Outils d'imagerie optique des gaz pour l'industrie pétrolière et gazière

La visualisation des gaz d'hydrocarbure contribue à prévenir leur dispersion dans l'atmosphère

Par Craig O’Neill, Responsable Développement des activités stratégiques, FLIR

Les caméras thermiques infrarouges (IR) sont utilisées depuis des décennies pour diverses applications des secteurs pétrolier et gazier, y compris les inspections électriques/mécaniques, l'inspection du niveau des réservoirs et même l'examen de l'intégrité des conduites dans les équipements d'exploitation. Ces dernières années, une nouvelle technologie d'imagerie optique des gaz (OGI) a été élaborée, laquelle permet de « voir » les gaz d'hydrocarbure et les composés organiques volatils (COV) qui se dispersent ou fuient dans l'atmosphère. Les OGI peuvent être utilisées pour se conformer aux exigences réglementaires de réduction des émissions, tout en contribuant à réduire les pertes de produits, ce qui permet en conséquence d'obtenir un retour sur investissement positif. Les caméras OGI font gagner un temps considérable par rapport aux autres technologies d'inspection et offrent également des avantages en matière de sécurité des opérateurs. Les principales entreprises d'électricité utilisent des caméras OGI comme la FLIR GF320 pour analyser avec rapidité des milliers de composants et identifier les fuites de gaz potentielles en temps réel.

Technologies de réduction des émissions fugitives dans les applications pétrolières et gazières
L'ensemble du secteur américain du gaz naturel a émis 162,4 millions de tonnes métriques équivalent CO2 de méthane en 2015.[1] Outre les problèmes en termes de conformité réglementaire, ceci équivaut également à une perte sèche de produits pour les opérateurs. Par conséquent, le secteur doit identifier les meilleures méthodes possibles pour détecter et réparer les fuites de gaz naturel à certains point sensibles, comme les stations de compression, les usines de traitement, les puits à fracturation hydraulique et le long des gazoducs.

Avant le développement des caméras OGI, la plupart des installations pétrolières et gazières utilisaient un analyseur de vapeur toxique, également appelé « renifleur », pour analyser les niveaux de concentration en gaz et quantifier les gaz émis dans l'atmosphère. Les analyseurs sont fiables, relativement bon marché et peuvent identifier la plupart des gaz. Le désavantage par rapport à une caméra OGI est que l'opérateur doit savoir avec précision où chercher pour détecter la défaillance, et s'en approcher au plus près. En d'autres termes, les renifleurs s'apparentent au jeu de la queue de l'âne. L'imagerie optique des gaz aussi, mais sans bandeau. De même, l'OGI est considérablement plus rapide (5-10 fois) qu'un renifleur.

L'imagerie optique des gaz offre également plusieurs avantages en termes de sécurité par rapport à un analyseur de vapeur toxique classique. Elle permet d'effectuer une détection à distance d'un gaz susceptible d'exploser ou de provoquer des problèmes de santé chez ceux qui le respireraient. Les caméras OGI permettent aux opérateurs de rester à une distance sûre pendant les inspections. Plutôt que d'être pris dans un nuage de gaz, ils peuvent rester au sol, pointer leur appareil vers un endroit situé à 3 ou 6 mètres, et vérifier s'il diffuse du gaz dans l'atmosphère.

L'imagerie optique des gaz plus en détails
Une caméra d'imagerie optique des gaz est une version hautement spécialisée d'une caméra infrarouge ou thermique. Elle se compose d'un objectif, d'un détecteur, de composants électroniques pour traiter le signal du détecteur, et d'un viseur ou d'un écran permettant à l'utilisateur de voir l'image produite par la caméra. [2]

L'utilisation de l'imagerie optique des gaz peut être rapprochée de celle d'un caméscope. L'opérateur voit sortir des panaches de gaz qui sont normalement invisibles à l'œil nu. Ces panaches de gaz semblent émaner d'un objet en fusion, un peu comme la fumée d'une cigarette ou d'un cigare.

Pour voir ces panaches de gaz, une caméra OGI utilise une méthode unique de filtrage spectral qui lui permet de détecter un composé gazeux spécifique. Le filtre est monté devant le détecteur et refroidi avec lui pour éviter tout échange de rayonnement entre le filtre et le détecteur. Le filtre limite les longueurs d'onde de rayonnement autorisées à atteindre le détecteur à une bande très étroite appelée passe-bande. Cette technique est appelée adaptation spectrale. Voir Figure 1.




