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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

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2 | PERSPECTIVES DE LA DIRECTION

Se préparer pour le « Bouleversement des équipes »

4 | PERSPECTIVE MONDIALECommentaires d'industriels du monde entier

6 | ZOOM SUR LA TECHNOLOGIE Vérification des matériels et inspection en ligne

8 | IMPORTANCE DE LA SÉCURITÉ

Lutte proactive contre les désastres potentiels

10 | PERSPECTIVES FUTURESCapture du carbone : opportunités et défis

12 | RAPPORT SUR LE MARCHÉ Garantir le retour sur investissement pour les propriétaires de pipelines

20 | MOYENS DE COMMUNICATION

Événements, articles et conférences concernant les pipelines

28 | EN CHIFFRESLes quatre étapes de l'EPRS (système de réparation d'urgence des pipelines)

14 | PHMSA : conformité au niveau de la celluleLes entreprises de transport du gaz se préparent à la réglementation IVP de la PHMSA.

22 | Des chiens et drones aux inspections de tous types

Rechercher les dommages occasionnés par des tiers demande un effort collectif.

S E C T I O N S

RÉDACTEUR EN CHEF Jim Myers MorganDIRECTEUR DE LA RÉDACTION Waylon SummersDIRECTEUR ARTISTIQUE Joe AntonacciPRODUCTION CONCEPTUELLE Kat Eaton, Mullerhaus.netPRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward MankinILLUSTRATION Élément invisiblePHOTOGRAPHIE Mauricio Ramirez, Adam Murphy, Chad Kirkland

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

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

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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. Imprimé aux États-Unis d’Amérique.

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Dans le passé, il était très courant qu'un employé reste dans une entreprise pendant 30 ou 40 ans et reçoive une montre en or à la fin de sa longue carrière.

Mais aujourd'hui ? Les temps ont changé. Selon les rapports gouvernementaux, la durée moyenne d'occupation d'un même emploi est inférieure à cinq ans. Tandis que la génération du baby-boom valorisait la durée et la stabilité, le changement fréquent d'emploi fait désormais partie du mode de vie des plus jeunes. Avec des ressources en ligne comme LinkedIn, il devient très facile pour les recruteurs de puiser dans le vivier de talents des entreprises, créant ainsi un déséquilibre dans toute l'organisation du jour au lendemain.

Cette tendance à elle seule ne va cependant pas mettre les fabricants de montres en or au chômage, rassurons-nous ! Mais si vous l'ajoutez au phénomène que l'on appelle « Bouleversement des équipes » dans le secteur du pétrole et du gaz, lorsqu'une population vieillissante prend sa retraite et qu'un nombre insuffisant de jeunes est en mesure de la remplacer, la menace d'une pénurie grave de talents devient soudainement très réelle.

Tout n'est cependant pas perdu. Il est possible de se préparer et de se prémunir contre une diminution accélérée du capital humain. Je suis persuadé qu'un processus solide et bien défini de développement des talents constitue la réponse.

Chez T.D. Williamson, nous soutenons les initiatives de développement des talents qui fidélisent nos employés, créent des opportunités de croissance et identifient et aident à préparer la prochaine génération de leaders. Pour cela, il faut :

» Embaucher non seulement pour les postes d'aujourd'hui, mais aussi pour les besoins de demain. Renforcer le vivier de ressources, c'est-à-dire disposer de nombreuses personnes capables d'évoluer pour pourvoir les postes vacants dans une équipe.

» Assurer un accueil qui implique les employés et les conforte dans leur décision de rejoindre l'entreprise. Cet effort concerne tous les responsables et cadres dirigeants.

» Prendre des initiatives de développement qui montrent clairement aux employés de toutes les générations comment évoluer. Ce type de formation permet d'apporter de nouvelles compétences qui améliorent la satisfaction au travail.

» Faire travailler les nouveaux employés avec des tuteurs et des spécialistes en la matière, issus de différents services et activités fonctionnelles. Cette approche facilite le transfert des connaissances, favorise les relations personnelles et permet aux responsables hiérarchiques de repérer les futurs leaders potentiels.

Il ne fait aucun doute que les temps ont changé et si nous voulons remédier au manque de talents, nous devons nous aussi changer. Il est essentiel que nous écoutions et comprenions nos employés afin d'imaginer les programmes et les lieux de travail qui leur soient attrayants.

Car, de nos jours, il faut plus que la promesse à long terme d'une montre en or pour attirer et retenir les meilleurs talents.

PAR ERIC ROGERSVICE-PRÉSIDENT, INTÉGRITÉ

GLOBALE DES PIPELINES,T.D. WILLIAMSON

PERSPECTIVES DE LA DIRECTION

Pourquoi la montre en or ?

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« Nous soutenons les initiatives de développement des talents qui fidélisent nos employés, créent des opportunités de croissance et identifient et aident à préparer la prochaine génération de leaders. »

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Perspective mondiale

LA RECHERCHE DANS LE DOMAINE DES PIPELINES

L'industrie des oléoducs et gazoducs s'est plus que jamais immiscée dans le dialogue public. Cette sensibilisation accrue donne à notre secteur l'opportunité de démontrer ses capacités. Les législateurs et le public poussent à mettre en place des réseaux de pipelines plus sûrs, plus efficaces et plus respectueux de l'environnement. En réponse, le secteur a réaffirmé son engagement dans l'excellence opérationnelle et a défini un objectif de zéro défaillance. Pour pouvoir atteindre cet objectif, il est nécessaire de développer les outils et les techniques les plus efficaces. Le Conseil international de recherche pour les pipelines (PRCI) et ses membres, les 40 plus importants opérateurs de pipelines mondiaux et 39 fournisseurs de solutions (dont T. D. Williamson), ont œuvré à développer ce programme de recherche.

L'un des points clés de ce programme concerne le renforcement et l'amélioration des moyens d'inspection en ligne (ILI). L'ILI est l'une des techniques clés utilisées pour assurer la sécurité et l'intégrité d'un pipeline. Le PRCI travaille aussi à réduire

l'impact d'un dommage occasionné par un tiers sur nos réseaux de pipelines. Les dommages occasionnés par les tiers sont la cause principale des défaillances de pipeline, et notre industrie doit considérer ce point comme une priorité. Le PRCI envisage de nombreuses options, comme les capteurs souterrains (solutions à base de fibres optiques pour les nouveaux réseaux), au sol (notamment installés dans les voitures), aériens (aile fixe, drone ou hélicoptère) et spatiaux (impliquant une nouvelle technologie de satellites). En comprenant ce qui est prioritaire, nous pourrons prendre de meilleures décisions sur la façon de répondre rapidement aux menaces. Nous travaillons également à améliorer la technologie de détection des fuites. En cas d'émission, nous devons être capables de répondre avant que la fuite ne devienne critique.

Pour permettre à la technologie de progresser encore plus rapidement, le PRCI est en train de bâtir un nouvel établissement à Houston, Texas, qui ouvrira en mai 2015. Le nouveau Centre de développement technologique (TDC) sera situé sur un site de 34 000 m² et disposera d'un atelier de 2 800 m², de bureaux, d'un espace de réunion, et il inclura un espace pour les tests de résistance à la pointe de la technologie. Cet espace sera utilisé pour tester et améliorer la performance des outils ILI. L'atelier sera en mesure d'abriter un grand nombre d'activités de recherche, la priorité initiale portant sur les outils des évaluations non destructives (END). Le TDC servira aussi de site de formation sur les résultats de recherche du PRCI, ce qui permettra aux membres

du PRCI de mettre en œuvre plus rapidement les découvertes intéressantes.

Pour d'autres informations sur l'un des points ci-dessus, merci de consulter notre site Internet sur www.prci.org.

Cliff JohnsonPRÉSIDENT, CONSEIL INTERNATIONAL DE RECHERCHE POUR LES PIPELINES

Les dommages causés aux pipelines par des tiers d'origines diverses, dont les travaux réalisés sur les réseaux, continuent à représenter la menace principale pour l'industrie du pétrole et du gaz.

Richard Thornton / Shutterstock.com

Commentaires d'industriels du monde entier

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Perspective mondialeCommentaires d'industriels du monde entier

S'ADAPTER AUX NOUVELLES CONDITIONS

Ce serait une grossière erreur de prétendre que les développements du gaz de schiste et non conventionnels aux États-Unis n'ont pas provoqué un bouleversement à l'échelle mondiale. Les réserves avérées, même avec l'accroissement rapide de la production, augmentent, avec un quasi-doublement pour le pétrole et jusqu'à 40 % pour le gaz naturel depuis 2008. La nouvelle configuration est donc là pour durer.

Cependant, en tentant simplement de s'adapter aux nouvelles règles du jeu et de soutenir une courbe de croissance très forte, il serait aisé de négliger la complexité des infrastructures, de la réglementation et de la maintenance nécessaire. Un nouveau et formidable défi, réparti équitablement entre les opérateurs en amont, ceux qui assurent la collecte et les opérateurs de transport, est de savoir comment exécuter de manière sûre ces très importants programmes

d'investissement, tout en améliorant simultanément la performance et l'intégrité des réseaux de pipelines existants ; et cela sans même mentionner la pression plus forte liée au transport, sans interruption du flux, de volumes toujours en augmentation, et en gardant toujours à l'esprit la performance financière et la création de valeur pour l'actionnaire.

Rendant la situation encore plus difficile, les opérateurs américains doivent composer avec la chute des prix du pétrole et avec des modifications dans l'offre et la demande mondiales, qui aboutissent au niveau de prix le plus bas connu depuis 2009. Beaucoup d'opérateurs ont cependant découvert la recette gagnante : réduire de façon très importante les coûts de production et d'exploitation pour rester compétitif. Grâce à des partenariats stratégiques avec des prestataires de services et des consultants spécialisés sur les pipelines, les opérateurs sont mieux armés pour faire face aux demandes apparemment contradictoires du marché.

