RAPPORT FINAL Examen et analyse de l’évaluation … · RAPPORT FINAL R-ENB-20140328 Traduction française : En cas de divergence entre les deux versions, la version anglaise prévaudra

RAPPORT FINAL R-ENB-20140328

Traduction française : En cas de divergence entre les deux versions, la version anglaise prévaudra

Examen et analyse de l’évaluation technique

du projet d’inversion de la canalisation 9B d’Enbridge

Ministère du Développement durable, de l’Environnement, de la Faune et des Parcs

Édifice Marie-Guyart, 675, boulevard René-Lévesque Est

Québec (Québec) G1R 5V7

Le 9 avril 2014

Préparée par :

Bureau 208, 1324 – 17 th Avenue S.W. Calgary (Alberta) Canada

T2T 5S8 Tél. : 403 547-8638

Waterway Plaza Two, Suite 250 10001 Woodloch Forest Drive

The Woodlands, TX 77380 Tél. : 832 482-0606

www.dynamicrisk.net

Évaluation technique indépendante - canalisation 9B d’Enbridge

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Examen et analyse de l’évaluation technique du projet d’inversion de la canalisation 9B d’Enbridge

À l’intention du :

Ministère du Développement durable, de l’Environnement, de la Faune et des Parcs Signature

Préparée par : James Mihell, ing. Consultant principal en ingénierie, Dynamic Risk Assessment Systems Signature

Préparée par :

Keith Leewis, PhD, ing. Consultant principal en ingénierie, Dynamic Risk Assessment Systems Signature

Approuvé par :

Pat Vieth President, Dynamic Risk USA, Inc. Signature

Approuvé par : Phill Nidd Vice-président, Services techniques, Dynamic Risk USA, Inc. Signature

Approuvé par : Nom Titre, Société Signature

Approuvé par :

Nom Titre, Société

Gestion des documents : ⌧ � �

Pas de distribution sans la permission du client Strictement confidentiel. Pas de distribution sans la permission du client et de Dynamic Risk. Distribution sans restriction.

Dynamic Risk Assessment Systems, Inc. APEGGA Permis No P08193


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Ce rapport présente les conclusions et recommandations élaborées à la suite des services techniques réalisés par Dynamic Risk Assessment Systems, Inc. (« DRAS »). Les travaux dont il est question dans le présent rapport ont été exécutés au meilleur des connaissances, informations et croyances des auteurs et conformément aux procédures généralement reconnues et aux normes de bonnes pratiques applicables et ne sont pas, ou ne constituent pas une garantie, explicite ou implicite. L’analyse et les conclusions présentées dans le présent rapport ont été préparées au seul usage et bénéfice de la partie contractante ayant demandé à DRAS la réalisation de ce rapport (le « client »). Aucune information ou représentation contenue dans le présent rapport n’est destinée à l’usage ou au bénéfice d’une tierce partie autre que le client. L‘étendue de l’utilisation de l’information présentée ici est limitée aux faits énoncés et examinés, qui sont décrits dans le présent document. Aucune autre représentation n’est faite relativement à des questions qui ne sont pas traitées de manière spécifique dans le présent rapport. Tout autre fait ou circonstance observé, mais non décrit ni pris en compte dans le présent rapport, peut modifier l’analyse, les résultats et les représentations présentés dans le rapport. Toute utilisation du présent document ou recours à celui-ci par toute partie autre que le client se fera aux seuls risques de ladite partie. En aucun cas, DRAS, ses administrateurs, dirigeants, actionnaires et employés, ou les administrateurs, dirigeants, actionnaires et employés de ses filiales ne peuvent être tenus responsables envers une autre partie concernant toutes conclusions et recommandations présentées dans le rapport, ou envers toute utilisation du présent rapport ou recours à celui-ci, ou envers son exactitude ou son caractère adéquat.


