sous-groupe international sur la réparation non métallique ASME PCC-2.

Rencontrez le Docteur Jeff WilsonDirecteur de la technologie, T.D. Williamson»

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Le 29 mars 2013, le pdg d’exxonmobil rex tillerson a reçu le genre d’appel téléphonique qu’aucun responsable de l’industrie du pétrole et du gaz ne veut recevoir. Le pipeline de transport Pegasus de DN 200 (20 pouces) qui va de l’Illinois au Texas venait d’éclater, laissant un quartier résidentiel de Mayflower, dans l’Arkansas, littéralement inondé de brut noir. Les équipes de nettoyage s’y sont précipitées, mais il y avait déjà beaucoup de dégâts. Vingt-deux maisons ont été évacuées, et Exxon a commencé à payer la facture : ils ont déjà dépensé 2 millions de dollars en logements temporaires pour les résidents déplacés et ça continue.

Pour compliquer les choses, le pipeline Pegasus avait été inspecté quelques mois avant l’incident, mais le rapport ne citait aucun risque élevé en particulier.

Plus de 4 millions de kilomètres (2,5 millions de miles) de lignes de pétrole et de gaz sillonnent le coeur de l’Amérique. Des millions d’autres passent à travers l’Europe, l’Afrique, le Canada et l’Asie. Ces lignes ne sont pas toutes égales. Cela va des minuscules lignes de collecte de DN 50 (2 pouces) reliant les puits individuels à leurs plus grands cousins courant sur de longues distances, jusqu’aux lignes de transport herculéennes qui ont jusqu’à 1,50 m de diamètre (60 pouces). Ces lignes sont les artères qui transportent l’énergie vitale de notre monde des champs d’exploitation jusqu’aux raffineries et centrales électriques. Véritable épine dorsale de notre infrastructure énergétique, elles nous permettent de vivre, travailler et prospérer, et elles fournissent à la plupart des pays industrialisés une énergie apparemment inépuisable.

Ainsi, lorsque ce réseau de pipelines est fragilisé, nous nous redressons et nous écoutons.

Les ruptures de lignes de transport de pétrole et de gaz coutent cher à réparer – jusqu’à présent, Exxon a dépensé plus de 44 millions de dollars pour le nettoyage de Mayflower. Et en plus du coût en numéraire, les dommages collatéraux peuvent être immenses. Les industries de l’énergie du pétrole et en gaz dépensent des centaines de millions chaque année en inspections des pipelines pour essayer d’empêcher le genre d’incident qui a frappé Mayflower.

Personne ne veut une rupture de conduite.Malheureusement, les inspections de

pipelines ne sont pas parfaites, évidemment, or la découverte de menaces telles que des fissures en forme de J serait une tâche simple et routinière. Au lieu de cela, ces fissures – tout comme un cancer – croissent, se confondent et se propagent, devenant la cause des défaillances majeures de l’intégrité des conduites.

Les fissures peuvent être présentes, sans être détectées, pendant des années. En fait, elles

• Trouver le danger caché

• Une chaîne d’outils

• Les promesses non tenues De l’EMAT

• Le bon angle

• Enfin, tous les outils d’inspection principaux sur une même plate-forme

• L’avenir des inspections de lignes

Une nouvelle vague (Ultrasonique) dans les tests d’intégrité des pipelines

Déchiffrer le Code des Fissures

Et la Electromagnetic Acoustic Transducer (EMAT) ou Transducteur acoustique électromagnétique sert à détecter les fissures. (mais n’est pas forcement efficace, selon les interlocuteurs que vous avez, mais on y reviendra plus tard).

Les opérateurs choisissent les technologies utilisées pour les inspections, et ils peuvent les utiliser à des dates différentes, ou à la même date, une après l’autre. Dans certaines des dernières itérations, les opérateurs peuvent utiliser plusieurs technologies dans le cadre d’un système intégré.

Cette approche « cordée » dans l’utilisation des outils d’inspection de l’intégrité de pipelines est la meilleure solution pour plusieurs raisons.

Tout d’abord, on obtient des données mesurées enun point unique dans le temps. Comme Davin Saderholm, Directeur du développement de nouvelles technologies chez T.D. Williamson, le fait remarquer, « Avec des outils à technologie unique, on n’obtient pas un ensemble de données complet aligné dans le temps et l’espace. Ainsi, on ne peut pas dire avec certitude si les anomalies que l’on voit sont à la même place. Lorsqu’on utilise les outils séparément, on peut dire, ‘dans ce joint, nous avons une bosse avec une fissure et une goujure, et je pense que c’est au même endroit,’ tandis qu’avec les technologies utilisées conjointement, on sait que c’est au même endroit. »

Deuxièmement, lorsque plusieurs technologies sont utilisées intégrées en un seul outil, on a la possibilité de construire le système autour d’un seul processeur de données ou UCT, et d’utiliser un seul logiciel pour analyser toutes les données en même temps. Lorsqu’on les utilise séparément, chacune sur sa propre plate-forme logicielle, les analystes doivent passer d’innombrables heures à combiner plusieurs ensembles d’informations affichées par plusieurs ensembles de programmes. Avoir un seul logiciel qui affiche les données simplifie considérablement l’analyse des données

et permet de réduire le taux d’erreurs humaines, et rend au final le traitement des données plus rentable grâce à une diminution sensible du temps de travail nécessaire.

