Vannes aux franchissements des cours d’eau pour contrôler le débit - Questions et réponses

Forum sur la sécurité des pipelines 2015

C-FER a-t-elle réalisé une analyse de sensibilité pour déterminer si des vannes supplémentaires ou des investissements en vue de réduire le délai de détection procurent la plus grande réduction de risque?

Mark Stephens : Comme je l’ai précisé dans ma présentation, l’installation de vannes supplémentaires offre la plus grande possibilité de réduire le volume rejeté en cas de rupture. Par contre, les délais de détection réduits sont généralement plus efficaces pour diminuer le volume rejeté dans le cas d’une petite fuite. Il importe de gérer le risque associé à ces deux types de défaillance. Par ailleurs, aucune analyse comparative n’a été réalisée à ce jour pour déterminer laquelle de ces deux méthodes est la plus efficace pour réduire le risque global. Lorsque nous aurons une meilleure idée des délais réalisables de détection des fuites, cet exercice en vaudra la peine.

Kori Patrick : Enbridge a effectué quelques analyses de sensibilité à cette fin. Pour notre canalisation la plus grande, le volume déversé durant un intervalle de dix minutes correspond environ à 7 700 barils. Le diamètre et le débit de pompage varient selon le pipeline. Le débit de pompage n’est généralement pas l’élément dominant du volume déversé dans le pire scénario lorsque le délai de détection est court (10 minutes).

À quelle fréquence les patrouilles au sol le long des canalisations sont-elles menées? Il semble préférable que le personnel découvre une fuite avant un propriétaire foncier (pour la sensibilisation du public ainsi que la gestion du risque).

Kori Patrick : Il n’existe pas de directive officielle à ce sujet. Les patrouilles au sol le long des canalisations sont menées dans la cadre des activités d’entretien périodiques, ce qui peut comprendre tout type de travaux sur l’emprise. Des surveillances aériennes ont lieu au moins toutes les deux semaines. Effectivement, il est préférable que les exploitants découvrent les problèmes avant les propriétaires fonciers.

Le système de détection des fuites fonctionne-t-il sur les pipelines dont l’exploitation est interrompue? Sinon, quelle est la méthode utilisée pour détecter une fuite en pareil cas?

Mark Stephens : Certaines des nouvelles technologies de détection de fuites externes actuellement à l’étude, particulièrement celles qui réagissent au contact du pétrole ou de la vapeur de pétrole, fonctionneraient même si l’exploitation du pipeline est interrompue.

Kori Patrick : En général, non. Notre système de détection des fuites repose sur des systèmes de bilan massique qui nécessitent des données sur les volumes, les taux de pression et les changements de température. Ces mesures ne changent pas lorsque l’exploitation du pipeline est interrompue. Si l’interruption est reliée à un événement, le personnel sur le terrain est alors dépêché sur les lieux afin de mener une enquête dans la zone touchée.

Il faut préciser que les technologies émergentes de détection des fuites externes ne sont pas encore opérationnelles en dépit des séries de tests réalisés.

Mark Stephens : Il est vrai que les capacités opérationnelles à long terme de bon nombre de ces nouvelles technologies de détection des fuites externes n’ont pas été démontrées.

Kori Patrick : Des rapports non confirmés indiquent qu’un câble à fibre optique a été installé sur la nouvelle canalisation qui s’est rompue dernièrement dans le nord de l’Alberta. Certaines technologies sont utilisées, mais leurs avantages à long terme n’ont pas été prouvés dans un contexte d’exploitation.

Quelle est l’ampleur de l’effort à déployer pour remettre un oléoduc en service après une interruption? Y a-t-il des activités de recherche et développement dans ce domaine pour réduire au minimum la désincitation à interrompre les activités en cas de doute?

