Pipeline Trans-Alaska

Cours du pipeline Trans-Alaska

Le Trans-Alaska-Pipeline ( TAP ) est un oléoduc en Alaska / USA . Il s'étend sur 1 287 km de Prudhoe Bay au nord jusqu'au port libre de glace de Valdez sur Prince William Sound au sud.

histoire

Le terminal maritime de Valdez

En 1968, du pétrole a été découvert à Prudhoe Bay . Un pipeline était considéré comme la seule solution possible pour transporter le pétrole jusqu'au port libre de glace le plus proche à Valdez, à 1280 km . Les compagnies pétrolières détentrices des droits de production ont rejoint le consortium de l' Alyeska Pipeline Service Company pour concevoir, construire et exploiter l'oléoduc. Richard Nixon a approuvé la construction du pipeline en signant le Trans-Alaska Pipeline Authorization Act le 16 novembre 1973.

Après 6 ans de préparation, le pipeline a été construit en 3 bonnes années entre le 29 avril 1974 et le 20 juin 1977 pour un total de 8 milliards de dollars US (pipeline comprenant les stations de pompage et le port pétrolier de Valdez). Le 20 juin 1977, le pétrole a traversé le pipeline pour la première fois. Depuis lors, plus de 13 milliards de barils (2,1 milliards de m³) ont traversé, avec un pic de 2,1 millions de barils (330 000 m³) par jour en 1988. Plus de 16 000 pétroliers au terminal maritime de Valdez ont été remplis de pétrole. Le terminal offre des postes d'amarrage pour quatre navires en même temps et coûte 1,4 milliard de dollars américains. Le premier pétrolier chargé, l'ARCO Juneau, a quitté le terminal le 1er août 1977. Le projet de construction a remporté le 1979 Outstanding Civil Engineering Achievement Award de l' American Society of Civil Engineers (ASCE).

construction

Pipeline Trans-Alaska

La distance de 799 miles (environ 1 285 kilomètres) à parcourir a posé des défis particuliers, tels que l'environnement climatique rigoureux et l'éloignement de nombreux segments de route. Le pipeline, d'un diamètre de 1,22 m, a été conçu en tenant compte des tremblements de terre , mais il est menacé par des attaques délibérées et peut-être aussi par des incendies de forêt . Il fallait traverser trois chaînes de montagnes et d'innombrables rivières et ruisseaux.

Tube calorifugé en zigzag, caloduc -supports acier refroidis avec patin coulissant sur la traverse (2005)

De plus, le pergélisol de l'Alaska a obligé les concepteurs à construire le pipeline sur pilotis sur près de la moitié de sa longueur. C'était le premier pipeline chaud avec 70 à 80 degrés Celsius parce que le pétrole de l'Alaska a une teneur élevée en cire et ne peut donc pas être refroidi. Les pilotis étaient nécessaires car sinon le pipeline aurait fait fondre la glace du pergélisol en raison de la différence de température entre le pétrole et le sol gelé et s'y serait enfoncé. Pour cette raison, les environs ont été observés pendant cinq ans et des échantillons géologiques ont été prélevés avant le début des travaux. Pendant la construction du pipeline, des géologues ont souvent été appelés pour examiner des zones auparavant inconnues qui avaient été affectées par des fouilles.

Le pipeline a été construit en six phases de construction par cinq entrepreneurs différents qui ont employé ensemble 21 000 personnes dans la phase de pointe des travaux de construction. 31 d'entre eux sont morts dans des accidents pendant la phase de construction. Pour traverser le fleuve Yukon, deux ont été spécialement construits des aéroglisseurs , des Hoverbarges , avec une capacité de chargement de 160 tonnes. Les ferries RoRo ont été utilisés 8 000 fois pour transporter les tuyaux seuls. En octobre 1979, un pont a été ouvert sur le Yukon, qui mesure environ 580 m de large à cet endroit. Le pont EL Patton sur le fleuve Yukon a coûté 30 millions de dollars US. En plus du pipeline, il porte également une chaussée de 9 m de large et de 700 m de long.

Avant la construction, l'ensemble du parcours a été examiné à la recherche d'artefacts humains par une équipe d'archéologues de l'Université de l'Alaska et de l'Université méthodiste de l'Alaska, ce qui a conduit à des fouilles dans environ 330 sites.

La technologie

Vue détaillée des échasses refroidies

Le pétrole, qui sort du sol à une température d'environ 80°C, est introduit dans le pipeline à une température d'environ 50°C. Sans refroidissement, tant de chaleur serait conduite du pétrole à travers les supports en acier du pipeline dans le sol que le pergélisol pourrait fondre localement. Cela entraînerait l'enfoncement du pipeline et le risque de rupture ou de rupture.