Les caméras OGI utilisent des détecteurs quantiques qui doivent être refroidis à des températures cryogéniques (environ 70°K, soit -203 ºC). Les caméras à ondes moyennes qui détectent les gaz d'hydrocarbure comme le méthane fonctionnent généralement sur la plage de 3 à 5 micromètres (µm) et utilisent un détecteur à l'antimoniure d’indium (InSb). Les caméras à ondes longues qui détectent les gaz comme l'hexafluorure de soufre fonctionnent plutôt sur la plage de 8 à 12 µm et utilisent un photodétecteur infrarouge à puits quantique (QWIP).

Une caméra OGI exploite la nature « absorbante » de certaines molécules pour les visualiser dans leur environnement natif. Les matrices à plan focal (MPF) et les systèmes optiques des caméras sont spécialement ajustés sur des plages spectrales très étroites, de l'ordre de quelques centaines de nanomètres, et sont donc ultra sélectifs. Seuls les gaz absorbants dans la région infrarouge qui est délimitée par un filtre passe-bande étroit peuvent être détectés. Pour la majorité des composés gazeux, les caractéristiques d'absorption infrarouge dépendent de la longueur d'onde.

Par exemple, la région jaune de la Figure 2 représente un filtre spectral conçu pour correspondre à la plage de longueurs d'onde dans laquelle l'essentiel de l'énergie infrarouge de l'arrière-plan serait absorbé par le méthane.




Si la caméra observe une scène sans fuite de gaz, les objets du champ de vision émettent et réfléchissent des rayonnements infrarouges vers l'objectif et le filtre de la caméra. Si un nuage de gaz est présent entre les objets et la caméra, et que ce gaz absorbe le rayonnement dans la plage passe-bande du filtre, la quantité de rayonnement traversant le nuage et atteignant le détecteur sera réduite. Pour voir le nuage se détacher sur le fond, il faut qu'il y ait un contraste radiant entre le nuage et l’arrière-plan.

Pour résumer, voici ce qui permet de rendre le nuage visible : le gaz doit absorber un rayonnement infrarouge dans la bande d'ondes visible de la caméra, le nuage de gaz doit présenter un contraste de rayonnement par rapport à l'arrière-plan, et la température apparente du nuage doit être différente de celle de l'arrière-plan. Le mouvement rend en outre le nuage plus visible.

Des normes réglementaires guident la technologie utilisée pour détecter les gaz émis dans l'atmosphère
Plusieurs normes réglementaires affectent la technologie utilisée pour détecter les gaz émis dans l'atmosphère. Le renifleur reste la méthode demandée par certaines réglementations relatives au pétrole et au gaz, les caméras OGI étant utilisées en seconde intention. Pour les normes réglementaires plus récentes du secteur américain du pétrole et du gaz, l'OGI est considérée comme la meilleure méthode, les renifleurs étant utilisés en second.

La méthode 21 de l'Agence de protection environnementale relative à la détermination des fuites de composés organiques volatils spécifie que la technologie d'imagerie optique des gaz peut être considérée comme une méthode de travail utilisable en complément pour se conformer à la méthode 21. (Le renifleur était la méthode initialement indiquée, et les opérateurs doivent continuer à l'employer une fois par an).

En 2016, l'EPA a émis le Quad Oa, appellation abrégée du Code of Federal Regulations (CFR) 40, Partie 60, Sous-partie OOOOa. Ces modifications apportées aux normes de rendement des nouvelles sources (New Source Performance Standards ou NSPS) de l'EPA définissent des normes d'émission pour les composés organiques volatils (COV) et quantifient les réductions nécessaires des émissions. Le Quad Oa comporte des réglementations sur le méthane, lesquelles demandent aux installations pétrolières et gazières en amont de limiter leurs émissions ; les réglementations s'appliquent principalement aux emplacements de puits et aux stations de compression. Pour le Quad Oa, l'imagerie optique des gaz est considérée comme le meilleur système de réduction des émissions.

De plus, Environment and Climate Change Canada (ECCC) et Alberta Environment and Parks (AEP) ont récemment émis de nouvelles réglementations qui exigeront l'inspection de tous les équipements à l'aide d'une caméra d'imagerie optique des gaz ou d'un renifleur en 2019.

Dans les années à venir, d'autres pays du monde entier sont susceptibles de mettre en place des réglementations similaires à ces réglementations nord-américaines proactives de réduction du méthane et de contrôle des émissions.  