Chad FletcherVICE-PRÉSIDENT DES OPÉRATIONS DANS L'HÉMISPHÈRE OUEST, T.D. WILLIAMSON

NOC : ENTRE LE MARTEAU ET L'ENCLUME

À l'instar des compagnies pétrolières nationales (NOC), l'industrie de l'énergie en Amérique latine a historiquement sous-investi dans ses infrastructures et les a surtaxées, aboutissant à des réseaux de pipelines vieillissants et de capacité limitée. Pour compliquer encore les choses, au cours des dix dernières années, les prix mondiaux de l'énergie ont poussé les NOC à accroître significativement leur production, mettant ainsi sous contrainte les anciennes infrastructures.

Coincées entre le marteau et l'enclume, les NOC doivent aussi faire face à des réglementations plus sévères sur la sécurité et l'environnement. Agissant souvent avec le double rôle de régulateur et de producteur, les NOC ont noué un réseau de partenariat puissant pour affronter ce défi. Il leur arrive fréquemment de collaborer pour adopter mutuellement leurs meilleures pratiques et exercer un lobbying commun en matière de législation. Ils s'appuient aussi sur des partenaires spécialisés qui les conseillent sur les nouvelles technologies et les innovations en matière d'exploitation.

Ce soutien de leurs pairs et de leurs partenaires industriels a aidé les NOC à atteindre leurs objectifs parfois contradictoires visant l'accroissement de la durée de service et de production sur des infrastructures vieillissantes et le respect d'une réglementation renforcée ; cela leur a permis de développer en toute sécurité leurs réseaux de pipelines depuis le sud du Rio Grande jusqu'à la Terre de Feu.

Roberto MejiaDIRECTEUR, AMÉRIQUE LATINE, T.D. WILLIAMSON

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ZOOM SUR LA TECHNOLOGIE

Les nouveaux règlements de l'Administration de la sécurité des pipelines et matières dangereuses (PHMSA) ressemblent aux cheveux blancs qui viennent inévitablement avec l'âge : bien que l'on s'y attende, ils apparaissent insidieusement.

Prenons par exemple le bulletin d'information 2012-06 de la PHMSA. Il concernait une information de la PHMSA à tous les opérateurs de transport de gaz naturel sur les modifications qu'ils seraient tenus d'apporter au moment de vérifier et de rendre compte des spécifications d'exploitation pour la pression de service maximale autorisée (MAOP) et la pression de service maximale (MOP). Dans le cadre du processus de vérification de l'intégrité (IVP) proposé par l'agence, le futur règlement signifie que tous les opérateurs de transport de gaz devront inclure de nouvelles méthodologies dans leurs programmes de gestion de l'intégrité et se tenir prêts à subir des audits de l'agence.

Bien que le bulletin ait été diffusé il y a plus de deux ans, le calendrier d'application reste inconnu. Personne ne peut prévoir avec certitude la date à laquelle l'IVP entrera en application. Même la période de commentaires, prévue initialement pour début 2015, est devenue aléatoire.

Cependant, rien de tout cela ne dégage les opérateurs de leurs responsabilités à plus long terme. L'IVP fait son chemin. Ainsi, même s'il est certain que les choses vont changer, il est possible que le nouveau règlement prenne les opérateurs par surprise.

Pour ne pas se retrouver piégé, la meilleure solution est de mettre en place une préparation et un planning avancés. Même si le règlement n'est pas encore une réalité, beaucoup d'opérateurs envisagent de prendre une longueur d'avance.

Tous les raccords de conduite ne sont pas nés égauxParmi les exigences du bulletin ADB–2012–06 de la PHMSA figure la validation des dossiers de matériaux. Dans beaucoup de cas cependant, ces dossiers sont insuffisants, ont été perdus au fil du temps ou n'ont jamais été conservés à leur emplacement d'origine.

Les opérateurs se trouvent donc face à deux questions : est-ce qu'il m'est possible de satisfaire les exigences de l'IVP sans engager tous les coûts associés à des excavations et des tests en laboratoire importants ? Et, dans ce cas, puis-je obtenir les mêmes résultats uniquement avec des méthodes non destructives ?

La réponse à ces deux questions est « oui ».

Éviter les surprises et les cheveux blancs prématurés !Utilisation de l'inspection

en ligne tout en se conformant aux

prochaines règles de la PHMSA

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La MDS peut être utilisée pour identifier les caractéristiques communes d'un échantillon représentatif de raccords de conduite et délivrer des informations qui peuvent être validées par le processus PMI avant d'être appliquées de manière plus large ; voilà de quoi économiser des tests de raccords sur quelques milliers de kilomètres.

« La solution est double », explique Chuck Harris, responsable de la commercialisation des technologies d'intégrité des pipelines chez T.D. Williamson (TDW). « Tout d'abord, l'inspection en ligne (ILI) avec une technologie globale comme la Plate-forme de données multiples, ou MDS, pour classer les raccords de canalisations en fonction de leurs caractéristiques. Ensuite, après la diffusion du rapport sur l'intégrité, la vérification des matériaux par le Processus d'identification positive des matériaux (PMI). »

La MDS, en tant que plate-forme d'inspection la plus complète du marché, comprend une série de technologies complémentaires. Lorsqu'elle s'applique spécifiquement aux exigences de l'IVP, la MDS fournit les éléments suivants :

� La technologie LFM est fondamentale pour catégoriser les raccords de canalisations. La technologie LFM révèle les caractéristiques mécaniques liées à la fabrication et à l'usinage par la mesure du niveau naturel du champ magnétique et les modifications de la microstructure.

� Contrôle de la déformation ou de la géométrie (DEF), qui identifie les caractéristiques de l'intérieur de la canalisation et des soudures longitudinales.

� Perte de flux magnétique axial sous champ élevé (MFL), utilisée pour confirmer les propriétés magnétiques.

� La technologie SpirALL® MFL, qui caractérise les différences sur les soudures longitudinales.

� Radial/IDOD (discrimination interne/externe) utilisé pour identifier d'autres caractéristiques relatives à la paroi interne de la canalisation.

La MDS permet en quelque sorte aux opérateurs de remonter le temps : la plate-forme peut identifier les caractéristiques d'un raccord de conduite en acier au carbone en fonction du procédé de fabrication ou d'usinage, information susceptible de lever le voile sur la matière qui constitue un tronçon important ou même la totalité d'un pipeline.

Comme Chuck Harris l'explique, les raccords de conduite ayant été fabriqués ou usinés de la même manière doivent avoir certaines propriétés de matériaux communes. La MDS peut être utilisée pour identifier les caractéristiques communes d'un échantillon représentatif de raccords de conduite et délivrer des informations qui peuvent être validées par le processus PMI avant d'être appliquées de manière plus large.

« Disons que la MDS vous a permis d'identifier 1 000 raccords similaires qui sont regroupés dans ce que nous appelons un lot », dit Chuck Harris. « Il serait possible, et c'est notre objectif, de permettre à une partie de ces 1 000 raccords d'être validée par le PMI et d'appliquer les résultats à l'ensemble des raccords.

Cela pourrait alors être utilisé pour identifier les caractéristiques du matériau pour tous les raccords du même lot. En d'autres termes, en validant une partie des raccords, nous pourrions déterminer les caractéristiques de l'ensemble », ajoute Chuck Harris.

Le résultat est que nous pourrons établir des dossiers complets de matériaux, là où aucun n'existe. Cela permettra non seulement de respecter les futurs règlements de la PHMSA, mais cela évitera aussi aux opérateurs de rester constamment sur leurs gardes... et par la même occasion d'avoir quelques cheveux gris en plus.

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LA SÉCURITÉ, C'EST IMPORTANT

Qu'il s'agisse d'une erreur humaine, de

circonstances imprévues ou d'équipements vieillissants,

le meilleur rempart contre un désastre potentiel est une

prévention proactive

L'analogie avec le règne animal a souvent servi pour décrire les dangers apparents et cachés induits par l'exploitation des pipelines. Prenons les ours par exemple. Nous prendrons le cas des « ours en hibernation » pour symboliser les incidents qui surviennent après des années de corrosion, de conditions difficiles et d'autres effets naturels ou provoqués par l'homme et qui mettent à mal les anciens pipelines et équipements. Les « ours de cirque » peuvent être une bonne analogie pour la sécurité au travail et les « ours dans votre jardin » une métaphore pour la sécurité des procédés.

Comment garder les « trois ours » à distance : prévention et solutions Chaque « scénario d'ours » contient son propre ensemble de difficultés, mais si elles peuvent différer en fréquence et gravité, elles ont un point commun : même si vous pensez qu'un ours est apprivoisé, il reste un animal sauvage, et les animaux sauvages doivent toujours être considérés comme potentiellement dangereux.

L'identification des « trois ours » de la sécurité des pipelines n'est que la première étape. Selon Barry Hollis, responsable mondial HSE de T.D. Williamson, le HSE ne consiste pas à se préoccuper des ours uniquement lorsqu'ils se montrent. Il s'agit de se préparer à les affronter si et quand ils apparaissent. « La sécurité, ce n'est pas l'absence d'incidents », dit-il, « mais la solidité de vos défenses. »

Examinons de plus près trois scénarios de désastre potentiel et quelques solutions possibles pour garder les ours à distance.

HSE LES TROIS OURS

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SCÉNARIO 1

NE LAISSEZ PAS DORMIR LES OURS : INVESTIR DANS LA SÉCURITÉ DES ANCIENS ÉQUIPEMENTSLes anciens pipelines et équipements, les ours en hibernation, constituent un danger lorsqu'on est un partisan de la formule « loin des yeux, loin du cœur ». Et pourtant, ces « ours » peuvent être les plus difficiles à gérer, car il est quelquefois ardu de convaincre les entreprises d'investir du temps et de l'argent pour améliorer la sécurité sur des équipements qui n'ont connu aucun incident.

Imaginons que vous ayez un tronçon de pipeline en exploitation depuis les années 1970. Lorsqu'il a été posé, la technologie était la meilleure possible. Mais au fil des ans, peut-être que les priorités ont changé et que de nouveaux projets ont pris le pas. Les entreprises fusionnent et se développent. Les dossiers ne sont pas toujours mis à jour. Lorsque la production a augmenté, peut-être qu'une maintenance programmée a été bâclée ou reportée, et il n'y a jamais eu aucun problème… jusqu'à maintenant.