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TABLE DES MATIÈRES Section Page 1. Introduction................................................................................................................... 1

2. Mandat.......................................................................................................................... 2

2.1. Examen de documents............................................................................................ 2

3. Objectifs ........................................................................................................................ 6

4. Contexte........................................................................................................................ 7

4.1. Caractéristiques techniques du pipeline.................................................................. 9

4.2. Modifications proposées aux installations actuelles .............................................. 10

4.3. Conception hydraulique proposée ........................................................................ 10

5. Démarche .................................................................................................................... 11

6. Analyse........................................................................................................................ 14

6.1. Examen des menaces pour le pipeline................................................................... 14

6.1.1 Perte de métal ................................................................................................ 14

6.1.1.1 Corrosion externe .................................................................................... 14

6.1.1.1.1. Type de revêtement............................................................................ 15

6.1.1.1.2. Âge..................................................................................................... 16

6.1.1.1.3. État du revêtement............................................................................. 16

6.1.1.1.4. Efficacité de la protection cathodique ................................................. 17

6.1.1.1.5. Niveau de contrainte en service .......................................................... 18

6.1.1.1.6. Pratiques d’évaluation ........................................................................ 18

6.1.1.2 Corrosion interne ..................................................................................... 20

6.1.1.2.1. Composition du produit ...................................................................... 21

6.1.1.2.2. Caractéristiques de l’écoulement ........................................................ 23

6.1.1.2.3. Mesures d’atténuation ....................................................................... 23

6.1.1.2.4. Pratiques d’évaluation ........................................................................ 24

6.1.1.3 Érosion..................................................................................................... 25

6.1.2 Fissuration ...................................................................................................... 25

6.1.2.1 Limites des technologies d’évaluation ...................................................... 27

6.1.2.1.1. Épreuves hydrostatiques..................................................................... 28

6.1.2.1.2. Inspection interne............................................................................... 33

6.1.3 Interférences externes .................................................................................... 34

6.1.3.1 Programme de prévention des dommages................................................ 35

6.1.3.2 Programme de détection des dommages .................................................. 37

6.1.4 Défauts de matériau et de fabrication ............................................................. 38

6.1.5 Dommages imputables à la construction ......................................................... 39

6.1.6 Risques géotechniques/hydrologiques ............................................................ 40

6.1.6.1 Programme de gestion des pentes............................................................ 40

6.1.6.2 Programme de gestion de mouvement des pipelines ................................ 41


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6.1.6.3 Programme de gestion des franchissements de cours d’eau..................... 42

6.1.7 Défaillance du matériel ................................................................................... 43

6.1.8 Autres causes.................................................................................................. 43

7. Résumé et recommandations....................................................................................... 45

7.1. Perte de métal...................................................................................................... 46

7.1.1 Corrosion externe ........................................................................................... 46

7.1.2 Corrosion interne............................................................................................ 47

7.1.2.1 Effets de la composition et du débit du produit écoulé ............................. 47

7.1.2.2 Conclusions et recommandations ............................................................. 49

7.1.3 Érosion ........................................................................................................... 49

7.2. Fissures ................................................................................................................ 49

7.3. Interférences externes.......................................................................................... 52

7.4. Défauts de matériel et vices de fabrication ........................................................... 53

7.5. Dommages de construction .................................................................................. 54

7.6. Risques géotechniques/hydrologiques.................................................................. 55

7.7. Défaillance du matériel......................................................................................... 57

7.8. Autres causes ....................................................................................................... 58

ANNEXES

Annexe A : Détection et analyse des fissures à l’aide de l’inspection interne

Annexe B : Examen et évaluation du risque par DRAS des RECOMMANDATIONS à l’égard de la canalisation 9B par rapport aux CONDITIONS de l’ordonnance de l’ONÉ XO-E101-003-2014 aux termes de l’article 58 de la Loi.


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Glossaire des termes et des abréviations

ARR Agent réducteur de résistance dans la canalisation – un additif polymérique qui a pour effet de réduire la turbulence dans les oléoducs. L’utilisation des agents réducteurs de résistance permet soit de pomper le pétrole à des pressions plus faibles ou encore de pomper des volumes plus grands de pétrole sans provoquer de changement de pression.

Canalisation 9B Le tronçon de la canalisation 9 d’Enbridge situé entre le poste de North Westover (Ontario) et le terminal de Montréal (Québec).

Compas d’épaisseur Un type d’outil d’inspection interne conçu pour repérer, localiser et mesurer les déformations de conduite, y compris les ovalisations, plis, gauchissements et enfoncements.

Contrainte en Service La contrainte annulaire que développe la pression de service dans une

conduite; elle est déterminée par le produit de la pression et du diamètre, divisé par l’épaisseur de la paroi.