Troisièmement, l’utilisation des multiples technologies en un seul passage signifie moins de travail, moins de risques de blessures, et moins de temps passé sur les inspections.

Enfin, l’approche intégrant plusieurs technologies fournit aux opérateurs l’information la plus critique dont ils ont besoin pour prévenir des tragédies – les données permettant de hiérarchiser les défauts du pipeline. Lorsque les outils sont utilisés séparément,

on ne peut obtenir qu’un seul élément d’information qui, en soi, ne sonne pas toutes les alarmes. Disons qu’un outil signale une bosse de 1 pour cent. Sans données supplémentaires, l’opérateur peut considérer que cette bosse est une anomalie à assez faible risque. Mais si l’opérateur peut voir les données générées par plusieurs technologies côte à côte, il peut apprendre que la bosse de 1 pour cent est en fait une goujure longitudinale, et qu’en raison de la pression dans le pipeline, cette goujure a été ré-arrondie et a rebondi. Tout d’un coup, cette bosse de 1 pour cent n’est plus aussi anodine.

T.D. Williamson (TDW) possède l’un des outils d’inspection intégré les plus complets sur le marché. Son nom commercial est le système à données multiples (Multiple Dataset ou MDS). Le MDS intègre le DEF pour la mesure des déformations, le MFS axial pour la perte volumétrique de métal, le SpirALL® MFL pour les pertes de métal sur l’axe longitudinal, le Low Field MFL pour les propriétés mécaniques de l’acier, et le XYZ pour la cartographie géo spatiale du pipeline.

La société a récemment ajouté le SpirALL® EMAT pour détecter les fissures longitudinales. Et ça c’est important.

apparaissent souvent au cours du processus de fabrication sous forme de minuscules anomalies au niveau de la soudure du tuyau – une zone sensible aux problèmes dans tout pipeline. Les microfissures, formées lors de la fabrication, peuvent éventuellement se développer en plus grosses fissures en forme de crochet, qui peuvent alors se transformer en une catastrophe à grande échelle.

Cependant, comme a déclaré Aaron Stryck, le porte-parole d’ExxonMobil, au Toronto Star, les résultats de l’inspection indiquaient que les défauts de la conduite « étaient bénins et sans besoin de réparation. »

De toute évidence, il existe un besoin pour de meilleures techniques d’inspection.

TROUVER LE DANGER CACHÉLes fissures en forme de crochet comme celles à l’origine de la rupture du pipeline Pegasus ne sont pas les seuls types de défauts qui causent des défaillances. Le gougeage, l’effort mécanique, les points durs, le décollement du revêtement, les fissures au raccordement, les fissures de fatigue, les fissures sous tension, la fusion incomplète, la corrosion préférentielle de la soudure, la fissuration induite par l’hydrogène et de bonnes vieilles bosses sont tous source de préoccupation.

Une inspection standard de pipeline peut découvrir des milliers d’anomalies. Ce n’est ni pratique ni nécessaire pour un opérateur de pipeline d’investiguer chacune de celles-ci après chaque inspection. Nombre de ces anomalies sont, en effet, bénignes. Mais lesquelles sont importantes ?

Il y a plusieurs façons d’analyser la gravité d’un défaut de pipeline. Il est évident que le volume – profondeur, longueur et largeur de l’anomalie – est important. Le type et l’emplacement de l’anomalie est également critique : par exemple, les anomalies près des joints de soudure peuvent être plus graves. Enfin, l’interaction de menaces doit être prise en compte. Alors que seule la perte de métal n’est pas nécessairement un gros problème, la perte de métal associée à une fissure dans une soudure pourrait créer une situation d’urgence.

Il est urgent que les inspections d’intégrité des pipelines signalent non seulement chaque anomalie, mais donnent aux opérateurs les données dont ils ont besoin pour hiérarchiser les anomalies en fonction des priorités d’une façon correcte.

UNE CHAÎNE D’OUTILSLes opérateurs utilisent traditionnellement une variété de technologies pour les inspections de lignes. Chaque technologie est spécialisée pour trouver certains types de défauts.

La mesure des Déformations (DEF), par exemple, sert à détecter les bosses.

La Magnetic Flux leakage (MFL) ou Perte de Flux Magnétiques sert à détecter la perte de métal volumétrique, comme la corrosion.

LaSpirALL MFL(SMFL) ou Perte de Flux Magnétique Spiralé sert à détecter les anomalies axiales étroites, comme des défauts tels que des fissures dans le joint de soudure.

La Low Field MFL ou Pertes de Flux Magnétiques sur champ de rayonnement de basse intensité (CRBI) est excellent pour repérer les contraintes mécaniques et les points durs.

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Figure 2. DEF+FFMS+FFM+CRBI+TAEM de DN 600 (24 pouces)

Figure 1. Des dommages mécaniques relevés par une inspection SDM. Une bosse de moins de 1 % avec une perte de métal volumétrique identifiée dans le champ axial (champ de rayonnement à forte intensité), confirmée par les données SMFL comme ayant certaines caractéristiques volumétriques, mais aussi l’axiale étroite ; ré-arrondissement clairement identifié dans la FFM sur champ de rayonnement de basse intensité. Une bosse profonde de <1 %, souvent négligée du point de vue gravité, identifiée comme une « priorité 1 » grâce à l’utilisation de la plate-forme EDM, et on constate alors qu’il y a de la fissuration associée.