Mais un jour, tandis que l'un de vos équipiers réalise un dépannage courant, ce pipeline des années 70 connaît une défaillance brutale. Votre équipier se retrouve à l'hôpital avec des blessures qui mettent sa vie en danger, et l'impact sur l'environnement local est considérable.

Qu'auriez-vous donc dû faire ? Ne vous laissez pas dépasser.Barry Hollis explique qu'il existe un grand nombre de techniques de sécurité avancées dans notre secteur. Par exemple, T.D. Williamson a lancé son système d'isolation à double obturation et purge STOPPLE® Train. Cette technologie ajoute des niveaux supplémentaires de protection efficace entre le contenu de la ligne sous pression et le personnel qui réalise les réparations ou l'entretien.

« Nous essayons d'orienter notre secteur industriel [vers ce type d'amélioration] », dit Barry Hollis. « Mais tandis que certaines entreprises ont adopté cette nouvelle configuration, d'autres disent : “Nous avons fort bien réussi avec nos équipements. Le risque est minime, pourquoi dépenser cet argent ?” »

Les exploitants partent du principe que s'il n'y a pas eu d'accidents, c'est que leurs équipements sont sûrs. Pour Barry Hollis, ce n'est tout simplement pas le cas : quelle que soit la qualité de l'inspection et de la maintenance que vous faites, vous ne pouvez pas espérer que de vieux équipements se comportent comme quand ils étaient neufs. Bien qu'il ne soit pas possible d'éliminer 100 % des incidents sur les plus anciens pipelines, une

approche proactive de maintenance et de mise à niveau des équipements pour s'adapter aux nouvelles normes du secteur permet de réduire considérablement le nombre d'incidents.

SCÉNARIO 2

UNE VISITE DU CIRQUE : ACCORDER DE L'ATTENTION AUX PERSONNES ET AUX PROTOCOLESLa plupart des blessures professionnelles sont généralement déclenchées par les pratiques de travail non sûres d'un opérateur, et c'est lui qui en subit généralement les conséquences : coupures, glissades, trébuchements, chutes, mouvements répétés, etc. En théorie, il devrait être facile d'éviter la plupart desdangers au travail : vous définissez des règles et desprotocoles, et vos employés les respectent, mais leschoses ne sont pas toujours aussi simples.

Pensez au cirque : quelquefois, malgré les affiches d'avertissement, les gens testent la patience des ours de spectacle. C'est également vrai pour les employés qui respectent les protocoles. Imaginons qu'il existe un protocole de sécurité particulier en vigueur : tout le personnel doit porter un masque de protection faciale pour réaliser la « Tâche A ». Jusque-là, tout va bien.

Mais il se trouve que les masques fournis, bien que conformes à la réglementation, n'offrent pas la visibilité nécessaire pour accomplir la tâche assignée. Les opérateurs soulèvent régulièrement le problème auprès de leurs responsables, mais étant considéré comme une « faible priorité », celui-ci n'est pas traité. Au final, voyant qu'il ne se passe rien et devant la nécessité d'assurer leur production, les opérateurs cessent de porter les masques et c'est à ce moment qu'un rejet de produit chimique envoie une dizaine d'opérateurs non protégés à l'hôpital.

Qu'est-ce que vous pouvez faire dans ce cas ? Considérez le facteur humain.Au final, l'important est d'obtenir un retour d'information utile de vos équipes de terrain et de traiter efficacement leurs problèmes en exerçant une supervision intelligente. Barry Hollis affirme que, même si les programmes informatiques élaborés sont parfaits, les meilleures solutions n'ont pas besoin d'être compliquées ou très techniques. Quelquefois, avec moins on peut faire plus.

« La sécurité, ce n'est pas l'absence

d'incidents », dit Barry Hollis, « mais la solidité de vos

défenses. »

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PERSPECT IVES FUT URES

Capture du CO2 : et maintenant ?

En avril 2008, les consommateurs britanniques ont entendu parler d'une nouvelle boisson formidable appelée EV-EON : une eau pétillante dont les bulles provenaient du dioxyde de carbone (CO2) issu des centrales électriques alimentées au charbon.

Une vidéo animée promouvant l'eau en bouteille montrait des appareils en forme de soucoupe volante en train d'aspirer les émissions qui émanaient de cheminées souriantes. Excellente idée, si seulement c'était vrai. Cette promotion d'une eau gazeuse était en fait un poisson d'avril destiné à sensibiliser à la capture et au stockage du carbone (CCS) – un ensemble de technologies visant à capturer le CO2 émis par l'industrie et les centrales d'énergie avant qu'il ne pollue l'atmosphère. Revenons aux réalités d'aujourd'hui : Compte tenu des inquiétudes grandissantes au niveau mondial concernant le changement climatique et la qualité de l'air, il n'est pas vraiment nécessaire

L'industrie et les gouvernements se

tournent vers la technologie de capture

du carbone pour contrôler les émissions

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vraiment nécessaire de sensibiliser à l'importance du CCS. Partout dans le monde, des responsables d'entreprise et de gouvernements s'intéressent à ce procédé qui pourrait empêcher de grandes quantités de CO2 nuisible de s'échapper dans l'atmosphère.

La bonne nouvelle est que la technologie qui sous-tend le CCS est loin d'être aussi utopique que celle de l'eau pétillante chargée en CO2 dans le canular EV-EON. En fait, grâce à plusieurs années de recherche et développement, la technologie CCS est une option viable pour des entreprises des secteurs de l'énergie, du pétrole et du gaz, de la chimie et du raffinage pour compenser leur production de CO2.

« Le CCS a fait des progrès significatifs pendant toutes ces années », explique Luke Warren, directeur général de l'Association capture et stockage du carbone (CCSA) basée à Londres. Les procédés concernés sont considérés comme sûrs, avec peu de problèmes techniques ou de conception.

Et c'est une solution qui n'aurait pas pu se présenter à un meilleur moment. En avril 2014, le Panel intergouvernemental sur le changement

climatique (IPCC) a indiqué que les émissions de CO2 devaient être réduites de 50 à 80 % pour éviter les effets les plus néfastes du changement climatique. C'est un objectif ambitieux, mais Warren et les autres experts du CCS estiment qu'il est atteignable.

« Le CCS peut permettre de réduire fortement les émissions, et il est considéré comme une option stratégique dans le portefeuille de technologies qui combattent le changement climatique », indique Warren. « Selon l'Agence internationale de l'énergie, pour parvenir à une diminution mondiale de 50 % des émissions en 2050, le CCS doit contribuer à hauteur d'environ 20 % des réductions de CO2. L'IPCC a même conclu que le coût de la lutte contre le changement climatique pourrait plus que doubler si le CCS n'était pas déployé. »

Une technologie éprouvée en trois étapes

Une fois que le CCS a capturé les émissions de CO2 issues des activités industrielles, le CO2 doit être comprimé, transporté et injecté dans une formation géologique souterraine.

Parmi les technologies efficaces de capture de CO2 figure le lavage aux amines. Ce procédé utilise une solution aqueuse contenant des composés organiques qui s'agglomèrent au CO2 et le séparent des autres gaz émis. Le CO2 pur est alors comprimé sous forme de fluide supercritique pour être transporté dans un pipeline.

Bien sûr, une fois que celui-ci est capturé et comprimé, il doit être stocké quelque part. Pour cela, il est nécessaire d'injecter le CO2 « à travers un puits dans des roches sédimentaires à 1,5 km ou plus sous la surface du sol », précise Susan Hovorka, maître des recherches scientifiques au sein du Bureau de géologie économique de l'Université du Texas à Austin, qui a récemment organisé une conférence internationale sur la capture du carbone. « Ce type d'injection d'eau, de saumure et de gaz se fait couramment depuis plusieurs

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Les procédés concernés sont considérés comme sûrs, avec peu de problèmes techniques ou de conception.

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R A P P O R T S U R L E M A R C H É

Si l'on parle d'investissements financiers à long terme et stables, il est difficile de faire mieux qu'un pipeline. Tandis que la valeur du produit qu'il transporte varie de mois en mois, le pipeline en lui-même représente toujours un investissement à rendement élevé tant qu'il est exploité. En considérant qu'un pipeline moyen est exploité pendant plus de 50 ans, il ne faut pas s'étonner que les investisseurs, souvent des sociétés d'investissement en infrastructures, apprécient cette opportunité de retour sur investissement stable. Aux États-Unis, ces sociétés d'investissement en infrastructures sont connues sous le nom de sociétés en commandite (MLP). Certaines MLP, comme Enterprise Products, se spécialisent dans les investissements sur les pipelines, tandis que d'autres, comme BlackRock, achètent des pipelines parmi de nombreux autres investissements dans leur portefeuille.

Quelle que soit la façon dont ils s'intègrent dans le portefeuille d'une société, les pipelines sont toujours achetés dans le même objectif : générer des revenus le plus longtemps possible. Mais comme les sociétés d'investissement en infrastructures ne disposent généralement pas d'ingénieurs, l'achat d'un pipeline est une opération purement financière et elles s'appuient sur l'expertise des employés, des contractants et des entreprises de services déjà existants.

Bien que les ingénieurs et les autres opérateurs d'un pipeline restent généralement les mêmes lorsqu'une société d'investissement en infrastructures l'achète, les décisions de gestion importantes tendent à protéger l'actif, favorisant le rôle des experts dans le maintien de l'intégrité du pipeline.

Des décisions liées à un système de redevances Pour comprendre certaines des décisions opérationnelles relatives aux pipelines détenus par une société d'investissement en infrastructures, il est important de connaître le flux de revenus de leurs actifs.

Par définition, l'investissement dans une infrastructure concerne le bien lui-même (le pipeline) et non le produit qu'il transporte. S'agissant de la forme la plus rentable de transport du produit, le pipeline constitue une proposition séduisante pour les entreprises qui veulent livrer leur produit sur le marché. Ces propriétaires de produit paient donc des redevances aux opérateurs de pipelines (les transporteurs) pour que leurs ressources soient livrées de manière sûre et rentable. Au-delà de la valeur de l'actif lui-même, les redevances constituent le flux de revenus pour les pipelines détenus par une société d'investissement en infrastructures.