Une nouvelle technologie OGI idéale pour les applications pétrolières et gazières
Ces dernières années, une nouvelle technologie est apparue sur le marché pour répondre aux besoins des applications pétrolières et gazières en matière d'imagerie optique des gaz. Par exemple, la FLIR GF320 fonctionne avec le Providence Photonics QL320 pour permettre à ses utilisateurs de réduire les émissions tout en quantifiant les avantages en termes de litres par minute, ou de grammes émis par heure, autant d'informations utiles pour ceux recherchant des arguments économiques pour justifier le recours à un programme d'imagerie optique des gaz. Ce système est non seulement utilisable pour stopper les émissions et quantifier le programme de détection des fuites, mais il permet également de quantifier et de hiérarchiser par ordre de priorité les réparations. Les données GPS intégrées aident les opérateurs à identifier l'emplacement précis des défaillances et des fuites pour mener des réparations plus rapides.

La GFx320 est une autre technologie innovante de FLIR. Il s'agit d'une caméra OGI certifiée par un tiers comme étant intrinsèquement sûre pour les environnements de division 2, zone 2 et classe 1. Grâce à cette désignation de sécurité intrinsèque, les inspecteurs peuvent travailler en toute confiance dans les zones de sécurité critiques et les lieux dangereux.




De plus, les caméras d'imagerie optique des gaz FLIR peuvent également être utilisées pour mesurer la température dans le cadre des tâches d'inspection électriques/mécaniques plus traditionnellement dévolues aux caméras infrarouges. Ces caméras offrent par conséquent une double utilisation.

L'imagerie optique des gaz réduit les coûts et améliore la sécurité pour les grandes compagnies pétrolières et gazières
L'imagerie optique des gaz a été utilisée pour se conformer aux réglementations tout en réalisant des économies et en améliorant la sécurité de l'opérateur. Jonah Energy, une entreprise établie dans le Wyoming, en est un exemple. Elle a commencé à utiliser la technologie de l'imagerie optique des gaz en 2005 pour détecter les émissions fugitives sur ses sites de production.[3] L'entreprise inspecte 150 installations chaque mois et les 1700 puits en l'espace d'un an. Jonah utilise une caméra infrarouge FLIR GF320 pour la détection du méthane et des COV, laquelle lui permet de confirmer visuellement les plus petites fuites, de l'ordre de seulement 0,8 g/h.

Selon l'entreprise, le principal avantage de la FLIR GF320 est sa capacité à balayer de vastes surfaces et à visualiser les panaches de gaz en temps réel. Ainsi, les inspecteurs peuvent identifier la source des émissions fugitives et immédiatement commencer le processus de réparation, ce qui rend les inspections OGI plus efficaces que celles basées sur le protocole Method 21. En effet, pendant une étude de terrain menée pour la ville de Fort Worth au Texas, les inspecteurs ont déterminé qu'il était neuf fois plus rapide de couvrir les équipements du site avec des caméras infrarouges qu'avec le protocole Method 21.

La vitesse des inspections OGI permet aux producteurs de pétrole et de gaz d'inspecter plus souvent leurs équipements. L'EPA remarque que des inspections et des réparations plus fréquentes peuvent réduire les émissions fugitives de méthane et de COV de façon significative. Par exemple, des inspections trimestrielles peuvent réduire les émissions de 80 %, tandis que des inspections et des réparations bisannuelles ne les réduisent que de 60 %.

 


Depuis 2010, Jonah a réduit ses émissions fugitives de 75 %. La société a également fait passer le temps consacré aux réparations de 705 heures à 106 et réduit les coûts en main-d'œuvre de 58 369 $ à 7 500 $. Les pertes de gaz ont chuté de 348 000 $ à 20 500 $. Les émissions en tonnes sont passées de 351 à 31.

Jonah Energy déclare que son programme mensuel de détection et de réparation des fuites (LDAR) basé sur la technologie OGI s'est révélé à la fois efficace et constamment rentable. Le cumul des économies de gaz a dépassé les 5 millions de dollars durant les six dernières années, ce qui a largement couvert le coût global du programme.