Kori Patrick : Des marches à suivre précises s’appliquent au démarrage et à l’arrêt de fonctionnement d’un pipeline de liquides. La séparation de colonnes, les cycles de pression et les changements dans la lecture des instruments surviennent tous durant les interruptions d’activités et même pendant les alternances de lots entre produits lourds et légers. Les exploitants préfèrent nettement limiter le nombre de cycles pipeliniers.

TCPL utilise-t-elle les mêmes règles applicables aux contrôleurs pour son réseau principal de transport gazier? En d’autres mots, les contrôleurs détiennent-ils les pleins pouvoirs pour arrêter le réseau principal?

Rob Sillner : Oui.

Y a-t-il des distances minimales ou maximales à respecter entre les vannes et les cours d’eau?

Kori Patrick : Il n’y a pas de distances minimales ou maximales à respecter. Les équipes techniques étudient les questions qui concernent les zones inondables et les exigences en matière d’accès, d’alimentation en électricité et de communication.

C-FER élabore-t-elle une approche similaire pour déterminer les pertes de produit et l’espacement entre les vannes sur les gazoducs, compte tenu des différents paramètres associés aux réseaux gaziers sous haute pression?

Mark Stephens : L’espacement des vannes et les délais de fermeture pour les gazoducs haute pression ont une incidence sur la sécurité du public. D’autres se sont penchés sur la question dans le cadre d’études passées. À la suite de la rupture du gazoduc et de l’incendie survenus en 2010 à San Bruno, en Californie, cette question a fait l’objet d’un regain d’intérêt et d’attention. C-FER ne participe cependant pas actuellement à un examen officiel.

L’Office reconnaît-il et utilise-t-il les directives relatives aux inversions du sens d’écoulement, aux changements de produits et aux conversions de service mises de l’avant par la US DOT PHMSA?

L’Office : L’Office connaît et a examiné les directives publiées par la PHMSA il y près d’un an. Le Règlement sur les pipelines terrestres de l’Office national de l’énergie et la norme CSA Z662, intitulée Réseau de canalisation de pétrole et de gaz, constituent le cadre de réglementation des installations pipelinières réglementées par l’Office. Ces règlements rendent obligatoires la plupart des éléments compris dans les directives de la PHMSA.

Les essais hydrostatiques sont-ils une exigence selon les directives relatives aux inversions du sens d’écoulement, aux changements de produits et aux conversions de service mises de l’avant par la US DOT PHMSA?

L’Office : De nombreux facteurs entrent en ligne de compte pour déterminer si un pipeline devrait être soumis à des tests hydrostatiques avant une inversion du sens d’écoulement, un changement de produit ou une conversion de service, y compris les antécédents du pipeline en matière d’intégrité. L’Office évalue le bien-fondé de chacune de ces demandes individuellement. Soulignons qu’au Canada, la majorité des grands pipelines ont été soumis à des inspections internes au moyen d’outils évolués qui permettent de recueillir beaucoup de renseignements au sujet de l’intégrité opérationnelle du pipeline.

Rob Sillner, de TCPL, a indiqué que lorsque la société reçoit le signalement d’une fuite de produit pétrolier à proximité d’une de ses conduites, la fuite est analysée, définie et vérifiée, ou le fonctionnement de la canalisation est arrêté dans les 10 minutes suivant le signalement. Quelle est l’exigence de l’Office en cas de fuite de produit pétrolier liquide dans les couloirs pipeliniers aux franchissements de cours d’eau?

L’Office : L’Office exige d’être avisé immédiatement d’un incident impliquant le rejet de produit pétrolier liquide dans un cours d’eau, quel que soit le volume déversé. La règle de l’arrêt de fonctionnement dans les 10 minutes est devenue une norme de l’industrie. Il n’existe pas de réglementation à cet égard en cas d’anomalie opérationnelle. En revanche, l’Office exige que les sociétés se dotent d’un programme de gestion pour anticiper, prévenir et gérer les situations d’urgence, et pour réduire au minimum tout effet négatif éventuel sur les biens, l’environnement ou la sécurité du public.

 

Date de modification :