Dans beaucoup de régions, l'ouverture du marché est assurée par l'accès de ces pipelines gérés par redevance à de multiples propriétaires de produit, et elle est fréquemment encouragée par la réglementation financière. Cependant, compte tenu des niveaux d'investissement requis pour construire les pipelines, il est plus difficile de proposer plusieurs opérateurs

Les détenteurs d'actifs deviennent de plus en plus

proactifs pour garantir un retour à long terme sur leurs

investissements

Tendance du marché : dépenser de l'argent en amont pour obtenir un investissement stable

de pipeline aux propriétaires de produit. Comme ce scénario semble monopolistique pour certains, il convient de s'assurer que les opérateurs des pipelines gérés par redevance se sentent tenus d'améliorer constamment l'efficacité de leur organisation et de proposer la valeur la plus élevée à leurs clients. Pour y parvenir, les redevances sont fréquemment réglementées.

Lorsqu'ils évaluent les redevances, les régulateurs cherchent à s'assurer qu'un prix juste est payé par les transporteurs et les clients finaux, tout en fournissant des opportunités aux propriétaires de pipelines les plus vertueux. La performance des pipelines peut impacter les décisions liées à des redevances, notamment la façon dont les frais d'exploitation (OPEX) sont réduits, même si cela nécessite des investissements supplémentaires en amont (CAPEX). D'un autre côté, les redevances peuvent se situer à un niveau tel qu'elles obligent un opérateur moins rentable à serrer ses coûts s'il veut poursuivre son activité.

Un investissement à long terme est tributaire d'une maintenance de haut niveauLes sociétés de services, en particulier, aident les sociétés d'investissement en infrastructures à qualifier et quantifier les risques sur leurs pipelines par des inspections en ligne et des évaluations non destructives. De fait, elles établissent souvent des partenariats pour renforcer les stratégies d'investissement à long terme des sociétés d'investissement en infrastructures.

Un exemple de cette approche basée sur le risque est Nord Stream AG, un consortium de cinq actionnaires qui détient deux gazoducs offshore qui traversent la mer Baltique depuis la Russie jusqu'en Allemagne. « La durée de vie de Nord Stream est de

50 ans », précise Jean-François Plaziat, le directeur technique adjoint de l'entreprise pour la maintenance et l'ingénierie opérationnelles. « Pour tenir sur cette période, notre entreprise a élaboré une stratégie de gestion de l'intégrité des pipelines à long terme. Des inspections régulières et des travaux de maintenance sur les pipelines sont les éléments clés du plan, avec notamment une maintenance annuelle des composants mécaniques et des tests sur les systèmes automatisés. »

Les inspections et les tests permettent à l'entreprise de quantifier le risque et les conséquences de dommages et d'accidents potentiels. Et si les conséquences potentielles sont trop graves, l'entreprise engagera les dépenses nécessaires pour s'en prémunir. Par exemple, pour Nord Stream, « le risque principal de dommages est externe, comme le naufrage d'un navire », ajoute Jean-François Plaziat. C'est pourquoi « le pipeline est continuellement surveillé par un système de détection de fuite », ce qui garantit une intervention d'urgence rapide si nécessaire.

Investir dans l'améliorationLorsqu'il s'agit d'exploiter un pipeline comme un investissement à long terme, la différence la plus importante tient sans doute au fait que l'entreprise gestionnaire est incitée à faire des évaluations de l'intégrité et des améliorations qui vont au-delà de celles demandées par les inspecteurs de sécurité. Les sociétés d'investissement en infrastructures ont besoin de connaître parfaitement l'état de leurs pipelines au moyen de tests et d'inspections ; elles ont donc besoin de partenaires de confiance pour les aider à identifier les améliorations qui favorisent la polyvalence, la sécurité et le rendement de leur investissement sur le long terme.

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Lorsqu'elles cherchent des moyens pour réduire leurs OPEX, la plupart des sociétés d'investissement en infrastructures font appel à des ingénieurs, des sociétés de services et d'autres opérateurs pour les conseiller. Par exemple, un moyen de réduire les OPEX est de rendre les pipelines plus rentables. Un réseau de pipelines rentable nécessite moins de temps et d'argent pour l'exploitation. C'est pourquoi les sociétés d'investissement en infrastructures sont très à l'écoute si on leur suggère des améliorations, comme des raccordements ou des rénovations, qui augmentent la rentabilité et la polyvalence de leurs pipelines et leur permettent de réduire leurs OPEX. « Plus que jamais, si un ingénieur spécialisé dans les pipelines peut justifier clairement son point de vue, ses arguments sont pris en considération », explique Bill Rees, directeur général de T.D. Williamson, Europe centrale. « Ces sociétés prennent soin de leurs actionnaires, et si elles peuvent dépenser de l'argent maintenant pour garantir des retours sur investissement stables à long terme, elles le feront. »

CAPEX

OPEX• Inspection, maintenance et réparation

des équipements et des pipelines• Assurance• Main d'œuvre• Consommables• EPRS et interventions d'urgence• Juridique• Taxes locales• Brûlage à la torche et contraction

du gaz (gaz perdu)• Bâtiments et installations• Amortissement

• Droit de passage• Construction• Canalisation• Installations de nettoyage/raclage• SCADA (système d'acquisition et de contrôle des données)

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Qu'est-ce que cela signifie pour les opérateurs ?

OPEX par opposition à CAPEX[frais d'exploitation] [dépenses d'investissement]

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Avez-vous hérité du caractère têtu de votre grand-père ou de l'amour de la musique de votre grand-tante Irena ?

Peut-être que votre arrière-petit-cousin de New Delhi était un crack en maths et qu'il vous a transmis ses yeux sombres et son génie des chiffres.

Beaucoup de personnes sont très curieuses de trouver les origines de leurs traits, leur personnalité, leurs préférences ou leur apparence.

Et certains ont de la chance : ils peuvent accéder à des arbres généalogiques qui ont traversé les générations et qui les aident à comprendre l'influence que leur famille a eue sur ce qu'ils sont aujourd'hui.

Pour d'autres, il leur faudra plus de recherches pour retrouver leur histoire personnelle, peut-être après quelques dizaines d'heures sur un site Internet de dossiers historiques ou à l'aide d'un frottis buccal envoyé à un centre de tests d'ADN.

Mais ce n'est pas uniquement l'historique des gens qu'il est intéressant de connaître. Les pipelines ont aussi une origine. Et tout comme pour un ancêtre éloigné, l'historique complet d'un tronçon de pipeline, par exemple les informations sur la nature et la composition chimique du matériau, n'est pas toujours disponible non plus.

Peut-être que les dossiers n'ont jamais été gardés dans leur lieu d'origine. Ou bien ils ont été perdus au fil des années, ou au moment où les actifs ont été transférés ou vendus. Ou bien encore

• Une demande de dossiers « traçables, vérifiables et complets »

• Les pionniers se préparent en amont avant qu'une proposition ne devienne une obligation

• Les techniques de CND permettent d'économiser du temps et de l'argent

• Les résultats préliminaires sont presque instantanés

• PMI : caractérisation de l'ADN des pipelines

PHMSA :CONFORMITÉ AU NIVEAU DE LA CELLULE

Les agences réglementaires vont tester les connaissances des opérateurs sur les propriétés des matériaux

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les dossiers existent, mais les informations ne sont pas correctes.

Cependant, l'époque des dossiers manquants et incomplets sur les matériaux sera bientôt révolue aux États-Unis pour les opérateurs de gazoducs, et il en sera de même peu de temps après pour les transporteurs de liquides dangereux.

En effet, l'Administration de la sécurité des pipelines et matières dangereuses (PHMSA) va bientôt émettre un règlement qui imposera aux opérateurs de vérifier les dossiers qu'ils utilisent afin de définir et de justifier la pression de service maximale autorisée (MAOP) pour les pipelines situés dans les zones classées à conséquences élevées et modérées1. De plus, la PHMSA a annoncé son intention de supprimer une clause d'antériorité qui autorisait les opérateurs de gazoducs à utiliser des données historiques pour établir la MAOP des canalisations installées avant 1970.

Les opérateurs vont donc devoir réaliser ce qu'on peut qualifier d'étude généalogique complète des pipelines pour pouvoir respecter les prochains règlements. Il sera également nécessaire de valider et de documenter les propriétés mécaniques, comme la nuance, la spécification, la limite élastique et la résistance à la traction des matériaux de construction, de tous les pipelines situés dans les zones classées à

conséquences élevées et modérées, quelle que soit leur date de montage.

Mais où vont-ils trouver les informations dont ils ne disposent pas aujourd'hui ?

Contrairement aux membres curieux d'une famille, les opérateurs de pipelines ne peuvent pas fouiner dans l'équivalent industriel d'une base de données généalogique. Mais pour obtenir les informations dont ils ont besoin, il existe une solution aussi simple qu'un frottis buccal de recherche d'ADN : la technologie d'identification positive des matériaux par procédé non destructif (PMI) utilisée dans le cadre d'un processus complet de vérification de l'intégrité (IVP).

Une demande de dossiers « traçables, vérifiables et complets »Comme la plupart des règlements gouvernementaux relatifs à la sécurité publique, les règles envisagées par la PHMSA ont été motivées par un accident, catastrophique qui plus est : une explosion et un incendie mortels provoqués par la rupture d'un gazoduc dans l'État de Californie.

Aux États-Unis, le Conseil national de la sécurité des transports (NTSB) est parmi les premiers sur les lieux pour enquêter sur les causes des incidents

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Les règlements de la PHMSA s'appliqueront à tous les pipelines situés dans les ZONES CLASSÉES À CONSÉQUENCES ÉLEVÉES ET MODÉRÉES, quelle que soit leur date de construction.

