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Installations réglementées par l'ONÉ - Mesures de rendement sur la gestion de l'intégrité

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Inspecteurs de l'ONÉ

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Introduction

L'Office national de l'énergie propose des mesures de rendement supplémentaires pour les pipelines qui s'ajoutent à celles sur les rapports d'incident actuels qu'il utilise en vertu du Règlement de 1999 sur les pipelines terrestres. Le texte qui suit est une proposition de mesures de rendement d'un programme de gestion de l'intégrité dont les sociétés se serviront pour évaluer leur rendement et en faire rapport à l'Office.

Des notes d'orientation accompagnent chaque mesure proposée afin d'apporter des précisions sur la mesure elle-même et d'assurer l'uniformité des rapports.

PROPOSITION DE MESURES DE RENDEMENT SUR LA GESTION DE L'INTÉGRITÉ

1. Mesures relatives à l'état du pipeline et à la validation sur le terrain

Indicateur Mesure de rendement
sur la gestion de l'intégrité
Efficacité du programme de gestion de l'intégrité

Nombre total d'anomalies signalées excédant les seuils fixés dans la norme CSA-Z662 qui n'ont pas encore fait l'objet d'une enquête sur le terrain en ce qui a trait :

  1. à la perte de métal;
  2. aux anomalies s'apparentant à des fissures (y compris la perte de métal linéaire sur les soudures) d'une profondeur >40 % de l'épaisseur nominale de la paroi;
  3. aux bosselures.

Nombre total des anomalies et pourcentage d'anomalies ayant fait l'objet d'une enquête sur le terrain qui a révélé la présence de défectuosités, au sens de la norme CSA-Z662, relativement :

  1. à la perte de métal;
  2. aux anomalies s'apparentant à des fissures (y compris la perte de métal linéaire sur les soudures) d'une profondeur >40 % de l'épaisseur nominale de la paroi;
  3. aux bosselures.

Nota :

  • Une ou plusieurs méthodes d'évaluation de l'intégrité, notamment l'inspection en canalisation et l'évaluation directe, peuvent être utilisées pour signaler des anomalies. En l'absence de toute inspection à l'aide de l'une ou l'autre de ces méthodes d'évaluation de l'intégrité, la société doit indiquer « Non disponible ».
  • On peut déterminer la profondeur des anomalies s'apparentant à des fissures par meulage ou un examen non destructif et une inspection interne. La société doit préciser le nombre d'anomalies relevées pour chacune de ces méthodes (c.-à-d. meulage, examen non destructif et inspection interne).
  • Les anomalies relevées avant ce signalement doivent être actualisées en tenant compte des taux de propagation et de l'incertitude de la mesure applicable, selon la définition de la société.
  • Cette mesure de rendement doit être présentée distinctement pour chaque réseau de pipelines.

Quelle méthode doit-on utiliser pour mesurer les anomalies s'apparentant à des fissures?

Le meulage dans la tranchée dans des conditions sûres constitue la méthode à privilégier pour déterminer la profondeur des anomalies s'apparentant à des fissures. L'examen non destructif et l'inspection interne demeurent des méthodes acceptables, mais il faut alors prendre en considération leur incertitude.

Que signifie l'expression « perte de métal linéaire »?

Une perte de métal linéaire s'entend d'une perte de métal causée, par exemple, par la corrosion ou la fabrication, qui suit la soudure ou la direction de la soudure circulaire.

Comment traite-t-on une « réseau » de fissures?

Pour les fissures en réseau (p. ex. fissuration par corrosion sous contrainte), la société doit signaler toutes les anomalies s'apparentant à des fissures qui ont été relevées dans le réseau grâce à la méthode du meulage, un examen non destructif ou une inspection interne et qui ont une profondeur >40 % de l'épaisseur nominale de la paroi.

Que signifie « >40 % »?

