Innovations™ Magazine NO.1 2015 - French

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devez pas manquer.
IVP.
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8
According to PHMSA,
that amounts to
76,000
MILESof gas transmission
pipeline.
The new regulations apply to all steel gas transmission
lines — Class 3; Class 4; all high consequence areas
(HCAs); and Class 1 and 2 pipe in higher risk locations,
also known as moderate consequence areas (MCAs).
Eventually, these regulations will also apply to hazardous liquids pipelines.
Are your
pipelines included?
PHMSA defines ‘Moderate
consequence’ as “an onshore
area that is within a potential
impact circle, containing one
or more buildings intended for
human occupancy, an occupied
site, or a designated Federal
interstate, expressway, or 4-lane
highway right-of-way, and does
not meet the definition of high
consequence area.”
HCA MCA
CLASS 1 1,660 (est.) 24,177
CLASS 2 1,412 (est.) 14,750
CLASS 3 15,854 (est.) 17,097
CLASS 4 752 (est.) 210
TOTAL 19,768 (est.) 56,234
HCAs and Est. MCA Mileage
Total Estimated HCA + MCA Mileage = ~ 76,000 miles
Scope of Proposed IVP Process Estimated to Apply
to Approximately 76,000 miles of GT Pipeline

1
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 1•2015
2 | PERSPECTIVES DE LA
DIRECTION
Se préparer pour le
« Bouleversement des équipes »
4 | PERSPECTIVE MONDIALE
Commentaires 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 FUTURES
Capture 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 CHIFFRES
Les quatre étapes de l'EPRS
(système de réparation d'urgence
des pipelines)
14 | PHMSA : conformité au niveau de la cellule
Les 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 Morgan
DIRECTEUR DE LA RÉDACTION Waylon Summers
DIRECTEUR ARTISTIQUE Joe Antonacci
PRODUCTION CONCEPTUELLE Kat Eaton, Mullerhaus.net
PRODUCTION NUMÉRIQUE Jim Greenway, Ward Mankin
ILLUSTRATION Élément invisible
PHOTOGRAPHIE Mauricio Ramirez, Adam Murphy, Chad Kirkland
T.D. Williamson
Amérique du Nord et du Sud +1 918 447 5000
Europe/Afrique/Moyen-Orient +32 67 28 3611
Asie-Pacifique +65 6364 8520
Services offshore +47 5144 3240
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V O L . V I I , N ° 1 | 2 0 1 5
Le magazine Innovations™ est une publication trimestrielle de T.D. Williamson.
®Marque déposée de T D. Williamson, Inc. aux États-Unis et dans d'autres pays. ™ Marque commerciale de T.D. Williamson, Inc. aux États-Unis et dans d'autres pays.
© 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.
10
14 22

2
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 ROGERS
VICE-PRÉSIDENT, INTÉGRITÉ
GLOBALE DES PIPELINES,
T.D. WILLIAMSON
PERSPECTIVES DE LA DIRECTION
Pourquoi la montre en or ?

3
« 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. »

4
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 Johnson
PRÉSIDENT, 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
5
Commentaires 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 Fletcher
VICE-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 Mejia
DIRECTEUR, AMÉRIQUE LATINE, T.D. WILLIAMSON

6
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 égaux
Parmi 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
6

7
BIN 1
BIN 2
BIN 3
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.

8
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
et

9
SCÉNARIO 1
NE LAISSEZ PAS DORMIR LES OURS :
INVESTIR DANS LA SÉCURITÉ DES ANCIENS
ÉQUIPEMENTS
Les 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
PROTOCOLES
La 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 des
dangers au travail : vous définissez des règles et des
protocoles, et vos employés les respectent, mais les
choses 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. »
SUITE PAGE 26

10
PERSPECTIVES
FUTURES
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

11
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
SUITE PAGE 27
Les procédés concernés sont
considérés comme sûrs, avec
peu de problèmes techniques
ou de conception.

12
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 niveau
Les 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'amélioration
Lorsqu'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.
13
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 ?
OPEXpar opposition à CAPEX[frais d'exploitation] [dépenses d'investissement]

14
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

INNOVATIONS•VOL.VII,N° 1•2015CONFORMITÉAVECLAPHMSA
15

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
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
16
1
Consultez phmsa.dot.gov pour avoir une définition basée sur des
critères des zones classées à conséquences élevées et modérées

CONFORMITÉAVECLAPHMSA
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.
17

18
La résistance est déterminée par la
capacité à supporter la pression
RÉSISTANCE
PRESSIONS
DÉFAUTS
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
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.
PMI
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'argent
Pour 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 instantanés
La 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.
TÉLÉCHARGER L'E-BOOK IVP
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60,000.00
50,000.00
40,000.00
30,000.00
20,000.00
10,000.00
2 3 6 13 16 18 20 30 32 35 36
Validation: patent-pending PMI Process results vs. Lab results
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2 3 6 13 16 18 20 30 32 35 36
Tensile Strength
Pipe Sample # Pipe Sample #
P.S.I.
P.S.I.
Yield Strength
LAB
PATENT-PENDING PMI PROCESS

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 pipelines
Bien 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.
CONFORMITÉAVECLAPHMSAINNOVATIONS•VOL.VII,N° 1•2015
19
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

20
FÉVRIER 2015
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 Conference
1-5 JUIN | Paris | France
CGA Engineering Conference
19-21AVRIL | Toronto,Ontario | Canada
Atlantic Canada Petrol
17-18 JUIN | St.John’s,Terre
NDT in Canada
15-17 JUIN | Edmonton,Alberta | Canada
Stoc Expo
17-19 MARS
Pays-Bas
Offshore Mediterranean Conference
25-27 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

21
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, USA
25-28 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
leum Show
e Neuve | Canada
Petroleum Economics Workshop
25-28 MAI | Dubaï | Émirats arabes unis
Oil Gas Asia
2-5 JUIN | Kuala Lumpur | Malaisie
o
S | Rotterdam |
AVRIL 2015
17-18 ASME 2015 Inde
New Delhi, Inde
19-21 CGA Engineering Conference
Toronto, Ontario, Canada
ASME 2015 Inde
17-18AVRIL | New Delhi | Inde
MIOGE
23-26 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.
Plusieurs
expertises
permettent de
détecter les
dommages causés
par les tiers
CHIENSET
DRONES
AUX INSPECTIONS
DE TOUS TYPES
DES
22

Dommages causés par les tiers :
un problème qui ne connaît pas les
frontières
Jeff 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 source
La 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. »
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 1•2015ARTICLEDEFOND
CLASSEMENT PAR CAUSE
DES INCIDENTS SUR
LES 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 précise
Même 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. »
« 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.
24

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 catastrophes
Jeff 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.
INNOVATIONS•VOL.VII,N° 1•2015ARTICLEDEFOND
25

26
« 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 finale
Des 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

27
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
28
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
EN
CHIFFRES étapes dLes 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
RÉACTIVITÉ
OPÉRATIONNELLE
ET PROACTIVE
2 3
EN 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.

of PROGRESSIVE PIGGING
29
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)
DÉFAILLANCECATASTROPHIQUE
(système de réparation d'urgence des pipelines)de l'EPRS
1 2 3 4
AVANTAGE DE L'EPRS
Contrairement 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
4
RENDRE
SÛR
RENDRE
SÛR

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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