17,3 pieds/5,25 m

Déformation

MFL sur champ de rayonnement de faible intensité

MFL sur champ de rayonnement de forte intensité

MFL SpirALL®

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Ce sont des fissures qui ont causé la catastrophe de Mayflower. Les fissures sont mauvaises.

LES PROMESSES NON TENUE DE L’EMATL’EMAT en soi par lui est une technologie qui fait quelque peu débat. C’est l’une des seules technologies de détection de fissures que l’on peut utiliser dans un pipeline de gaz naturel pour détecter les fissures sans être contraint d’éliminer le gaz naturel. L’alternative est le test hydrostatique lors duquel un opérateur doit retirer le gaz de la ligne et effectuer un test de pression à l’eau pour voir si une fuite apparait dans la conduite. Bien que considéré comme la référence par les exploitants de pipelines, ce test hydrostatique est coûteux et perturbe le flux du gaz.

L’EMAT a été vu provisoirement comme une alternative acceptable, mais la technologie a été un peu décevante. Jeff Foote, Directeur de la technologie d’intégrité chez TDW, explique : « Ceux qui sont partisans de la technologie de l’EMAT ont longtemps promis des choses que leur technologie ne pouvait tout simplement pas offrir. »

Le TAEM est une technologie à ultrasons. Elle fonctionne en introduisant un signal ultrasonore dans la paroi du pipeline, le faisant vibrer. En lisant les signaux qui rebondissent sur les récepteurs, théoriquement, les analystes peuvent voir où les ondes ont fait un petit hoquet lors de leur parcours au travers du pipeline. Ces hoquets – ou malformations dans la configuration des ondes – peuvent indiquer aux analystes où les fissures pourraient se former.

Sur le terrain, cependant, la technologie a connu des revers. D’une part, les capteurs émetteurs et récepteurs sont notoirement fragiles. Dans la plupart des systèmes EMAT, le développement du capteur a été enraciné dans des applications conçues pour être fixes – ils n’ont pas été conçus pour être traînés à l’intérieur de l’environnement cahoteux et hostile

que l’on trouve dans un pipeline. Ces capteurs sont si peu adaptés à cet environnement, en effet, qu’il n’est pas rare qu’ils soient hors service avant d’avoir terminé leur trajet. Cela a non seulement pour effet de compromettre la validité des données, mais cela oblige aussi l’opérateur à remplacer les capteurs et à organiser un deuxième passage de l’outil – une proposition coûteuse.

L’EMAT est également sensible au bruit. Il s’agit d’un test par ultrasons, après tout. Il dépend de longueurs d’onde claires et pures pour parcourir la circonférence du pipeline. Le bruit peut causer des interférences – comme le bruit du reste de l’électronique sur l’outil. Donc, les résultats de l’EMAT ont toujours été difficiles à lire.

De plus, les outils sont gros. Certains outils nécessitent jusqu’à 48 ensembles de capteurs pour produire l’image du pipeline. Cela signifie que, dans la plupart des cas, l’EMAT ne peut même pas être utilisé dans les lignes qui mesurent moins de DN 300 (12 pouces) de diamètre. Ceci l’empêche d’être utilisé dans 80.000 à 96.000 kilomètres (50 000 – 60 000 miles) de petites lignes de collecte aux États-Unis seulement.

Au final, même si l’EMAT a toujours semblé être une bonne idée, la technologie antérieure de l’EMAT n’a pas répondu aux attentes.

Maintenant, TDW pense avoir réussi à déchiffrer le code.Bien que TDW ne soit pas prêt à dire que son

EMAT peut remplacer les tests hydrostatiques de fissures, la nouvelle technologie EMAT que TDW a ajouté à son système MDS améliore considérablement sa capacité à détecter et prioriser les fissures – un peu comme les fissures en crochet qui ont causé la rupture de Mayflower.

LE BON ANGLE Grâce à des résultats plus petits, plus robustes et plus clairs, la technologie SpirALL® EMAT de TDW résout nombre des problèmes rencontrés actuellement avec la technologie EMAT antérieure. Peut-être la caractéristique la plus importante du SpirALL EMAT ® est l’implantation hélicoïdale des capteurs. Déjà breveté, cet alignement hélicoïdal, ou en spirale, des capteurs permet au signal ultrasonore d’être transmis à un angle de 51 degrés par rapport à l’intérieur de la conduite.

Avoir juste le « bon » angle amplifie le rapport entre le signal et le bruit, de sorte que les configurations des ondes passant de l’émetteur au récepteur peuvent être entendues fortement et clairement. Combinez cela avec l’électronique dernier cri, à faible bruit, et vous obtenez une image plutôt impressionnante sur le rapport de détection de fissures.

En outre, en raison de la disposition des capteurs, moins de capteurs sont nécessaires pour fournir des informations plus solides. TDW utilise seulement huit récepteurs pour obtenir une image de la conduite, au lieu des 48 que comptent certains autres systèmes. Compte tenu de la conception du système, le service Recherche et Développement de TDW suggère que la technologie peut être incorporée à des diamètres aussi petits que du DN 200 (8 pouces).

En prime, la disposition permet à ces récepteurs de balayer toute la circonférence intérieure de la conduite trois ou quatre fois lors d’un passage – ainsi les opérateurs peuvent obtenir plusieurs images de la même anomalie d’un seul coup. C’est inhabituel car avec la plupart des autres outils, il faudrait prévoir un deuxième passage pour obtenir des images supplémentaires.