« Généalogie » du pipeline :VALIDATION ET DOCUMENTATION DES PROPRIÉTÉS MÉCANIQUES :.Nuance et spécification.Limite élastique.Résistance à la traction

161 Consultez phmsa.dot.gov pour avoir une définition basée sur des critères des zones classées à conséquences élevées et modérées

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importants concernant les pipelines, mais aussi en cas de catastrophe aéronautique, routière ou marine. Au cours de son enquête sur le pipeline défectueux en Californie, le NTSB a découvert qu'un tronçon cassé de la canalisation était identifié sur les dessins d'exécution comme sans soudure alors qu'il avait été en fait soudé longitudinalement, ce qui veut dire que le pipeline ne respectait pas ses critères de conception d'origine. Le NTSB a donc recommandé que les opérateurs établissent des dossiers sur les pipelines, lorsqu'il n'en existait pas, afin de vérifier que les conditions de fonctionnement correspondent aux spécifications de la canalisation, une recommandation que la PHMSA est en train de transformer en règlement.

Dans son bulletin d'information (ADB-2012-06) relatif au prochain règlement, la PHMSA précise que les opérateurs « doivent s'assurer que les dossiers sont fiables » lorsqu'ils calculent la MAOP et que « ces dossiers doivent être traçables, vérifiables et complets ». La PHMSA définit les dossiers vérifiables comme ceux « pour lesquels les informations sont confirmées par des documents complémentaires, mais séparés. » L'agence a aussi précisé que les opérateurs auraient peut-être à réaliser d'autres actions, comme des contrôles in situ, des mesures de limite d'élasticité et des évaluations non destructives (NDE), ou encore vérifier les caractéristiques d'un pipeline pour pouvoir déterminer une MAOP ou une pression de service maximale (MOP).

« Des dossiers traçables, vérifiables et précis sont essentiels dans l'industrie des pipelines », a expliqué l'administratrice de la PHMSA, Mme Cynthia Quarterman, lorsqu'elle a annoncé le projet de vérification des pipelines en 2012. « Cela nous permet de répondre plus rapidement en cas d'urgence et nous donne un aperçu plus précis de l'infrastructure générale. »

Les pionniers se préparent en amont avant qu'une proposition ne devienne une obligation Les réponses à ce projet de règlement sont naturellement diverses. Certains opérateurs et entreprises ont immédiatement pris le train en marche et sont déterminés à mettre en place leurs dossiers avant que le règlement proposé ne devienne obligatoire en 2015. D'autres attendent de voir ce qui va se passer.

L'Association américaine inter-États du gaz naturel (INGAA), une association commerciale à but non lucratif dont les membres représentent environ les deux tiers des opérateurs de transport de gaz naturel aux États-Unis

encourage une adoption précoce du règlement.Dans une déclaration, l'INGAA indique que ses

membres « se sont engagés, avant la diffusion des règlements fédéraux, à valider systématiquement les dossiers et la pression de service maximale autorisée pour leurs pipelines dans les zones densément peuplées. Les membres de l'INGAA sont en train de mettre en place un processus pour justifier des dossiers traçables, vérifiables et complets avec des exemples de types de dossier. »

Mais au-delà de la nécessité de se conformer à la réglementation, la compréhension des propriétés des pipelines présente d'autres avantages.

Par exemple, en réponse au rapport de sécurité sur les pipelines aux États-Unis de la PHMSA diffusé en 2011, le métallurgiste Kenneth Kraska a indiqué que la préparation des documents requis sur les pipelines permet aux opérateurs de se mettre en conformité avec les codes de l'Institut américain des normes nationales (ANSI). Kenneth Kraska explique que les documents ne sont pas seulement nécessaires pour les contrôles, mais ils permettent aussi, par exemple pour la réalisation de soudures, de trouver des matériaux de remplacement pour la canalisation ou de changer son classement. Il ajoute qu'une opération de soudage effectuée sans une connaissance complète des matériaux en jeu, de la procédure de soudage adaptée ou de la composition du métal d'apport constitue une violation des règles de l'ANSI.

Mais il existe aussi un avantage financier à respecter la réglementation : certains opérateurs perdent de l'argent, car ils ont dû baisser la pression nominale de service de leurs pipelines par manque de données qui pourraient justifier une pression plus élevée. À l'aide de la PMI, ils pourraient découvrir que leurs pipelines peuvent accepter une pression plus élevée et donc une capacité accrue.

Certains opérateurs perdent de l'argent, car ils ont dû baisser la pression nominale de service de leurs pipelines par manque de données qui pourraient justifier une pression plus élevée. À l'aide de la PMI, ils pourraient découvrir que leurs pipelines peuvent supporter une pression plus élevée et donc une capacité accrue.

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Les défauts peuvent limiter à la fois

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Les pressions supérieures aux limites du réseau peuvent provoquer

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Il existe trois attributs interdépendants pour la technologie d'identification positive des matériaux (PMI). Un manque d'informations

sur l'un des attributs peut remettre en cause l'équilibre global.

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Et même si la réglementation de la PHMSA ne s'applique qu'aux États-Unis, des avantages similaires pourraient concerner les transferts de gaz naturel au Moyen-Orient et en Russie et les sables bitumineux du Canada. De plus, la vérification à des pressions de fonctionnement élevées est considérée comme essentielle pour une utilisation sûre des pipelines après leur inversion et leur conversion, des transformations qui se produisent désormais partout dans le monde.

Les techniques de CND permettent d'économiser du temps et de l'argentPour l'ingénierie, la gestion de projet et d'autres disciplines, le triangle est utilisé pour représenter l'interdépendance de certains attributs, comme le temps, le coût et l'étendue d'un projet. Le triangle est également très utile lorsque l'on envisage l'identification positive des matériaux (PMI).

Dans la PMI, un côté du triangle représente la résistance du matériau, un autre la charge ou la pression et le dernier côté symbolise les défauts. Pour éviter que le triangle ne s'effondre, les trois côtés doivent se corréler de manière appropriée.

Par exemple, la résistance est déterminée par la capacité à supporter la pression. Les défauts peuvent limiter à la fois la résistance et la charge. Les pressions supérieures aux limites du réseau peuvent provoquer l'apparition de défauts.

Toutefois, un manque d'informations sur l'un des attributs peut remettre en cause l'équilibre global. S'ils disposent des bonnes informations, les opérateurs peuvent conserver l'équilibre de leur triangle.

Pendant très longtemps, les opérateurs ont dû utiliser des techniques destructrices pour identifier les matériaux de pipelines et la MAOP, en utilisant

une procédure longue et coûteuse qui nécessitait de découper un coupon et de l'envoyer dans un laboratoire pour être testé.

Mais ce n'est plus le cas désormais. En effet, la procédure d'identification positive

des matériaux proposée par le fournisseur mondial de services d'intégrité des pipelines T.D. Williamson (TDW) utilise de multiples technologies non destructrices qui suppriment le besoin de toute découpe dans le pipeline, et elle peut être réalisée pendant que le produit continue à circuler. La PMI de TDW, avec un brevet en instance, offre une plus grande précision avec moins d'efforts, un coût global plus faible et une durée d'exécution réduite.

Qui plus est, ajoute Chuck Harris, responsable de la commercialisation pour la technologie d'intégrité des pipelines chez TDW, la nature prédictive des techniques PMI de TDW signifie qu'elles peuvent réduire le risque de défaillances coûteuses sur le terrain lorsqu'elles accompagnent un programme global de vérification de l'intégrité.

Les résultats préliminaires sont presque instantanésLa solution PMI de TDW inclut de nombreuses méthodes CND (voir les A-B-C sur le tableau PMI de la page opposée).

La procédure débute par la définition de la zone inspectée, se poursuit avec la détermination de la résistance élastique et la résistance à la traction, et se termine par la caractérisation de la composition chimique.

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La procédure débute par la définition de la zone inspectée, se poursuit avec la détermination de la résistance élastique et la résistance à la traction, et se termine par la caractérisation de la composition chimique et l'équivalence carbone. Les résultats sont alors comparés à la spécification API 5L, tableaux 4 et 6, de l'Institut américain du pétrole, afin de confirmer la nuance du matériau du pipeline.

Selon Chris Caraway, responsable des activités CND, la procédure de TDW, qui est réalisée en totalité dans le fossé en environ quatre heures, n'entraîne « aucune destruction sur le pipeline et aucune incidence sur le produit véhiculé dans la tuyauterie. La procédure CND de la PMI ne laisse aucun chemin de fuite potentiel ».

Le temps de compte rendu est aussi beaucoup plus court que les autres méthodes PMI. Les résultats initiaux sont presque instantanés. L'opérateur dispose souvent d'un résultat exploitable avant que les

techniciens ne quittent le terrain. Cinq jours sont en principe nécessaires pour la remise du rapport complet.

Ce qui représente moins de temps que le résultat d'un frottis buccal dans un laboratoire d'ADN.

PMI : caractérisations de l'ADN des pipelinesBien que cela puisse être amusant de retrouver des parents et d'ajouter des feuilles à son arbre généalogique, cette activité comporte toutefois un aspect sérieux. Comme lorsque ce frottis buccal donne des informations potentiellement vitales sur les gènes que vous partagez avec vos ancêtres.

Et en ce sens, la PMI ressemble beaucoup à un test d'ADN sur les pipelines. C'est un moyen d'aller plus loin que les anciens enregistrements et photographies ne le permettent, en donnant des informations au niveau de la cellule, en limitant les risques actuels et futurs et en garantissant la conformité avec les règlements de l'industrie.

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L'OUTIL DE CONTRÔLE DE L'ÉPAISSEUR PAR ULTRASONS (UTT) utilise l'énergie d'un son à haute fréquence pour vérifier l'épaisseur réelle d'une paroi (ATW).

LE « B-SCANNER AUT » scanne les canalisations sur leur circonférence pour détecter la corrosion et d'autres anomalies.

L'INDENTATION SPHÉRIQUE AUTOMATIQUE (ABI) utilise un algorithme sophistiqué pour déterminer la limite élastique du matériau sur la base d'une courbe de résistance à la traction générée par le logiciel de l'équipement.

LA SPECTROMÉTRIE PAR ÉMISSION OPTIQUE (OES) identifie et détermine la concentration en éléments ainsi que la valeur d'équivalent carbone aux fins de soudage.

MAGNÉTOSCOPIE (MT)utilise l'application d'un champ magnétique pour détecter la présence de discontinuités en surface ou proches de la surface.