L'expression >40 >% indique la profondeur de l'anomalie s'apparentant à une fissure mesurée dans la tranchée par meulage ou un examen non destructif à l'aide d'ultrasons, ou à la profondeur constatée par une inspection interne de la fissuration.

S'il y a eu une évaluation technique, doit-on quand même mentionner les « défectuosités », au même titre que les défectuosités prévues dans la norme CSA-Z662?

Oui, Même si une évaluation technique fournirait une analyse de criticité indiquant que la défectuosité ne risque pas de nuire à l'intégrité du pipeline dans l'immédiat si elle n'est pas corrigée, la défectuosité doit être signalée, car elle dépasse les seuils considérés comme acceptables. La société doit également déclarer le nombre d'anomalies toujours présentes dans le pipeline qui excèdent les seuils fixés.

2. Inspection de l'équipement

Indicateur Mesure de rendement
sur la gestion de l'intégrité
Mise en œuvre d'un programme de gestion de l'intégrité de l'installation et des vannes de la canalisation principale

Nombre total de :

  1. citernes;
  2. vannes de canalisation principale

inspectées en regard du nombre total dont on avait prévu faire l'inspection.

Nota : Cette mesure de rendement doit être présentée distinctement pour toutes les installations sur chaque réseau de pipelines.

L'évaluation vise-t-elle une partie de l'équipement, et laquelle, ou la totalité de celui-ci?

L'évaluation touche tout l'équipement en état de marche qui n'a pas déjà été officiellement désactivé ou désaffecté ou dont on n'a pas cessé l'exploitation.

Qu'est-ce qu'une « inspection »?

La société doit, minimalement, déclarer le nombre d'inspections projetées et réalisées en conformité avec la norme CSA-Z662 et toutes autres normes mentionnées par renvoi, comme la norme API-653 de l'American Petroleum Institute. Seules les inspections d'intégrité menées par du personnel qualifié respectant les procédures de la société doivent être incluses.

Quelles « citernes » sont comprises?

La société doit inclure toutes les citernes faisant partie de l'installation ou du réseau pipelinier qui n'ont pas déjà été officiellement désactivés ou désaffectés ou dont on n'a pas cessé l'exploitation.

Qu'entend-on par une « vanne de canalisation principale »?

Les vannes de canalisation principale sont des vannes installées « bride de station à bride de station » entre les sections de pipeline et qui peuvent réguler (c.-à-d. arrêter, réduire ou augmenter) le débit ou la pression de ces sections de pipeline.

Qu'entend-on par « inspection projetée »?

L'expression « inspection projetée » désigne les inspections prévues initialement (pour l'année sur laquelle porte le rapport) et celles ajoutées par la suite (durant l'année sur laquelle porte le rapport). Le terme « projeté » englobe aussi les inspections exigées par une réglementation et la norme CSA-Z662, ainsi que les inspections obligatoires des citernes en vertu de la norme API 653.

3. Inspection de la tuyauterie de l'installation

Indicateur Mesure de rendement
sur la gestion de l'intégrité
Mise en œuvre d'un programme de gestion de l'intégrité de l'installation

Nombre total de stations où les tuyaux ont fait l'objet d'une inspection, en regard du nombre total de stations où on avait prévu vérifier les tuyaux pour :

  1. le service de liquides;
  2. le service de gaz.

Nota : Cette mesure de rendement doit être présentée distinctement pour chaque pipeline du réseau

4. Efficacité de l'inspection

Indicateur Mesure de rendement
sur la gestion de l'intégrité
Mise en œuvre d'un programme de gestion de l'intégrité de l'installation

Nombre total d'incidents en regard du nombre de nombre total d'inspections sur le service de liquides pour :

  1. les citernes;
  2. les vannes de canalisation principale;
  3. la tuyauterie de la station

Nombre total d'incidents en regard du nombre de nombre total d'inspections sur le service de gaz pour :

  1. les citernes;
  2. les vannes de canalisation principale;
  3. la tuyauterie de la station.