Les capteurs de TDW offrent un autre avantage important : Ils durent plus longtemps. TDW a choisi un partenaire de capteur qui conçoit des capteurs EMAT spécifiquement pour des applications industrielles. Ces capteurs ne s’usent pas aussi vite que les autres capteurs. En fait, TDW a récemment effectué un test de 143,2 kilomètres (89 miles) dans un environnement extrême et les capteurs n’ont montré pratiquement aucune usure.

ENFIN, UNE PLATE-FORME UNIQUEOn pourrait dire que le SpirALL® EMAT de TDW est la technologie de la prochaine génération, mais lorsqu’il est utilisé seul, cet outil présente encore des points faibles.

M. Saderholm explique : « Lorsqu’on associe le SpirALL® ’EMAT au système MDS de TDW, c’est là qu’on s’aperçoit que l’on a un outil vraiment puissant. C’est la combinaison des ensembles de données qui nous donne une image vraiment précise des caractéristiques des conduites. »

Les analystes estiment que les données de l’ensemble de l’outil corroborent les données sur toutes les technologies. Par exemple, la technologie du SMFL peut identifier certaines zones qui sont susceptibles d’être des fissures. L’EMAT peut alors confirmer les résultats du SMFL.

Chuck Harris, Directeur de la commercialisation stratégique pour les Solutions d’intégrité des pipelines chez TDW, dit que, avec l’ajout de l’EMAT au MDS

de TDW, « Pour la première fois, toutes les principales technologies d’inspection sont combinées sur une seule plate-forme ou système. »

C. Harris réaffirme l’étendue de la formidable puissance de cette combinaison, « Un de nos opérateurs a utilisé la technologie géométrique de détection de fissures par ultrasons, le MFLcirconférentiel, et réalisé plusieurs autres tests sur sa ligne. Il nous a indiqué, « nous sommes

intéressés par votre technologie MDS, mais nous ne croyons pas qu’elle identifiera quoi que ce soit que nous n’ayons pas déjà trouvé. » Suite à une inspection réalisée avec le système MDS, des fissures en forme de crochets ont été détectées. C’est grâce à la capacité d’obtenir tous les ensembles de données en une seule fois dans le même logiciel. »

L’AVENIR DES INSPECTIONS DE LIGNESTDW effectue actuellement des tests sur le terrain avec son nouveau SpirALL® EMAT, et à ce jour, les résultats sont prometteurs. Malgré

cela, TDW n’en a pas fini avec les améliorations. TDW travaille sur un logiciel qui éliminerait une grande partie de l’analyse manuelle des données du processus d’inspection. Un jour, dans un avenir pas si lointain, les ingénieurs de TDW envisagent que les bosses, les fissures et la corrosion seront toutes analysées par un seul programme. Le programme sera capable de hiérarchiser les défauts des conduites pour le client et d’envoyer un rapport automatisé.

Jeff Foote, Directeur de la technologie d’intégrité chez TDW, explique : « L’automatisation du processus permettrait d’éliminer des centaines d’heures de processus. On pourrait éventuellement ramener le délai entre l’inspection et l’émission du rapport à quelques semaines, voire quelques jours. » Actuellement, les rapports TDW sont généralement remis 60 à 90 jours après l’inspection, selon le degré de complexité.

C’est de genre de technologie décisive dont les opérateurs de pipelines ont besoin – une technologie plus fiable, plus rapide, plus précise que la génération actuelle. Une technologie qui peut aider à sauver des petites villes, comme Mayflower.

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C’est le genre de technologie DÉCISIVE dont les pipelines ont besoin – MEILLEURE,

PLUS RAPIDE et plus PRÉCISE que la génération actuelle.

Découvrez comment le SpirALL® EMAT utilise un champ oblique pour déchiffrer le code des fissures.Téléchargez l’article spécialisé.

Rapport signal-bruit élevé

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Les experts TDW sont à votre écoute – ils organisent des présentations techniques et des démonstrations à travers le monde. Pour en savoir plus : tdwontour@tdwilliamson.com.

J A N V I E R 2 0 1 4 F É V R I E R 2 0 1 4

28-30 Marcellus Utica Midstream Pittsburg, Philadelphie, États-Unis Kiosque 519

30 Séminaire FFU Sola, Norvège Kiosque 11

10-13 PPIM Houston, Texas Kiosque 120/122/124

19-21 IPEIA – International Pressure Equipment Integrity Association Banff, Canada Kiosque 4

26-27 Conférence sur la technologie de pipeline en mer (OPT) 2014 Amsterdam

4-6 Subsea Tiebacks San Antonio, Texas Kiosque 1933

9-13 NACE Corrosion 2014 San Antonio, Texas Kiosque 2621

17-19 SGA – Association gazière du Sud Columbia, Caroline du Sud

24-27 Gastech 2014 Séoul, Corée du Sud Kiosque A180

25-28 OTC Asie Kuala Lumpur, Malaisie

30-1 Conférence nationale des opérations Vancouver, C-B

10 Ingénierie and entretien des usines ASME Pasadena, Texas

21-23 Forum international de l’énergie de Moscou Moscou, Russie

22-25 Conférence sur les opérations de l’Institut d’énergie de l’ouest Indian Wells, Californie