Dans certaines parties surélevées du pipeline, les supports, qui autrement conduiraient trop de chaleur du tuyau dans le sol, sont refroidis passivement. Les caloducs , remplis de la quantité appropriée d' ammoniac sec , refroidissent les pattes des supports proches du sol par évaporation dans le tuyau et sont eux-mêmes refroidis par des radiateurs , qui dégagent de la chaleur dans l'air ambiant. L'ammoniac contenu dans les caloducs absorbe la chaleur et s'évapore au bas des supports puis remonte jusqu'aux pointes des radiateurs, où l'air ambiant plus frais y provoque la condensation . Maintenant, l'ammoniac retourne au sol, où il s'évapore à nouveau et le cycle recommence. Étant donné que la température d'ébullition de l'ammoniac à la pression normale de -33 ° C est nettement inférieure à la température maximale admissible du pergélisol et, d'autre part, l'ammoniac n'atteint qu'environ 8,5 bar de pression de vapeur à +20 ° C, l'ammoniac convient comme un réfrigérant et le refroidissement fonctionne comme une année entière.

Les ingénieurs et le personnel de maintenance considèrent ce système simple et auto-refroidissant comme la plus grande innovation développée avec le pipeline.

Dans les zones à pergélisol sensible à la rosée, où le pipeline a dû être posé sous terre en raison d'intersections de circulation (passage inférieur de la Glenn Highway, Glennallen) ou de pentes avalancheuses , il a été posé dans un canal. Ici, l'isolation empêche le transfert de chaleur du tuyau chaud du pipeline vers le sol, les systèmes de refroidissement pompent une solution saline froide à travers des tuyaux de 15 cm d'épaisseur, qui se trouvent dans le sol parallèlement au pipeline enterré, afin de garder le sol gelé à proximité. En fonction de la sensibilité du sol, des canaux isolés mais non refroidis ou même conventionnels ont été construits à d'autres endroits.

Le pipeline du Denali- rejet

Afin de donner au pipeline une marge de manœuvre en cas de variations thermiques de longueur ou de séismes, il emprunte une piste en zigzag plus ou moins prononcée. Les entretoises de support du pipeline ont des « chaussures » spéciales pour permettre également ces mouvements. Des zones de déformation y sont également prévues pour compenser les impacts soudains de séismes, d'avalanches ou de véhicules.

Station de pompage # 9

Il y a onze stations de pompage le long du pipeline, chacune avec quatre pompes. Chaque pompe électrique est alimentée par des générateurs au diesel ou au gaz naturel . À l'origine, douze stations de pompage étaient prévues, mais la station de pompage 12 n'a jamais été construite. Cela explique aussi l'écart dans la numérotation des stations. Normalement, seules sept stations environ sont exploitées en même temps, ce qui devrait être encore réduit par l'utilisation prévue de nouvelles pompes hautes performances.

maintenance

Le pipeline est inspecté plusieurs fois par jour, ce qui se fait principalement par voie aérienne. Grâce à l'emplacement pratique des bases d'inspection, l'ensemble du pipeline peut être inspecté en seulement deux heures. Cependant, les inspections prennent généralement plus de temps pour assurer une certaine rigueur de l'enquête.

Une autre méthode consiste à utiliser des appareils de mesure spéciaux , appelés porcs , qui sont envoyés à travers la ligne à intervalles réguliers. Certains d'entre eux sont utilisés pour éliminer les dépôts de paraffine à l'intérieur du pipeline, tandis que d'autres ont des composants électroniques complexes qui peuvent fournir des lectures précises sur l'état du pipeline au fur et à mesure qu'il s'écoule dans le pétrole brut.

Réclamations

Pipeline Trans-Alaska avec Caribou

Le pipeline a été endommagé à plusieurs reprises.

En février 1978, 16 000 barils (2 500 m³) de pétrole brut ont été perdus dans une explosion délibérée près de Steele Creek , Fairbanks . Cependant, aucun coupable n'a pu être trouvé.

Entre 1978 et 1994, il y a eu une moyenne annuelle de 30 à 40 fuites, les quatre dernières années représentant la part du lion avec un total de 164 fuites. Cependant, aucun de ces dommages n'était vraiment grave. A partir de 1995, les opérateurs ont réussi à réduire le nombre de fuites à tel point que seuls trois barils de pétrole brut ont été perdus entre 1997 et 2000.

Bien que le pipeline lui-même soit à l'épreuve des balles, le 4 octobre 2001, un chasseur ivre a réussi à faire un trou dans une soudure , ce qui a entraîné la perte de 6 000 barils (950 m³). Le chasseur a ensuite été arrêté.

D'autres dommages se sont produits en 2003 lorsqu'un opérateur d'excavatrice tentant d'abattre des arbres a accidentellement attrapé le pipeline et l'a brisé en deux. Environ 7000 barils (1100 m³) ont été perdus dans le processus.

