Innovations™ Magazine January - March 2014 French

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INNOVATIONS•JANVIER-MARS2014
2 | PERSPECTIVES
DE LA DIRECTION
L’entreprise familiale.
4 | PERSPECTIVE MONDIALE
Solutions pour conduites sous
pression à travers le monde.
6 | FOCUS TECHNOLOGIQUE
L’innovation pour de meilleurs
résultats et une sécurité
renforcée.
8 | QUESTIONS DE SÉCURITÉ
La formation fait la différence
dans un secteur en évolution.
10 | PENSER À L’AVENIR
Technologies pour un monde
vieillissant.
13 | RAPPORT SUR LE
MARCHÉ
Réaffecter les pipelines pour
répondre à la demande
croissante d’énergie.
20 | POINTS DE CONTACT
Événements, documents et
conférences TDW.
28 | ZOOM SUR
Les quatre étapes pour
l’intégrité des pipelines.
14 | En couverture : Déchiffrer le code des fissures
Une 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 GNL
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).
D I V I S I O N S
RÉDACTEUR EN CHEF Jim Myers Morgan
DIRECTEUR DE RÉDACTION Waylon Summers
DIRECTEUR ARTISTIQUE Joe Antonacci
PRODUCTION DE CONCEPTION Mullerhaus.net
PRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward Mankin
PHOTOGRAPHIE Scott Miller, Nathan Harmon, Jeremy Charles
T.D. Williamson
Amérique du Nord et du Sud : 918-447-5500
Europe/Afrique/Moyen-Orient : 32-67-28-36-11
Asie/Pacifique : 65-6364-8520
Services Offshore : 832-448-7200
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V O L . V I , N ° 1 | J A N V I E R - M A R S 2 0 1 4
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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10 22
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
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Services Offshore : +1 832-448-7200
Technologie d’inspection de pipelines SpirALL® MFL
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INNOVATIONS•JANUARY-MARCH2014
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 WILLIAMSON
PRÉSIDENT 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 pipelines
pour des décennies à venir. »
PERSPECTIVES DE LA DIRECTION
L’entreprise Familiale

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RACCORDEMENT EN Y
BESOIN : Obturer pour installer un
raccordement en Y
RÉGION : Golfe du Mexique
TAILLE : Pipeline de DN 750 (30”)
PRESSION : 900 psi
PRODUIT DANS LA CONDUITE : Gaz
nature
LLONGUEUR : ~ 300 mètres (1 000 pieds)
SERVICES : Obturation sous-marine
MOYEN 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 enY.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 décollé
Les 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 engagéTDW pour aider à améliorer son
programme d’assurance de l’intégrité des pipelines.Des
techniciens d’inspection de lignes spécialement formés
et certifiés parTDW,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 9 000 000
A 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’opération
visait 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 direction
T.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 sécurité
Poursuivant 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
interactif
D. 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.
8
Q U E S T I O N S D E S É C U R I T É

11
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
10
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 WILSON
DIRECTEUR DE LA TECHNOLOGIE,
T.D. WILLIAMSON
> STOPPLE®Train Plugging System
POUR
UN

12
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
13
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 Wilson
Directeur de la technologie, T.D. Williamson»

14
INNOVATIONS•JANVIER-MARS2014ENCOUVERTURE
15
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 CACHÉ
Les 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’OUTILS
Les 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.
17
16
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®

18
Ce sont des fissures qui ont causé la catastrophe
de Mayflower. Les fissures sont mauvaises.
LES PROMESSES NON TENUE DE L’EMAT
L’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 UNIQUE
On 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 LIGNES
TDW 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.
19
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

21
20
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.
JANVIER 2014 FÉVRIER 2014
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
MARS 2014 AVRIL 2014
Points deContact
Association internationale sur l’intégrité des équipements sous pression
19-21 février | Banff, AB | Canada
Conférence nationale des opérations CGA
30 mars – 1er avril | Vancouver, Colombie-Britannique | Canada
Marcellus Utica Midstream
28-30 janvier | Pittsburgh, Pennsylvanie | États-Unis
2014 PPIM
10-13 février | Houston, Texas | États-Unis
Subsea Tiebacks
4-6 mars | San Antonio, Texas | États-Unis
NACE Corrosion 2014
9-13 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 ASME
10 avril | Pasadena, Texas | États-Unis
Opérations de l’Institut de l’énergie de l’Ouest
22-25 avril | Indian Wells, Californie | États-Unis
Conférence sur la technologie de
pipeline en mer (OPT) 2014
26-27 février | Amsterdam | Pays-Bas
Séminaire FFU
30 janvier | Sola | Norvège
Forum international de l’énergie de Moscou
21-23 avril | Moscou | Russie
Gastech 2014
24-27 mars | Séoul | Corée du Sud
OTC Asie
25-28 mars | Kuala Lumpur | Malaisie
Indique que TDW présentera un livre blanc à cet événement

22
INNOVATIONS•JANVIER-MARS2014REPORTAGE
23
• 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

24
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 pipelines
Les 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 limitées
En 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 EIA
3-4 MILLIONS DE BARILS/J
PROJETS EIA
5 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.
INNOVATIONS•JANVIER-MARS2014REPORTAGE
25

26 27
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 dilbit
Les 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 intégrité
M. 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.

Avez-vous besoin d’aide pour développer un programme
de nettoyage ? En savoir plus sur les différents
produits et services de raclage offerts par TDW.
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.
Identifiez les menaces et réduisez les risques d’intégrité
en obtenant plus d’informations sur les technologies
d’inspection de lignes complètes de TDW.
Valider les risques liés à l’intégrité pour mieux
connaître vos infrastructures en apprenant plus
sur les prestations CND de TDW.
28 29
ZOOM SUR QuatreÉtapes pour L’INTÉGRITÉ DES PIPELINES
LE NETTOYAGE
Un 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 DESTRUCTIF
Les 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 RÉPARATION
Une 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.

Partenariat de confiance
Depuis quatre générations, des entreprises du monde
entier font confiance à l’engagement de tous les instants
de TDW pour assurer la performance de leurs pipelines.
Vous pouvez également nous faire confiance.
Amérique du Nord et du Sud :
Europe/Afrique/Moyen Orient :
Asie/Pacifique :
Services Offshore :
+1 918-447-5000
+32 67-28-36-11
+65 6364-8520
+1 832-448-7200
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