Événements, documents et conférences TDW

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Points deContactAssociation internationale sur l’intégrité des équipements sous pression19-21 février | Banff, AB | Canada

Conférence nationale des opérations CGA30 mars – 1er avril | Vancouver, Colombie-Britannique | Canada

Marcellus Utica Midstream28-30 janvier | Pittsburgh, Pennsylvanie | États-Unis

2014 PPIM10-13 février | Houston, Texas | États-Unis

Subsea Tiebacks4-6 mars | San Antonio, Texas | États-Unis

NACE Corrosion 20149-13 mars | San Antonio, Texas | États-Unis

Southern Gas Association (Association gazière du sud)

17-19 mars | Columbia, Caroline du Sud | États-Unis

Ingénierie et entretien des usines ASME10 avril | Pasadena, Texas | États-Unis

Opérations de l’Institut de l’énergie de l’Ouest22-25 avril | Indian Wells, Californie | États-Unis

Conférence sur la technologie de pipeline en mer (OPT) 2014

26-27 février | Amsterdam | Pays-Bas

Séminaire FFU30 janvier | Sola | Norvège

Forum international de l’énergie de Moscou21-23 avril | Moscou | Russie

Gastech 201424-27 mars | Séoul | Corée du Sud

OTC Asie25-28 mars | Kuala Lumpur | Malaisie

Indique que TDW présentera un livre blanc à cet événement

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• Une autre salve est lancée dans la révolution du gaz de schistes

• Règlementation sur le développement du gaz de schistes et le raclage des pipelines

• Solution à haute fréquence pour les producteurs aux ressources limitées

Le boom du pétrole et du gaz qui a renversé la baisse en production et

a suscité une forte production aux États-Unis transforme le marché

du gaz naturel liquéfié (GNL).

Une autre salve est lancée dans la révolution du gaz de schistes

Le boom du pétrole et du gaz qui a renversé la baisse en production et a suscité une forte production aux États-Unis transforme le marché du gaz naturel liquéfié (GNL).

Avec la faiblesse des prix du gaz naturel aux États-Unis, en raison de la disponibilité accrue, un nombre croissant d’entreprises de production américaines misent plutôt sur la rentabilité du GNL – des hydrocarbures non méthaniques tels que l’éthane, le butane et le propane, produits du gaz naturel et appréciés (ou tarifés) en tant qu’alimentation pétrochimique. Rejetant le principe selon lequel le GNL est juste un sous-produit problématique dont il faut se débarrasser, plusieurs producteurs reconnaissent désormais l’importance des ventes de GNL pour leurs résultats financiers.

Être gagnant avec le GNL

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Alors que les États-Unis sont en avance dans le développement commercial des infrastructures de production de gaz naturel – un rapport de l’Energy Information Agency (EIA) (Organisme d’informations sur l’énergie) en juin 2012 dit que la production de GNL dans le pays pourrait plus que doubler, passant de 2,2 millions de b/j en 2011 à 5 millions en 2040 – ce n’est pas la seule nation qui cherche à assurer sa sécurité énergétique et son autosuffisance grâce au schiste.

Un rapport de l’EIA a révélé qu’il existe 41 pays autres que les États-Unis qui possèdent des réserves de schistes bitumineux et de gaz de schiste. La Chine est au premier rang sur la liste avec 31,6 tmc de gaz de schiste, et a déjà injecté 1,3 milliards de dollars américains dans l’exploration de ses réserves de schiste. La Russie dispose de l’infrastructure en place pour capitaliser sur l’une des plus grandes réserves au monde de schistes bitumineux, à environ 1 240 km (2 000 miles) à l’est de Moscou, en Sibérie. L’Indonésie est dans les premiers stades de développement du schiste, tout comme l’Australie. Le gouvernement de l’Algérie utilise des incitations pour attirer les investisseurs étrangers ; de même, au Royaume-Uni, des autorisations pour les terrains à gaz stimulent les premiers investissements et des allégements fiscaux ont été mis en place pour faire appel à des entreprises de fracturation.

Pendant ce temps, tandis que la production de gaz naturel aux États-Unis continue de croître, la capacité actuelle des pipelines a du mal à suivre. Afin de mieux utiliser les ressources du GNL, plus d’entreprises prévoient davantage de pipelines dans leurs budgets d’investissement.

Règlementation sur le développement des schistes et le raclage des pipelinesLes projets nord-américains d’expansion de pipelines notamment prévoient de nouvelles lignes de collecte – et même beaucoup de nouvelles lignes. En fait, selon Olga Kondratieva, Directrice de la technologie du raclage chez T.D. Williamson, il est estimé que 26 554 km (16 500 miles) de nouvelles lignes de collecte seront construites chaque année en Amérique du Nord jusqu’en 2035, pour un total de 643 720 km (400 000 miles) de nouvelles lignes de collecte dans un peu plus de deux décennies.

Olga Kondratieva précise que de nombreuses lignes de collecte actuelles sont considérées comme difficiles à racler – ce sont des lignes qui ne peuvent pas être facilement inspectées ou nettoyées par des outils standards en raison de différences de diamètre, de coudes serrés ou autres caractéristiques qui empêchent les outils de passer dans les tuyaux.

Le réseau de nouvelles lignes de collecte sera une histoire différente, cependant.