ConocoPhillips est un autre exemple. Cette entreprise a réalisé une étude pilote de mesure et de détection des fuites sur 22 sites de CPC pour tester leurs meilleures pratiques de gestion en matière de gestion des émissions fugitives. Les résultats de l'étude ont été utilisés pour évaluer les avantages inhérents à l'utilisation de la technologie OGI dans le cadre d'un plan de gestion des émissions fugitives pour les opérations canadiennes de l'entreprise.[4]

L'étude a identifié 144 composants présentant des fuites, ce qui représente des pertes nettes de produit avoisinant les 358 000 dollars. Les pertes de produits ont occasionné des fuites de méthane ayant accru les émissions de gaz à effet de serre à hauteur de plus de 21 000 tonnes d'équivalent de dioxyde (CO2e) de carbone par an. L'étude a estimé que 92 pourcent des sources d'émission pouvaient être réparées de façon économique, soit un gain net de plus de deux millions de dollars.[3]




Inspectahire, un leader de la fourniture de solutions et de technologies spécialisées d'inspection visuelle à distance, s'appuie sur la caméra d'imagerie optique des gaz GF320 pour accomplir ses missions d'inspection d'entretien et de détection des fuites d'hydrocarbures dans les sites de production d'hydrocarbures ou pour l'inspection de tout équipement qui en utilise comme carburant. L'entreprise a constaté que la caméra GF320 pouvait analyser plus rapidement une zone plus vaste et surveiller les endroits difficiles d'accès à l'aide d'outils de mesure par contact.

« Nous utilisons aussi certains outils de mesure par contact comme les détecteurs laser et les renifleurs, » poursuit Cailean Forrester d'Inspectahire. « Mais il faut aller directement sur l'objet, ce qui n'est pas toujours possible ou pose des problèmes de sécurité. Autrement dit, cette approche présente des limites et elle n'est pas très précise. Cependant, avec une caméra d'imagerie optique des gaz comme la GF320, vous pouvez conserver une distance de sécurité tout en détectant les fuites de gaz avec une grande précision. »

Ron Lucier, un instructeur du Centre de formation à l'infrarouge à Nashua, NH, souligne l'importance de pouvoir vérifier les panaches de gaz à bonne distance. « Le méthane et les autres hydrocarbures sont non seulement inflammables, mais peuvent aussi être source d'asphyxie à forte concentration, » explique M. Lucier. « Avec les « renifleurs » de gaz TVA, vous savez qu'il y a une présence de gaz, mais vous ignorez dans quelles proportions. Les utilisateurs de la technologie OGI peuvent immédiatement visualiser la taille du panache de gaz, ce qui est impossible à faire avec un « renifleur » de gaz. »

Un produit innovant identifie et stoppe les émissions fugitives de gaz
En avril 2018, FLIR a reçu le Technology Innovation Award pour sa caméra GF320 lors des Oil and Gas Methane Leadership Awards, organisés durant le Global Methane Forum à Toronto, au Canada.[5] Le prix a été décerné par le Center for Clean Air Policy, la Clean Air Task Force, Environmental Defence Canada, l'Environmental Defense Fund et le Pembina Institute.

Selon le Pembina Institute, « FLIR a été sélectionnée pour ses solutions de détection innovantes, parmi lesquelles ses caméras portables économiques qui peuvent être utilisées par l'industrie pour identifier et stopper les émissions fugitives, et ainsi protéger l'environnement et faire des économies. » Il a également ajouté que les entreprises « ont utilisé cette technologie pour identifier l'origine et l'ampleur des émissions et sous-tendre la mise en place de mesures. »

Références
1. Inventaire des puits de carbone et des émissions de gaz à effet de serre aux États-Unis, - https://www.epa.gov/sites/production/files/2018-01/documents/2018_complete_report.pdf, extrait le 14/06/18, p. 191 (Energy 3-77)
2. Les fondements scientifiques de l'imagerie optique des gaz - http://www.flirmedia.com/MMC/THG/Brochures/OGI_012/OGI_012_US.pdf, extrait le 11/06/18.
3. L'imagerie optique des gaz permet à Jonah Energy d'économiser du temps et des ressources, http://www.flirmedia.com/MMC/THG/Brochures/OGI_014/OGI_014_US.pdf , extrait le 11/06/18.
4. T. Trefiak, ConocoPhillips, étude pilote OGI : Mesure et détection des fuites, 2006, http://docplayer.net/17797465-Pilot-study-optical-leak-detection-measurement-report-completed-by-terence-trefiak.html
5. Les leaders mondiaux de la réduction des émissions de méthane récompensés au Canada, https://www.pembina.org/media-release/global-methane-reduction-leaders-honoured-canada, extrait le 11/06/18.

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