Mars 2006 : Fuite dans le pipeline avec fermeture temporaire

Le 2 mars 2006, un employé de BP Exploration (Alaska) a découvert une importante fuite de pétrole dans l'ouest de Prudhoe Bay. Au moins 267 000 gallons (environ 1010,7 mètres cubes) de pétrole ont fui, ce qui en fait la plus grande fuite de pétrole dans le nord de l'Alaska à ce jour. L'accident a amené le ministère des Transports des États-Unis à demander à BP d'inspecter les tuyaux pour détecter la corrosion avec un soi-disant racleur de diagnostic . Ce robot d'inspection peut parcourir l'intérieur des tuyaux et vérifier l'épaisseur des parois des tuyaux. Au cours du processus, BP a découvert de graves dommages dus à la corrosion.

Par conséquent, le 6 août 2006, BP a annoncé qu'environ 16 milles du pipeline dans la baie devraient être remplacés. Sur cette route, l'épaisseur de paroi a été perdue jusqu'à 80% par rapport aux 10 mm d'origine en raison de la corrosion. BP a été surpris de trouver une corrosion aussi sévère. Cependant, la société a souligné que des contrôles de corrosion réguliers avaient été effectués en coordination avec les autorités. Les conduites ont été régulièrement rincées avec des agents chimiques de protection contre la corrosion et régulièrement examinées par ultrasons . Chez BP, il a été supposé que ces méthodes étaient appropriées et suffisantes. Comme il s'est maintenant avéré, ce n'est pas le cas. La corrosion étonnamment forte a été causée par des tensions électriques allant jusqu'à 12 volts, qui ont été induites dans le tube métallique par les tempêtes solaires et les tempêtes géomagnétiques associées. L'entreprise a alors décidé de la fermer temporairement.

Le 11 août, BP a annoncé que la production se poursuivrait dans la partie ouest du champ pétrolifère de Prudhoe Bay. Cette décision est basée sur de nouveaux résultats de recherche et a été prise en consultation avec les autorités de l'État. Après que BP a repris la production dans la partie orientale du champ pétrolier avec l'approbation du Département américain des transports fin septembre, la production journalière est désormais (fin octobre 2006) à nouveau supérieure à 400 000 barils. Cela équivaut à la production d'avant le 6 août 2006. Les experts estiment le manque à gagner fiscal pour l'État de l'Alaska à environ 6,4 millions de dollars US par jour.

Mai 2010 : réclamation

Un nouvel accident s'est produit en mai 2010 qui a libéré plus de 100 000 gallons de pétrole.

Janvier 2011 : réclamation

Le pipeline a dû réduire sa capacité le 8 janvier 2011 en raison d'une fuite, et le 17 janvier, après les travaux de réparation, la pleine capacité a de nouveau été atteinte.

Anecdotes

pipeline surélevé

L'avenir et la pérennité du pipeline après une disparition fictive de l'humanité est montré dans l'épisode 7 de la 2ème saison de la série documentaire-fiction Future Without People (« Waves des death », USA 2010).

liens web

• Site officiel de l'Alyeska Pipeline Service Company (anglais)

Preuve individuelle

1. ↑ expérience américaine. Le pipeline de l'Alaska. Chronologie | PBS
2. ↑ ^{a b c d} les faits. système de pipeline trans alaska ( Memento du 10 juillet 2007 dans Internet Archive ), brochure de l'Alyeska pipeline Service Company, 2007
3. ^ G. Thorwarth : Pipeline à travers l'Alaska. Dans : Josef Brecht (éd.) : Friedrich-Koenig-Gymnasium Würzburg. Rapport annuel 1976/77. Wurtzbourg 1977, page 67.
4. ↑ Mackace Ltd. : Grand aéroglisseur commercial - Nous avons survolé le Yukon, documentation contemporaine (enregistrement vidéo)
5. ↑ Remarque. La section à haute altitude du chemin de fer de Lhassa en Chine et au Tibet, construite en 2005, a également été construite en sections sur le pergélisol et le sol de la ligne de chemin de fer, dont le gravier absorbe la chaleur solaire, a été refroidi par des caloducs à l'ammoniac. sous forme de tuyaux d'acier enfoncés dans le sol.
6. ↑ Les tempêtes solaires électrisent le pipeline. Dans : Spiegel en ligne le 10 août 2006. Consulté le 29 août 2010.
7. ↑ intelligente de porc: AUTRES déversement de BP. (en ligne)
8. ↑ Incident de la tuyauterie de la pompe de surpression de la station de pompage 1 ( Memento du 21 juillet 2011 dans Internet Archive ), alaska.gov le 17 janvier 2011

64.157222222222 -145.84888888889Coordonnées : 64 ° 9 26 "  N , 145° 50 ′ 56 "  W.