Une des raisons est que les opérateurs s’attendent à des

mesures de réglementation par l’US Pipeline and Hazardous Material Safety Administration (PHMSA) (Administration sur la sécurité de matières dangereuses et de pipelines des États-Unis), qui devrait commencer à exiger des

inspections d’intégrité des lignes de collecte – des

inspections qui ne peuvent être effectuées que sur des lignes

raclables. En plus de la demande d’inspections,

les lignes raclables ont certains avantages très alléchants (et rentables).

Tout d’abord, le raclage permet l’élimination des impuretés qui peuvent causer la corrosion, favoriser leur accumulation dans les conduites et ralentir la production. Tout ce qui peut aider à augmenter le flux de production contribue à augmenter le flux de bénéfices.

Mais c’est la récupération du GNL qui est devenu un des principaux avantages du raclage.

« La récupération du GNL est une véritable source de revenus», dit Abdel Zellou, qui a récemment rejoint T.D. Williamson en tant que Directeur du développement Collecte et Secteur Intermédiaire. Lorsque les lignes sont nettoyées par raclage, le GNL peut être ramené à la surface et vendu aux raffineurs.

Solution à haute fréquence pour les producteurs aux ressources limitéesEn supposant que la longueur moyenne de chaque nouvelle ligne de collecte est de 8 km (5 miles), les 643 720 km (400 000 miles) de nouvelles lignes prévues représenteront 80 000 sections raclables. Olga Kondratieva indique que ces nouvelles sections raclables devront être nettoyées avec des sphères, quotidiennement, pour déplacer les liquides, optimiser la production et en extraire les précieux condensats de GNL.

Pour les producteurs qui fonctionnent toujours sur le chargement et la récupération manuels de sphères, c’est une proposition coûteuse et qui prend du temps, surtout lorsqu’une équipe de deux personnes doit parcourir de longues distances pour déployer et récupérer les sphères. Par exemple, dans la zone de Bakken du Dakota du Nord,

une équipe doit généralement faire 80 km (50 miles) dans chaque sens, deux fois par jour, pour charger et récupérer une sphère. Qui plus est, la pénurie actuelle de main-d’oeuvre dans l’industrie du pétrole et du gaz, en particulier dans les bassins schisteux, fait qu’il est plus difficile que jamais de trouver du personnel qualifié pour faire fonctionner les systèmes manuels.

En outre, bien sûr, il y a le risque de contamination de l’environnement sous la forme d’émissions de carbone chaque fois qu’une gare de lancement ou de réception est ouverte pour insérer ou récupérer une sphère.

Ce sont quelques-unes des raisons pour lesquelles la société T.D. Williamson de prestations de services pour pipelines travaille dans le bassin de l’Eagle Ford Shale au sud du Texas avec l’une des plus grandes entreprises E & P de pétrole et de gaz naturel au monde pour mesurer l’efficacité d’un nouveau système de lancement de sphères automatique pour les lignes de collecte de gaz naturel à petit diamètre.

La technologie qu’ils testent, le Système de sphères automatique SmartTrap® - ou, plus succinctement, « Autosphère » - ne déploie que des sphères, ce qui essentiel pour les lignes à faible débit et les lignes intermédiaires Assorti d’une assistance technique de nos services, pour les lignes à faible débit et les lignes intermédiaires Assorti d’une

LE NETTOYAGE QUOTIDIEN

avec des sphères aide les opérateurs à maximiser la capacité opérationnelle de leur

réseau, assurer l’intégrité du pipeline et extraire de

précieux condensats de GNL.

Production de gaz naturel liquéfié

aux États-Unis et projections

2040

2020

2011

0 baril/j 2 500 000 barils/j

5 000 000 barils/j

2,2 MILLIONS DE BARILS/J

PROJETS EIA3-4 MILLIONS DE BARILS/J

PROJETS EIA5 MILLIONS DE BARILS/J

LA RÉCUPÉRATION DU GNL EST UNE VÉRITABLE

SOURCE DE REVENUS. LORSQUE LES LIGNES SONT RACLÉES, LE GNL PEUT ÊTRE

RAMENÉ À LA SURFACE ET VENDU AUX RAFFINEURS. IN

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assistance technique de nos services, l’Autosphère emploie la même technologie d’automatisation présente dans le Système AutoCombo de T.D. Williamson, qui a été introduit avec succès en 2012 pour l’inspection et le raclage de conduites principales.

Le cerveau de l’automatisation est le Contrôleur logique programmable (CLP), qui permet à l’utilisateur de programmer le lancement automatique à distance de 7 à 10 sphères séquentielles à des moments et des intervalles déterminés, optimisant l’entretien de routine et aidant à éviter les arrêts de production coûteux causés par l’accumulation des impuretés.

Puisque l’Autosphère peut être contrôlée à distance, les besoins en personnel diminuent.

Mais ce ne sont pas les seules économies possibles. L’Autosphère peut également réduire considérablement les émissions de carbone, dit M. Zellou.

« Charger sept racleurs à la fois signifie que la gare de lancement n’est ouverte qu’une fois, et non sept fois. Cela réduit les émissions de carbone de 85 pour cent. Si 10 sphères sont chargées, la réduction des émissions

est de 90 pour cent », explique-t-il. Le centre de service de T.D. Williamson à San Antonio au Texas a des stocks suffisants pour équiper les clients dans le Eagle Ford. Une accélération semblable devrait avoir lieu au Centre de service de Burgettstown en Philadelphie pour les clients du Marcellus Shale.