5. Évaluation des menaces visant le pipeline

Indicateur Integrity Management Performance Measure
Évaluation des menaces pour l'intégrité du pipeline Nombre total de kilomètres assorti d'une évaluation de la menace pour chaque risque relevé en regard du nombre de kilomètres pertinents

Nota : Cette mesure de rendement doit être présentée distinctement pour chaque pipeline du réseau.

Qu'entend-on par « risque pour l'intégrité d'un pipeline »?

Il s'agit d'une situation, d'un événement ou d'un état susceptible d'entraîner une défaillance d'un pipeline. Un cyclage de pression, des dommages au revêtement ou des activités non autorisées sur une emprise constituent des exemples de risques pour l'intégrité d'un pipeline.

Qu'entend-on par « menace pour l'intégrité d'un pipeline »?

Une menace pour l'intégrité d'un pipeline désigne un état anormal pour un pipeline. Une menace peut être créée ou résulter d'un ou de plusieurs risques pour l'intégrité d'un pipeline et comprendre, par exemple, une fissuration, de la corrosion ou une interférence extérieure.

En quoi consiste l'évaluation d'une menace pour l'intégrité d'un pipeline?

L'évaluation d'une menace pour l'intégrité d'un pipeline :

  • est réalisée pour chaque risque pour l'intégrité d'un pipeline relevé. Cela suppose que, selon le nombre de menaces, de multiples mesures peuvent être nécessaires;
  • est validée par une méthode d'évaluation de l'intégrité satisfaisante;
  • est validée en se fondant sur les données d'une inspection interne, d'un essai hydrostatique et d'une évaluation directe

L'évaluation d'une menace pour l'intégrité d'un pipeline doit reposer sur des dossiers suffisants concernant la fabrication, la construction, les essais, l'exploitation et l'entretien (p. ex. pressions d'exploitation, réparations, taux de propagation et incidents). Elle doit aussi être basée sur une surveillance suffisante de l'état du pipeline.

Qu'entend-on par « risque relevé »?

Un « risque relevé » est un risque pour l'intégrité d'un pipeline découvert lors de travaux d'excavation ou d'évaluations de l'intégrité. Une évaluation de la menace que posent ces risques doit être faite sans égard à leur nombre et à leur gravité. Aux fins de la présente mesure de rendement, les catégories de risques pour l'intégrité du pipeline suivantes doivent être déclarées :

  • la perte de métal;
  • les fissurations;
  • les interférences extérieures;
  • les vices de matériaux, de fabrication ou de construction;
  • les risques d'ordre géotechnique et météorologique.

Qu'entend-on par « kilomètres pertinents »?

Les kilomètres pertinents représentent les kilomètres d'un pipeline qui sont exposés au risque pour l'intégrité relevé. Il est possible de retrouver plus d'un tel risque dans une section de pipeline. Dans ce cas, chaque risque pour l'intégrité doit être évalué en utilisant plus d'une mesure.

6. Optimisation du temps d'arrêt

Indicateur Mesure de rendement
sur la gestion de l'intégrité
Gravité des opérations Nombre total d'arrêts non projetés en regard du nombre total d'arrêts projetés (par réseau) pour tous les réseaux de pipeline et toutes les installations.

Nota  :

  • Les usines de traitement ne sont pas comprises dans les « installations ».
  • Seuls les arrêts nécessaires pour des raisons d'intégrité doivent être pris en considération.

Comment la société utilisera-t-elle cette mesure du rendement?

Cette mesure du rendement servira à cerner les arrêts non projetés. Une augmentation du nombre d'arrêts de ce genre indiquerait une plus forte probabilité qu'un incident majeur se produise. Les sociétés pourront se servir de cette mesure du rendement pour aider à réduire les cas de surpression, de gaz hors spécification, etc., qui pourraient entraîner un arrêt.

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Date de modification :
2012-03-22