La détection des fuites de pipeline vue de l’intérieur

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Les opérateurs de salle de commande surveillent de près les fuites de pipelines grâce à une variété de différentes méthodes et technologies.

Surveiller les fuites de pipelines est une tâche qui ne connaît pas de repos. Lors de précédents billets, nous avons parlé des pilotes de surveillance aérienne qui survolent les canalisations à la recherche de problèmes à repérer, des chiens de détection qui flairent les fuites, ainsi que d’une multitude de technologies de détection des fuites sophistiquées. Nous avons également rencontré certains opérateurs de salles de commande qui surveillent les pipelines 24 heures sur 24, 7 jours sur 7, à l’aide de systèmes d’acquisition et de contrôle des données (SCADA).

De nombreuses activités se déroulent donc à l’extérieur des pipelines afin de surveiller et d’inspecter les fuites, mais l’intérieur de ces canalisations transmet également une foule de données. Des capteurs placés à intervalles stratégiques le long des pipelines mesurent absolument tout, depuis les ondes que forme le produit dans la canalisation jusqu’à la température, le débit et la pression; et toutes ces informations sont ensuite communiquées aux opérateurs des salles de commande par l’intermédiaire des SCADA.

Quels moyens scientifiques déploie-t-on à l’intérieur des canalisations?

Afin d’en savoir plus sur les capteurs à l’œuvre dans les pipelines, nous avons interrogé Kelly Doran, architecte de solutions industrielles chez Schneider Electric.

« Il existe plusieurs systèmes de capteurs s’appuyant sur des logiciels, ou méthodes de surveillance computationnelle des pipelines (SCP), qui travaillent de concert avec les SCADA afin de détecter les rejets de produit. Parce qu’il y a différents types de pipelines, on a recours à différents types de systèmes de SCP », a-t-il déclaré.

En voici les principaux :

Bilan de canalisation :

cette méthode — probablement la plus simple — mesure les différences entre le moment où le produit entre dans le pipeline et le moment où il en sort, examinant notamment le volume, la pression, la température, etc. Cela semble assez facile, mais les exploitants sont conscients du fait que des conditions environnementales pourraient altérer les données récoltées.

Modélisation des conditions transitoires en temps réel :

fait appel à des algorithmes mathématiques et aux lois élémentaires de la physique telles que la conservation de la masse, la quantité de mouvement et l’énergie. En calculant précisément et en temps réel le débit, la pression, la densité et la température du produit à n’importe quel endroit du pipeline, le modèle peut localiser avec exactitude là où des mesures inattendues signaleraient possiblement une fuite.

Analyse statistique :

consiste à chercher des tendances et des schémas récurrents dans les données à divers endroits du pipeline, lesquels pourraient indiquer une fuite.

Surveillance de la pression et du débit :

une fuite provoque un changement dans la pression et le débit du produit à l’intérieur du pipeline, donc cette méthode examine la relation entre ces deux variables à divers endroits et détermine si des changements se sont produits. Cette méthode fonctionne mieux avec les pipelines de liquides qu’avec les gazoducs.

Onde de pression acoustique/négative :

une fuite produit des ondes de pression négatives qui se propagent dans les deux directions. Plus la fuite est grande, plus les ondes sont importantes. À l’aide d’algorithmes mathématiques, les capteurs peuvent déterminer la taille de la fuite ainsi que son emplacement dans un rayon de moins de 50 mètres. Néanmoins, ces ondes ne se produisent que lorsque le produit commence à s’écouler, donc cette méthode ne sert pas à localiser les fuites déjà existantes.

« Les petits changements de débit, de pression et de température pourraient indiquer la présence d’une fuite, et si une telle fuite s’est effectivement produite, l’intégrité du pipeline dépend fortement de la capacité de l’exploitant à localiser le problème ou à fermer le pipeline immédiatement », a expliqué Kelly.

Au-delà de l’intégrité du pipeline, le fait que les exploitants peuvent rapidement détecter des fuites signifie qu’ils sont capables d’intervenir sans délai et avec efficacité en cas d’incident.

La technologie ne cesse jamais de s’améliorer

« La technologie des SCADA évolue continuellement, de même que les technologies informatiques et d’information », a déclaré Kelly. « Employer sur le terrain une technologie de capteurs plus efficace améliore l’exactitude des mesures et fournit rapidement une quantité d’informations plus fiables, ce qui aide à prendre les décisions autour d’un incident de pipeline. »

Pour en savoir plus sur les technologies liées à la sécurité, vous pouvez consulter ce billet sur la détection des petites fuites de pipeline.


L’Association canadienne de pipelines d’énergie représente les sociétés canadiennes de pipelines de transport, lesquelles exploitent environ 117 000 kilomètres de pipelines à travers le Canada. En 2014, ces autoroutes de l’énergie avaient acheminé environ 1,2 milliard de barils de produits de pétrole liquide et 5,4 billions de pieds cubes de gaz naturel. Nos membres transportent 97 pour cent du gaz naturel consommé quotidiennement au Canada et acheminent du pétrole brut en provenance des gisements terrestres de régions productrices vers divers marchés nord-américains.