« En augmentant le débit tout en réduisant les besoins en personnel et les risques de sécurité, l’Autosphère peut faire économiser de l’argent à nos clients. Le service que nous fournissons avec cet équipement élimine tout risque d’erreur de manipulation pour le client et contribue à accroître l’efficacité du raclage », indique Olga Kondratieva.

Faire faire des gains de coût aux clients est toujours un plus – mais l’Autosphère a encore un avantage de plus, M. Zellou souligne.

« En leur permettant de récupérer le GNL, nous les aidons à gagner de l’argent », conclut-il.

C’est là une victoire encore plus grande sur le front de la production mondiale de schiste.

Changement d’orientation SUITE DE LA PAGE 13

LE BOOM DU SCHISTE FAIT PENCHER LA BALANCE DU COMMERCE MONDIAL EN FAVEUR DES ÉTATS-UNIS.

Selon Abdel Zellou, Directeur du développement Collecte et Secteur Intermédiaire du marché chez T.D. Williamson, qui cite un récent rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE).

Un exemple est la façon dont le boom du gaz de schiste est en train de changer le paysage concurrentiel pour les acteurs de l’industrie des produits chimiques. L’augmentation de l’offre de gaz naturel liquéfié (GNL) à des prix abordables, qui est une matière première de base pour l’industrie pétrochimique nationale, a donné aux fabricants américains de produits en aval de la chaîne un meilleur accès aux matières premières à bas prix, ce qui réduit le coût des produits manufacturés. En conséquence, les États-Unis sont en train de devenir moins dépendants de produits importés.

Le boom du schiste a également donné aux États-Unis un avantage global sur les prix de l’énergie par rapport à l’Europe et au Japon, ajoute M. Zellou.

« Le gaz naturel aux États-Unis se vend actuellement à un tiers du prix des importations en Europe et au un cinquième de ceux au Japon, » a-t-il expliqué. « Les consommateurs industriels moyens au Japon ou en Europe paient plus de deux fois plus pour l’électricité que leurs

homologues aux États-Unis, et même l’industrie en Chine paie presque le double du prix aux États-Unis. »

Bien que l’activité de schiste n’ait pas encore éliminé la nécessité pour les Etast-Unis d’importer du pétrole, dans quelques décennies, ce serait possible.

« En raison du schiste, les États-Unis, qui ont longtemps été le premier consommateur mondial de pétrole, pourrait en 2020 devenir le premier producteur mondial, devant la Russie et l’Arabie Saoudite», a expliqué M. Zellou. « De plus, l’AIE estime qu’en 2030, l’Amérique du Nord, dans son ensemble, pourrait devenir un exportateur net de pétrole ».

M. Zellou voit la demande et le développement mondial d’énergie se déplacer alors que la population de l’Inde se développe. Dans 10 ans ou plus, la population de l’Inde dépassera celle de la Chine, et il en sera de même pour ses besoins énergétiques. En outre, de nouveaux domaines en matière de développement de schiste sont explorées, du Royaume-Uni à l’Indonésie.

« Tandis que des systèmes de collecte sont développés à l’étranger, notre vision est d’être impliqué dans la chaîne d’approvisionnement énergétique mondial. La vision de T.D. Williamson va bien au-delà du court terme. La question est : « Comment pouvons-nous aider nos clients à conquérir le monde ? » M. Zellou explique.

Conquérir le monde

pour aider à soulager les goulets d’étranglement du transport des sables bitumineux – un projet qui prévoit la conversion d’un pipeline existant au transport du dilbit –, des incidents comme ceux du Michigan et de l’Arkansas acquièrent une résonance particulières auprès des opérateurs, des législateurs et du public concerné.

A propos du dilbitLes sables bitumineux canadiens produisent un pétrole brut de faible teneur appelé bitume qui est trop épais pour être transporté tel quel. Cependant, le diluer avec un condensat de gaz naturel comme le benzène facilite son transport. Le nouveau pipeline d’extension transportera les condensats des États-Unis jusqu’aux sables bitumineux, où ils seront utilisés pour diluer le bitume. La ligne existante, qui fut construite initialement pour transporter du pétrole plus fluide à une pression inférieure dans la direction opposée, sera inversée et transformée pour en faire en moyen de transport à plus grand volume, capable d’acheminer le dilbit vers l’ouest à travers le Canada, où il pourra être traité pour exportation vers de nouveaux marchés.

Le dilbit est plus dense que le pétrole brut, donc il s’écoule sous une pression plus élevée, ce qui pourrait exercer des contraintes sur des faiblesses internes non détectées. La fatigue par corrosion était responsable de la rupture au Michigan, et même si la cause de la fuite de la ligne de l’Arkansas n’a pas encore été identifiée, les premiers éléments de l’enquête ont mis en évidence un phénomène de fatigue provoqué par l’action combinée d’un pétrole plus lourd et la présence de fissures en forme de crochet au niveau des soudures sur le pipeline. M. Kirkwood craint fort que, sans contrôle adéquat, un sort semblable pourrait attendre le pipeline converti au transport de dilbit.

« Lorsque vous changez l’affectation d’un pipeline, en inversant le flux et en faisant circuler un autre produit tout à la fois, de nouvelles risques surgissent qui n’avaient pas nécessairement été pris en compte lors de sa conception, » explique M. Kirkwood.