Exemple de données identifiées par les techniques PMI :

Données sur la limite élastique –Courbe de résistance à la traction

DONNÉES AWT

DONNÉES OES

Données sur la limite élastique – Charge en fonction de la profondeur

LA SOLUTION PMI DE TDW EST UN PROCESSUS PAR ÉTAPES QUI INCLUT CES TECHNIQUES NON DESTRUCTIVES

L' A-B-C de La PMI

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9-12 PPIM Houston (Texas), États-Unis

MARS 2015

17-19 Stoc Expo Rotterdam, Pays-Bas

25-27 Offshore Mediterranean Conference Ravenne, Italie

Événements, articles et conférences de TDW

Moyens de communication

AGA Operations Conference & Biennial Exhibition

19-22 MAI | Grapevine (Texas) | États-Unis

PPIM 9-12 FÉVRIER | Houston (Texas) | États-Unis

World Gas Conference1-5 JUIN | Paris | France

CGA Engineering Conference19-21 AVRIL | Toronto, Ontario | Canada

Atlantic Canada Petroleum Show17-18 JUIN | St. John’s, Terre Neuve | Canada NDT in Canada

15-17 JUIN | Edmonton, Alberta | Canada Stoc Expo17-19 MARS | Rotterdam | Pays-Bas

Offshore Mediterranean Conference25-27 MARS | Ravenne | Italie

Conférence sur le raclage et la gestion de l'intégrité des pipelines

9-12 février 2015 | Houston, Texas, USA | Stands 120 / 122 / 124

SPONSOR ARGENT : T.D. Williamson

En 2015, beaucoup de propriétaires et d'opérateurs de pipelines restent focalisés sur les deux principaux aspects de leur activité : la régularité du flux et l'intégrité des actifs. Aujourd'hui, il est de plus en plus difficile de prendre en compte tous les paramètres : événements géopolitiques imprévisibles, fluctuations des prix du pétrole, demande des actionnaires d'augmenter la production, de garantir la sécurité de l'exploitation et de maximiser les rendements.

Pour aider les participants au salon PPIM à faire face aux défis uniques posés par le marché et atteindre leurs objectifs, TDW propose des avis d'experts sur des sujets comme : la récupération du GNL dans les réseaux de gaz humides ; la détection avancée et interactive des menaces ; la vérification des matériaux des canalisations ; l'enlèvement de la paraffine ; et l'expansion et la maintenance des réseaux.

Réservez du temps dès maintenant avec un expert du sujet traité : tdwontour@tdwilliamson.com

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

MAI 2015

19-22 AGA Operations Conference & Biennial Exhibition

Grapevine, Texas, USA25-28 Petroleum Economics Workshop Dubaï, Émirats arabes unis

1-5 World Gas Conference Paris, France

2-5 Oil & Gas Asia Kuala Lumpur, Malaisie

15-17 NDT in Canada Edmonton (Alberta), Canada

17-18 Atlantic Canada Petroleum Show St. John’s, Terre Neuve, Canada

23-26 MIOGE Moscou, Russie

JUIN 2015

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

Atlantic Canada Petroleum Show17-18 JUIN | St. John’s, Terre Neuve | Canada

Petroleum Economics Workshop25-28 MAI | Dubaï | Émirats arabes unis

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

Stoc Expo17-19 MARS | Rotterdam | Pays-Bas

AVRIL 2015

17-18 ASME 2015 Inde New Delhi, Inde

19-21 CGA Engineering Conference Toronto, Ontario, Canada

ASME 2015 Inde17-18 AVRIL | New Delhi | Inde

MIOGE23-26 JUIN | Moscou | Russie

Max détestait l'eau et Ron le savait. Max n'aimait pas du tout nager. À dire la vérité, il ne se lavait même pas régulièrement.

Mais ce jour était différent des autres. Au milieu des roseaux dans un marécage canadien, Max s'est mis à bondir aussi vite que ses pattes le lui permettaient, en oubliant qu'il se déplaçait dans de l'eau jusqu'à la poitrine.

Max et Ron tentaient de repérer depuis trois jours une fuite de gaz à basse pression dans un pipeline en béton endommagé datant des années 1950, quand tout à coup, se souvient Ron, Max « est devenu comme fou ». Au bout de quelques secondes, Max avait

plongé dans la gadoue, signalant ainsi à Ron qu'il avait senti l'odeur du mercaptan.La récompense de Max ? Une caresse appuyée derrière les oreilles et un biscuit pour chien. Vous avez sans doute déjà deviné que Max était un chien. Un berger allemand pour être exact, qui avait

été spécialement entraîné à utiliser son odorat pour détecter des drogues. Et Ron Mistafa est le propriétaire de Detector Dog Services International Ltd, une entreprise basée à Calgary, Alberta, qui utilise des « chiens renifleurs » entraînés pour détecter les fuites dangereuses sur les pipelines. Ron a sorti Max de sa retraite en espérant que l'ancien chien policier pourrait utiliser ses capacités et sa formation pour identifier et limiter les dommages causés par les tiers, longtemps considérés comme la plus grande menace pour l'intégrité et la sécurité des pipelines partout dans le monde.IN

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Plusieurs expertises

permettent de détecter les

dommages causés par les tiers

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Dommages causés par les tiers : un problème qui ne connaît pas les frontièresJeff Foote, directeur des technologies de l'intégrité des pipelines au sein de l'entreprise mondiale de services sur les pipelines T.D. Williamson, analyse les dommages causés par les tiers depuis une dizaine

d'années. Son intérêt pour le sujet s'est éveillé lorsqu'il s'est investi dans l'Association des oléoducs, un organisme regroupant les opérateurs de pipelines aux États-Unis qui a étudié les causes des incidents sur les pipelines.

Bien que le groupe ait identifié d'autres problèmes à l'origine des défaillances de pipelines, dont les défauts structurels, la fatigue, l'âge et même les erreurs d'opérateur, les dommages causés par les tiers apparaissaient clairement en tête de liste. Une cause majeure de dommages provient des excavations sur les utilités dans les droits de passage partagés, au cours desquelles les dents des pelles mécaniques géantes viennent racler l'extérieur des pipelines. Mais les pelles mécaniques ne sont pas la seule source potentielle de dommages : même un simple fermier en train de cultiver son champ peut provoquer une bosse, voire une explosion, sur un pipeline.

Certaines situations ne connaissent pas les frontières nationales.

CEPA, l'Association canadienne des pipelines pointe les « dommages accidentels causés par les excavations et les constructions autour des pipelines » comme « l'une des causes principales de dommages sur les pipelines ».

De même, les 17 plus gros opérateurs de systèmes de transport de gaz qui composent le Groupe européen des données d'incidents sur les gazoducs (EGIG) indiquent que les sources externes sont, et de loin, la cause la plus importante d'incidents provoquant des pertes de gaz.

Et aux États-Unis, l'Administration de la sécurité

des pipelines et matières dangereuses (PHMSA) considère les « tiers qui creusent à proximité des pipelines enterrés comme la plus grande menace pour la sécurité des pipelines ».

Face à cette préoccupation partagée, il existe heureusement des solutions de détection et de réparation de dommages largement diffusées, y compris des technologies nouvelles et innovantes,

depuis les chiens renifleurs comme Max jusqu'aux microphones virtuels ou les outils d'inspection en ligne. Et chaque solution trouve sa place dans un programme global d'intégrité des pipelines.

La traque des odeurs : chiens renifleurs, aller droit à la sourceLa raison qui fait qu'un chien peut détecter les fuites sur un gazoduc est aussi facile à trouver que son museau : le sens de l'odorat d'un chien est de 10 000 à 100 000 fois plus développé que le nôtre. Pour donner une idée, si nous parlions de la vision au lieu de l'odorat, un objet visible par une personne à une distance de 500 m pourrait être vu aussi clairement par un chien à une distance de 4 800 km.

Mais ce n'est que l'une des aptitudes innées qui donnent aux chiens un avantage pour localiser une fuite, dit Ron Mistafa.

Non seulement les chiens peuvent être entraînés à détecter des milliers de substances, mais ils peuvent détecter des volumes de produit répandu aussi faibles que 0,07 ml. Les chiens sont aussi faciles à déplacer et capables de parcourir de grandes distances, ce qui leur permet d'inspecter chaque jour de grandes longueurs de canalisations. Et ils s'acquittent généralement très rapidement de leurs tâches : Ron Mistafa dit que l'un de ses chiens a pu trouver une fuite dans un temps record de cinq minutes.

Les chiens sont aussi très précis pour localiser un lieu. « Lorsqu'un chien commence à creuser, c'est là que se trouve la fuite », explique Ron Mistafa. « L'opérateur n'a donc à creuser qu'une fois pour effectuer la réparation. »

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CLASSEMENT PAR CAUSE DES INCIDENTS SURLES PIPELINES

DOMMAGES CAUSÉS PAR LES TIERS | 48,4 %

AUTRES ET NON CONNUS | 6,6 %

PERÇAGE EN CHARGE EFFECTUÉ PAR ERREUR | 4,8 %

MOUVEMENT DU SOL | 7,4 %

CORROSION | 16,1 %

DÉFAUT DE CONSTRUCTION/ DÉFAILLANCE DU MATÉRIAU | 16,7 %

23

Source : EGIG

Les solutions qui viennent du ciel : les drones permettent une détection préciseMême si les chiens sont imbattables pour renifler le sol, les opérateurs se tournent de plus en plus vers les drones, ou « véhicules aériens sans pilote » (UAV) si vous préférez, pour rechercher une fuite à partir d'une vue aérienne.

Tandis que l'Europe peaufine encore sa réglementation en matière d'UAV, les États-Unis viennent d'accorder à la compagnie pétrolière BP la première approbation pour effectuer des vols sans pilote sur leur sol. Les drones ont été approuvés au Canada pour une utilisation commerciale depuis 2008. Le leader national pour les solutions de « reconnaissance aérienne » est ING Robotic Aviation, une société basée à Ottawa, Ontario, créée et gérée par Ian Glenn.

