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Aug 16, 2023

Détection et surveillance des fuites

Q1) Quelle technologie est disponible pour la surveillance des fuites sur les pipelines de CO2 en phase dense ? Chris Davison : L'API 1130 fournit une pratique recommandée pour la surveillance informatique des pipelines (CPM) pour les liquides.

Q1) Quelle technologie est disponible pour la surveillance des fuites sur les pipelines de CO2 en phase dense ?

Chris Davison : L'API 1130 fournit une pratique recommandée pour la surveillance informatique des pipelines (CPM) pour les liquides. Les calculs de bilan massique SCADA basés uniquement sur les données mesurées du débitmètre peuvent être peu fiables et produire de fausses alarmes. En couplant les données mesurées à une simulation hydraulique pouvant également prendre en compte les propriétés des fluides et les effets thermodynamiques tout en compensant les erreurs de dosage, il est possible d'identifier la signature d'une fuite avec des résultats plus fiables. Une approche de modèle transitoire en temps réel (RTTM) peut être adaptée en utilisant les mesures et la télémétrie existantes. Pour les pipelines sous-marins ou les pipelines enterrés existants, l'installation d'équipements spécialisés, tels que la fibre optique, est difficile et coûteuse.Q2) Comment la détection des fuites est-elle effectuée sur des conduites à débit court avec une instrumentation limitée ?

David Stobb : Pour détecter une fuite sur des conduites à court débit transportant des fluides non compressibles, nous devons mesurer le débit entrant à une extrémité de la conduite à court débit, puis le débit sortant à l'autre extrémité. La surveillance des différences entre ces deux mesures peut aider à identifier un événement de fuite.

Pour les conduites à débit court, par exemple pour les conduites allant d'un demi-kilomètre à deux kilomètres, les opérateurs n'investissent souvent pas dans des instruments tels que des mesures de pression, des mesures de température, etc. ou ne consacrent pas de temps à une surveillance approfondie. Ainsi, il n'y a pas suffisamment de données pour effectuer une surveillance informatique des pipelines (CPM) ou exécuter des modèles transitoires en temps réel dans de telles situations, et cela serait probablement également injustifié pour de tels pipelines. Par conséquent, si des mesures de débit existent aux deux extrémités du pipeline, il suffit de surveiller la différence et de détecter les fuites dans le cas de fluides non compressibles.

Toutefois, pour les fluides compressibles, l’approche n’est pas aussi simpliste. Des facteurs tels que les calculs de conduite doivent être pris en compte, ce qui nécessite une approche plus globale. Q3) La détection, la prévention et la surveillance des fuites sont des défis critiques pour l’économie de l’hydrogène. A quoi faut-il faire attention ?

David Stobb : Dans une récente enquête menée par DNV, 82 % des exploitants de pipelines ont déclaré que leurs organisations entraient activement sur le marché de l'hydrogène. Il ne fait aucun doute que le rythme de la transition énergétique s’accélère et que les opérateurs pétroliers et gaziers se préparent à s’adapter à la transition énergétique.

L'hydrogène est un nouveau fluide doté de caractéristiques uniques. Les organisations doivent évaluer soigneusement l’état de préparation de leur infrastructure existante pour gérer l’hydrogène, qu’il s’agisse d’hydrogène pur, mélangé à du gaz naturel ou transporté sous forme d’ammoniac liquide. Au-delà de tester la faisabilité de leur infrastructure existante, en termes de composition et de conception, les organisations doivent investir dans un système de détection des fuites solide qui exploite la surveillance informatique des pipelines (CPM) et le RTTM.

Un autre défi crucial auquel nos clients sont souvent confrontés est le manque de savoir-faire et d’expérience en interne concernant les différences opérationnelles d’un pipeline transportant de l’hydrogène. Pour une transition plus sûre et plus sécurisée, ces entreprises peuvent s'appuyer sur un formateur basé sur un modèle haute fidélité, tel que le formateur de Synergi Pipeline Simulator, pour former leurs ingénieurs sur un modèle de simulation de leur nouveau système. Les exploitants de pipelines peuvent utiliser ces modèles pour obtenir des informations pertinentes et des connaissances pratiques et garantir que les équipes opérationnelles sont préparées à gérer les pipelines d'hydrogène dans le monde réel.Q4) Comment entretenons-nous nos systèmes de détection de fuites ?

David Stobb : Le secret pour entretenir de manière efficace et optimale un système de détection de fuites réside dans un personnel bien formé et un environnement de communication qui favorise le relais des détails opérationnels clés. Quel que soit le système de détection de fuites dans lequel vous investissez, pour réellement libérer son potentiel, la salle de contrôle des pipelines et le personnel de soutien ou de planification doivent se tenir au courant des réglementations, des opérations anormales sur le terrain, de l'état et des capacités de l'infrastructure de mesure, des changements dans les installations, et comprendre comment cela influence opérations quotidiennes tout en ayant une bonne vue d'ensemble du réseau et des facteurs internes et externes qui l'impactent. Une société exploitante bénéficie grandement de disposer d’un personnel dédié à la détection des fuites pour rester au courant de toutes ces informations importantes.