Innovations en intégritéM. Kirkwood, qui a passé une grande partie de sa carrière à étudier et à écrire sur l’intégrité des installations pour le pétrole et le gaz, est, sans surprise, un ardent défenseur de la gestion de l’intégrité. Il est persuadé que des inspections plus pointues pourraient réduire les risques liés u changement d’orientation des pipelines. Un test à l’eau sous haute pression– appelé test à la pression –

est souvent considéré comme la référence pour identifier des fuites dans les pipelines.

Cependant, les tests à la pression seuls peuvent ne pas être suffisants pour assurer une totale fiabilité.

« Le test à la pression est utile pour déterminer l’état du pipeline par rapport à son utilisation actuelle », explique M. Kirkwood. « Mais dès qu’on s’écarte de ce pour quoi la conduite avait été construite au départ, comme une inversion du sens du flux, il faut étendre le champ d’investigation par rapport aux risques.

On doit au moins se demander, « s’il s’agissait d’un nouveau pipeline, que ferais-je pour identifier les risques, et détecter et limiter les problèmes. »

En plus des tests à la pression, une variété de technologies d’inspection est disponible. Mais la plupart

de ces technologies se sont concentrées sur la perte de métal. Repérer la corrosion est utile, mais ces données seules ne donnent généralement pas une vision complète de l’état d’une conduite. Les pipelines peuvent avoir des défaillances en raison d’un grand nombre de défauts tels que la corrosion, les bosses, les fissures, les contraintes, ou toute combinaison de celles-ci. La bonne nouvelle est que l’industrie des services aux pipelines est bien consciente des limites des tests d’intégrité actuels. La prochaine génération d’outils d’inspection est déjà opérationnelle sur le terrain - comme le système à données multiples de TDW avec l’EMAT SpirALL®, qui combine une variété de technologies pour rechercher plusieurs types de défauts simultanément. Ces nouveaux outils assurent une meilleure détection des fissures, une hiérarchisation des défauts pour des interventions de maintenance prioritaires plus rapides et une analyse plus complète des défauts grâce à des logiciels de pointe. M. Kirkwood est convaincu que ces avancées majeures dans les technologies d’intégrité aideront les opérateurs dans leur décision de reaffecter les pipelines afin de prévenir des catastrophes comme celles du Michigan et de l’Arkansas.

Ces nouveaux outils offrent une meilleure détection des fissures, une hiérarchisation des défauts pour des réparations plus rapides sur des questions essentielles, et une analyse plus complète des défauts grâce à des logiciels de pointe.

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Savoir qui contacter et que faire pour procéder à des obturations et à des réparations de routine et d’urgence en en apprenant plus sur les produits et les services de piquage à vif et d’obturation de TDW.

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sur les prestations CND de TDW.

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ZOOM SUR QuatreÉtapes pour L’INTÉGRITÉ DES PIPELINES

LE NETTOYAGEUn nettoyage approprié améliore l’efficacité opérationnelle de la

conduite, augmente son débit en éliminant les débris internes et les éléments corrosifs des pipelines. Indépendamment du produit transporté ou de l’emplacement d’une ligne, le raclage régulier – qui peut inclure des sphères ou des outils équipés de disques de polyuréthane et de grattoirs en acier – permet

de prolonger la durée de vie de la ligne. Enfin, une ligne propre permet d’effectuer des inspections fiables, en fournissant des résultats précis.

CONTROLE NON DESTRUCTIFLes opérateurs s’appuient sur des technologies de contrôle non destructif (CND) – telles que les Particules magnétiques, les Ultrasons automatisés et la Commande de phase – pour valider les menaces qui pèsent sur les pipelines et améliorer les inspections d’intégrité actuelles et futures. Une autre caractéristique du CND est le processus d’identification positive de matériel, qui permet aux opérateurs de constituer des bases de données sur les conduites là où il n’en existe pas, et de réduire considérablement

les coûts liés au contrôle de l’intégrité.

OBTURATION ET RÉPARATIONUne fois les menaces détectées, caractérisées et vérifiées, les opérateurs de pipelines doivent souvent obturer pour isoler une section de conduite et réparer. Que cela se déroule dans le cadre d’un entretien programmé ou d’un scénario d’urgence, la sécurité et les temps d’arrêt sont des préoccupations essentielles. Les opérateurs s’appuient sur des technologies, telles que le perçage en charge et l’obturation à double système d’isolement, pour pouvoir effectuer l’entretien sans interruption du débit, et protéger les travailleurs contre les produits dangereux présents dans la conduite pendant leurs interventions de maintenance.

INSPECTION DE LIGNESL’inspection permet aux opérateurs de pipelines d’identifier et d’atténuer les risques d’intégrité importants, d’éliminer les excavations inutiles et d’investir là où c’est le plus nécessaire. Grâce à l’utilisation de technologies d’inspection combinées tels que la déformation, le MFL axial sur champ de rayonnement de forte intensité, le MFL axial sur champ de rayonnement de basse intensité, la cartographie XYZ, les systèmes associant le contrôle de vitesse et les données multiples, les opérateurs acquièrent non seulement les informations les plus précises et les plus complètes sur l’état de leurs pipelines, mais prolongent aussi la vie de leurs infrastructures et en garantissent la conformité.

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