Ian Glenn a conduit des missions UAV pour la Marine royale canadienne en Afghanistan et est revenu dans le secteur civil lorsque la participation du Canada aux combats en Afghanistan a cessé. ING Robotic Aviation effectue aujourd'hui des vols au-dessus du Canada et de l'Arctique, en fournissant des services de cartographie, d'inspection et de surveillance pour des clients des secteurs de la forêt, des mines, des utilités, du pétrole et du gaz.

« Rien qu'en Alberta, il existe environ 430 000 km

de pipelines », dit Ian Glenn. « La surveillance de ces pipelines est une tâche herculéenne. Parmi les méthodes traditionnelles, aucune autre technologie que les drones ne permet de collecter autant d'informations détaillées de manière aussi rapide, économique et sûre. »

À titre d'exemple, Ian Glenn dit qu'un UAV équipé d'un capteur multispectral à haute résolution peut observer des modifications dans la végétation, comme la disparition de l'herbe et des plantes, pouvant signaler une fuite sur un pipeline. De plus, ces reconnaissances par avion permettent aux opérateurs de découvrir les dommages sur les pipelines avec moins de risques et une plus faible empreinte écologique, ajoute Ian Glenn.

« Une bonne gestion de l'intégrité des pipelines associe le nettoyage, des informations sur la pression et une surveillance externe ». « Nous sommes une pièce importante du puzzle. »

Mais quelle que soit la combinaison d'actions que les opérateurs utilisent pour résoudre les problèmes de détection de fuite, Ian Glenn aime à préciser : N'appelez pas ces UAV des « drones ».

« Nous évitons d'utiliser ce mot », dit-il en riant. « Réfléchissez : il y a des drones espions et des drones

tueurs. Ça n'est pas toujours très positif, n'est-ce pas ? Pour nous il s'agit d'avions

équipés de robots. »

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« Une bonne gestion de l'intégrité des pipelines associe le nettoyage, des informations sur la pression et une surveillance externe ». « Nous sommes une pièce importante du puzzle. » — Ian Glenn, PDG, ING Robotic Aviation Inc.

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Des oreilles dans le sous-sol : une écoute intelligente Puisque les chiens s'appuient sur leur odorat et les UAV sur leur vision, il apparaît logique qu'une autre innovation dans la détection des dommages sur les pipelines utilise le son.

Grâce à sa technologie de détection acoustique distribuée (DAS) à base de fibres optiques, la société OptaSense, basée au Royaume-Uni, déploie ce qu'elle appelle « une paire d'oreilles » environ tous les 10 m tout le long d'un pipeline pour surveiller les activités des tiers susceptibles de provoquer des dommages, qu'il s'agisse de personnes, de chutes de rochers ou de véhicules en mouvement. Selon le Dr Chris Minto, directeur des opérations chez OptaSense, la DAS peut permettre de détecter instantanément un problème, son emplacement et sa typologie.

Chris Minto donne l'exemple suivant des capacités de la technologie : « Nous pouvons détecter une tentative de pillage du produit par creusement suffisamment tôt pour que quelqu'un puisse intervenir avant que la canalisation ne soit percée. »

L'entreprise a récemment étendu ce qu'elle appelle la capacité de détection à Internet, en lançant des applications sur des appareils mobiles qui utilisent les capteurs de la DAS et permettent aux propriétaires d'être « au cœur de l'action ».

« Imaginez que l'on vous guide sur le bon chemin jusqu'à ce que vous soyez au point qui vous intéresse », explique Chris Minto. « Les applications pour téléphone portable et tablette trouvent leur utilité, mais les communications sont essentielles, de même qu'une méthode contrôlée pour confirmer l'emplacement d'un problème. C'est très utile, car les directions et les indications kilométriques peuvent être vagues. »

La vérification interne : l'inspection en ligne peut empêcher les catastrophesJeff Foote, de TDW, convient que les méthodes « uniques et créatives » pour identifier les dommages sur les pipelines constituent une approche holistique en matière d'évaluation et de gestion de l'intégrité. Mais il alerte sur le fait que les chiens renifleurs, la surveillance aérienne et les fibres optiques ne remplacent pas un bon programme d'inspection en ligne (ILI) pour détecter les fissures, les déformations et les autres défauts, des problèmes qui peuvent se traduire en catastrophe en cas de variation cyclique de la pression.

« L'inspection en ligne est une action fondamentale parmi toutes celles que les opérateurs doivent réaliser pour maintenir l'intégrité », dit-il.

« C'est aussi la première ligne de défense, car l'ILI peut révéler des bosses, des entailles ou d'autres dommages avant qu'ils ne puissent entraîner une fuite ou une rupture. »

« La bosse sur laquelle on ne sait rien peut ne pas être considérée comme une menace immédiate », dit Jeff Foote. « Mais elle pourrait provoquer en peu de temps une fuite grave dans l'environnement ou une rupture de canalisation qui entraînerait une explosion et des conséquences majeures pour la sécurité publique. »

Parmi les outils disponibles pour les clients de TDW figurent les moyens d'inspection par mesure des déformations (DEF) et de la géométrie (LGT), qui permettent d'identifier les bosses, et le contrôle par perte de flux magnétique (MFL) qui localise les pertes de métal, typiquement consécutives à un contact avec une tractopelle.

« Nous proposons aussi une technique d'inspection magnétique sous faible champ (LFM) qui permet d'identifier les modifications locales des propriétés du métal près de la zone d'une bosse sur une canalisation », ajoute Jeff Foote. « Il est essentiel de prévenir l'apparition possible d'une fissure et d'un défaut par fatigue sur la bosse d'une canalisation qui a tendance à s'arrondir sous l'effet de la pression. »

En associant ces méthodes d'inspection et une analyse complète, TDW peut fournir des rapports qui hiérarchisent les risques sur les bosses et qui seront très utiles à un opérateur pour son programme global d'évaluation des risques.

Selon Jeff, dans un monde parfait, les dommages causés par les tiers seraient éliminés grâce à la prévention. Les opérateurs font des efforts pour aller vers cet idéal : pensez aux panneaux d'avertissement, repères de canalisations, périmètres de sécurité, calculs de charges liées aux explosifs et aux roues de véhicules, et, aux États-Unis, à la campagne de sensibilisation lancée par l'État « 8-1-1 Appelez avant de creuser ».

Pourtant, dans la réalité, des dommages sur les pipelines continuent à être provoqués par des tiers.

Avant que l'ambition de Jeff ne soit atteinte, notre industrie devra donc continuer à utiliser toutes les pièces du puzzle de l'intégrité. Les chiens vont continuer à renifler, les drones à observer et les microphones à écouter, et les inspections en ligne intelligentes resteront encore un bon moyen pour découvrir des anomalies avant qu'elles n'aient des conséquences graves.

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« Que ce soit dans un atelier d'entretien ou une usine, c'est étonnant ce que vous pouvez faire avec simplement un bloc de papier et un marqueur. Commencez par écrire le mot « Sécurité » dans la partie haute. Dites à votre personnel de noter en dessous tous les problèmes qu'ils ont en tête », explique-t-il. « Ensuite, vous ajoutez une colonne pour indiquer le responsable de l'action, une autre pour la date de fin prévue et une troisième colonne vide pour la date de fin réelle. »

L'étape suivante consiste à discuter des sujets et à les hiérarchiser. Bien que la liste puisse paraître longue au début, chaque fois qu'un trait est tiré sur un problème résolu, « les gens se sentent à nouveau investis comme s'il faisaient partie d'une communauté, d'une équipe au lieu d'être simplement un numéro », dit Barry Hollis.

Et quand les gens se sentent à nouveau investis et écoutés, ils sont moins enclins à enfreindre les règles. C'est une démarche gagnant-gagnant pour la sécurité.SCÉNARIO 3

UN OURS DANS VOTRE JARDIN : SÉCURITÉ DES PROCÉDÉS ET PRÉVENTION« Les ours dans le jardin », les incidents de sécurité sur le procédé, sont généralement caractérisés par « une fréquence faible et une sévérité importante ». Il s'agit d'incidents qui entraînent des blessures multiples et des dommages importants sur les installations et/ou l'environnement, comme ont pu en faire état les médias récemment à la suite d'incidents et de déversements intervenus sur des pipelines.

Il existe de nombreux facteurs pouvant avoir un impact négatif sur la sécurité des procédés, mais le plus flagrant est sans doute l'incapacité à reconnaître et accepter la réalité. Le fait de nier que les ours existent, ou de prétendre qu'ils ne peuvent pas vous faire de mal, peut conduire à des erreurs fatales.

En tant que responsable d'un service fonctionnel, vous savez que votre entreprise a investi de l'argent pour disposer d'outillages adaptés. Vous vous efforcez d'appliquer les meilleures procédures et politiques. Il est cependant notoire que plus les gens s'élèvent dans la hiérarchie de l'entreprise, plus ils ont tendance à oublier les réalités opérationnelles, et l'écart entre la perception et la réalité du terrain peut entraîner une augmentation des risques.

Bien sûr, sur le papier, les conditions sont parfaites pour vos équipes : elles travaillent sur un sol parfaitement nivelé, avec les bons équipements et dans des conditions météo favorables, mais sur le terrain, la réalité peut être différente. « Supposons qu'au lieu de circonstances idéales, vous vous trouviez dans une petite zone clôturée au milieu d'une ferme », dit Barry Hollis. « Le pipeline n'est pas conforme aux spécifications originales, l'excavation est mal exécutée, votre équipe n'a pas d'échafaudage, et [contrairement à ce que vous aviez prévu] ils utilisent une tractopelle et des élingues pour faire le travail. »

Lorsque les accidents arrivent, il est facile de reprocher aux opérateurs de ne pas avoir respecté le protocole, mais, comme le souligne Barry Hollis, il peut être difficile « de rédiger une procédure de sécurité parfaite pour une situation imparfaite. »

Comment allez-vous donc faire pour ne plus être « déconnecté de la réalité » ? Quittez votre bureau. En ne travaillant que sur des concepts et non pas sur les faits réels, les projets, le personnel et l'environnement deviennent soumis au risque. Lorsque les opérateurs sont contraints d'improviser avec les équipements et l'exécution pour effectuer leurs tâches dans des conditions imprévues, les conditions de sécurité doivent s'adapter à ces conditions nouvelles. Pour ne plus risquer d'être déconnecté de la réalité, Barry Hollis assure qu'il est essentiel de quitter son bureau afin de voir ce qui se passe sur le terrain. « Vous devez vous lever, aller dans l'atelier ou sur le chantier, voir ce qui se passe réellement et agir en conséquence », dit-il.

L'analyse finaleDes erreurs peuvent toujours être commises, c'est pourquoi vous devez prévoir et fournir des outils aux opérateurs qui préviennent toute erreur lors de certaines phases cruciales d'un travail. Créez un climat de confiance parmi vos opérateurs et définissez des systèmes et des procédés robustes contre les « ours ». Prétendre que les ours n'existent pas, ou tout simplement ne rien changer, ne suffit pas pour maintenir en sécurité votre personnel et vos biens.

Barry Hollis est persuadé qu'une culture de sécurité d'entreprise dépassée peut être l'ours le plus dangereux qui soit, et il fait remarquer que l'industrie du pétrole et du gaz continue à considérer la sécurité du personnel comme le seul indicateur du taux d'incidents global. « Mais zéro incident ne signifie pas nécessairement être en sécurité », explique-t-il. En effet, zéro ne correspond pas toujours à zéro dans un environnement où les accidents ne sont pas régulièrement signalés et où les données sur les quasi-incidents (qui sont bien plus fréquents que les incidents réels) ne sont pas correctement prises en compte.

« Vous devez remonter le fil conducteur pour trouver les vrais indicateurs qui décrivent la culture d'entreprise », dit-il. Votre entreprise est-elle intègre ? Avez-vous le courage de dire non à une opportunité immédiate ou un « besoin » pressant lorsque vous savez que vos équipements n'ont pas été correctement entretenus ? Cette industrie doit acquérir une culture d'apprentissage. Peu importe qu'il s'agisse de sécurité, de qualité, de production ou de finance… Il s'agit de savoir si vous pouvez apprendre rapidement à partir des incidents vécus par les autres et par votre équipe et si vous pouvez rapidement vous adapter ou modifier votre vision. Vous devez être responsable. Au bout du compte, nous devons tous nous poser cette question : « Comment savons-nous que les ours sont bien là et que faisons-nous pour les garder à distance ? »

La sécurité, c'est important SUITE DE LA PAGE 9

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Perspectives futures SUITE DE LA PAGE 11

décennies. »Et bien qu'il existe par ailleurs plusieurs méthodes

pour capturer le CO2, la plupart des industriels conviennent qu'une seule méthode de transport est réaliste : le pipeline.

Opportunités pour l'avenir

Le Dr Mike Kirkwood est directeur du Développement du marché des transmissions chez T.D. Williamson (TDW). La société est expérimentée dans le nettoyage et l'inspection des pipelines qui transportent le CO2 d'origine naturelle vers les puits de production pour améliorer la récupération de pétrole. M. Kirkwood précise que le pipeline est un choix optimal pour le transfert du CO2 comprimé vers les sites de stockage, car les pipelines ont un historique de sécurité remarquable et les technologies existantes sur les

pipelines, comme les techniques spéciales de soudage et d'installation de vannes,

peuvent être optimisées avec les nouvelles configurations de CCS.

Mais Mike s'empresse d'ajouter que le transport par pipeline présente aussi des

difficultés. Le piquage sur une conduite de CO2 en charge nécessite par exemple d'énormes

précautions. Le CO2 est très sensible aux modifications de température et de pression, et de légères variations, habituelles pendant une opération de piquage en charge ou de nettoyage, peuvent déclencher la transformation de la phase gazeuse en phase liquide ou solide, créant ainsi de la glace carbonique susceptible d'endommager ou d'obturer le pipeline. Un autre problème est que la plupart des outils d'inspection des pipelines contient des composants en uréthane. L'uréthane est particulièrement apprécié pour ses qualités d'élasticité et de résistance à l'abrasion. Mais l'uréthane absorbe naturellement le CO2, ce qui peut provoquer, dans certaines circonstances telles qu'un changement de pression, le gonflement de l'uréthane. M. Kirkwood précise que c'est pour cela qu'un certain nombre d'outils d'inspection en ligne doivent être reconçus ou des procédures spéciales élaborées.

Pour finir, le problème de la corrosion se pose. Bien que les pipelines en acier au carbone soient considérés comme l'option la plus durable et la plus économique pour le transport CCS, ils sont aussi extrêmement sensibles à la corrosion. Le CO2 capturé est corrosif par nature et, combiné avec les autres impuretés, il peut produire un mélange très corrosif.

Le résultat ? « Vous aurez probablement à réaliser davantage d'inspections », ajoute M. Kirkwood. « Cela va dépendre de

l'engagement des entreprises de service pour aider les opérateurs à gérer et exploiter ces réseaux de pipelines. »

Créer une impulsion

Selon le CCSA, en février 2014, on recensait 21 projets CCS de grande échelle en fonctionnement ou en préparation dans le monde. En Norvège, le vieux site Sleipner, généralement considéré comme l'un des plus anciens projets CCS dans son genre, est toujours en activité. Depuis le démarrage de son exploitation en 1996, le site Sleipner « a capturé chaque année environ 1 million de tonnes de CO2 issues de la production de gaz et les a injectées dans une formation saline profonde sous la mer du Nord », déclare Warren.

Au Royaume-Uni, le projet en cours White Rose vise à capturer le CO2 émis par une installation charbon/biomasse, tandis qu'un projet similaire appelé Peterhead capturera le CO2 provenant d'une centrale électrique au gaz fossile.

On peut également citer SaskPower, une entreprise canadienne, qui a rajouté en octobre 2014 une installation CCS à sa centrale électrique Boundary Dam dans la Saskatchewan. On prévoit que ce projet permettra de réduire les émissions de carbone de 90 % dans cette centrale alimentée au charbon.

« SaskPower a permis de réaliser des progrès importants en apportant une solution viable sur le plan technique, environnemental et économique pour l'application du CCS aux centrales électriques », dit Warren, tout en ajoutant que des installations comme Boundary Dam serviront d'impulsion pour des projets similaires partout dans le monde.

En outre, le CCSA a indiqué qu'un certain nombre de régions prévoient de développer des réseaux de pipelines qui permettront de collecter de manière économique les émissions de CO2 provenant de nombreuses sources. Le projet White Rose au Royaume-Uni, par exemple, inclura le « Yorkshire Humber CCS Trunkline », un pipeline capable de transporter une grande quantité de CO2 provenant de centrales d'énergie et d'usines. Des projets de pipeline similaires sont en cours de développement en Alberta et en Australie.

Peut-être qu'un jour vous entrerez dans une supérette pour acheter une bouteille de boisson qui ressemble à l'EV-EON fictive. Mais en attendant, les innovateurs du monde entier, représentant un grand nombre d'industries, travaillent pour faire de la

technologie CCS un moyen pratique et sûr de réduire les émissions de CO2 et protéger

la Terre des effets destructeurs du changement climatique.

PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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FLUX DU PRODUIT

FLUX DU PRODUIT

· Évaluation des dommages

· Analyse des causes et des effets

· Élaboration d'un plan de réparation

· Matériaux

· Matériaux

· Équipements

· Ressources

· Services (contrats)

· Personnel

· Matériels

· Prestataires de services

· Réparation

· Remise en état

· Rétablissement du flux

1 2 3 4ÉVALUER APPROVISIONNER MOBILISER EXÉCUTER

ENCHIFFRES étapes de l'EPRSLes quatre

Réduire les conséquences d'une défaillance catastrophique.

DANS LE MODÈLE RÉACTIF DE RÉPONSE À UNE CRISE, les opérateurs ne peuvent réagir aux incidents seulement après qu'ils se soient produits, ce qui signifie qu'ils sont souvent mal préparés et mal équipés pour atténuer l'effet des nombreuses conséquences induites. Le modèle réactif augmente

non seulement le risque au niveau de la sécurité et de l'impact environnemental, mais il induit aussi des temps d'indisponibilité

notablement plus longs et des dommages à long terme sur la réputation de l'opérateur de ses actions.

1

MODÈLE RÉACTIF DE RÉPONSE À UNE CRISE

RÉACTIVITÉOPÉRATIONNELLE

ET PROACTIVE

2 3EN ADOPTANT LE MODÈLE PROACTIF EPRS, les opérateurs préparent l'évaluation (notamment l'analyse des écarts), les approvisionnements (en particulier pour les matériels et équipements à délai de livraison long) et les phases de mobilisation de leurs protocoles d'urgence avant qu'un incident ne se produise. Les opérateurs sont ainsi bien armés pour rendre leur zone de travail sûre et assurer le nettoyage, les réparations, le redémarrage de la production et le rétablissement du flux en un minimum de temps.

PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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L'EPRS ne réduit pas la probabilité de défaillance, il réduit les conséquences d'une défaillance.

PIPELINE REMIS EN SERVICE(temps d'indisponibilité notablement réduit avec le modèle EPRS)

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E(système de réparation d'urgence des pipelines)étapes de l'EPRS

Réduire les conséquences d'une défaillance catastrophique.

1 2 3 4

AVANTAGE DE L'EPRSContrairement au simple fait de contracter une assurance pour la construction d'un nouveau pipeline, l'EPRS anticipe les risques potentiels et assure la couverture adaptée. Il permet une atténuation des effets, une réparation et une remise en état

dans le délai le plus court possible. L'adoption du modèle EPRS implique bien sûr un engagement considérable, car il nécessite d'anticiper un grand nombre d'événements futurs, mais, comme le dit l'adage, « mieux vaut prévenir que guérir ».

TEMPS D'INDISPONIBILITÉ PLUS IMPORTANT

TEMPS D'INDISPONIBILITÉ

MINIMAL

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Amérique du Nord et du Sud

Europe / Afrique / Moyen-Orient

Asie-Pacifique

Services offshore

+1 918 447 5000

+32 67 28 3611

+65 6364 8520

+47 5144 3240

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