Couplant Fluide utilisé pour transmettre les impulsions ultrasoniques entre un transducteur électronique et l’objet inspecté. Habituellement il faut un couplant sous une forme ou une autre, pour procéder à l’inspection interne d’un gazoduc au moyen de la technologie à ultrasons conventionnelle, or, aucun couplant n’est nécessaire pour les pipelines de liquides, puisque le produit liquide qui est transporté agit lui-même comme couplant.

Critique (utilisé relativement à un défaut de conduite) – Un défaut critique de conduite est un défaut suffisamment important pour provoquer une défaillance en fonction du taux de contrainte en service.

CSA Association canadienne de normalisation


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Danger Un état ou un événement qui pourrait provoquer une défaillance ou un incident ou quoi que ce soit qui pourrait être susceptible de causer des dommages aux personnes, aux biens ou à l’environnement.

DDA Détection des défauts axiaux – un type d’outil électronique d’inspection interne qui utilise la mesure de la perte de flux magnétique pour détecter les défauts axiaux. Contrairement aux outils traditionnels de contrôle de la perte du flux magnétique, où un champ magnétique est induit dans la conduite selon une orientation axiale-conduite, le champ magnétique induit au moyen d’un outil de détection des défauts axiaux est orienté de manière circonférentielle. Bien que l’outil soit idéalement conçu pour la détection des secteurs longitudinaux de pertes de matériau sur la paroi (comme la corrosion longitudinale), il peut également détecter les fissures longitudinales, pour autant que l’ouverture de la fissure soit suffisamment marquée (habituellement d’environ 0,2 mm). Voir également PFMC.

D/é Rapport diamètre-épaisseur d’une conduite - Le rapport entre le diamètre d’une conduite et l’épaisseur de sa paroi.

Déterministe (comme dans « analyse déterministe ») - Forme d’analyse qui fait des prédictions quant à un résultat sans attribuer de probabilités à ce résultat. L’analyse déterministe, quand elle est utilisée dans la modélisation d’une défaillance de conduite, permettra de prédire le résultat en « défaillance » ou « non-défaillance ». Un tel diagnostic est mis en opposition à une analyse de fiabilité, qui attribue une probabilité de réalisation pour chaque résultat (voir aussi « Fiabilité »).

DE Diamètre extérieur

Dilbit Bitume dilué – un mélange de pétrole fait de bitume et de diluants, habituellement condensé, afin de réduire la viscosité du bitume pour qu’il soit conforme aux normes de viscosité et de densité des oléoducs.

DN Diamètre nominal de la conduite – le diamètre extérieur d’un tuyau, exprimé en pouces.


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Double soudure à l’arc submergé Processus de soudage à l’arc qui utilise du métal d’apport fusible

submergé dans une couche de flux granulé, fondu à l’arc électrique.

DR Demande de renseignements (habituellement émise à un requérant dans le cadre d’une audience).

END Examen non destructif – toute forme de technique d’inspection, qui utilise un vaste éventail de technologies afin de détecter les anomalies sans endommager l’objet inspecté.

Enfoncement Un creux causé par des dommages mécaniques qui produisent une perturbation visible dans la courbure de la paroi de la conduite ou de la composante sans réduire l’épaisseur de la paroi.

Épaisseur de paroi Épaisseur de la paroi (en référence à une conduite).

TCR Taux de croissance de la corrosion.

Épreuve hydrostatique Aussi appelée essai par pression hydrostatique - manière de mesurer la

solidité d’une conduite et de repérer les fuites. Le pipeline est rempli et pressurisé avec de l’eau, pendant une période déterminée, et surveillé afin de repérer les fuites, les ruptures ou les changements de forme. Les épreuves hydrostatiques visent à confirmer l’intégrité structurale des conduites et sont utilisées comme base pour déterminer sa pression de service maximale.

Évaluation technique Évaluation documentée de l’effet des variables pertinentes sur l’aptitude

fonctionnelle ou l’intégrité d’un réseau de pipelines, suivant les principes d’ingénierie, réalisée par une personne compétente, ou encore sous sa supervision directe, qui a démontré sa compréhension et son expérience dans l’application des principes d’ingénierie et de gestion du risque relativement au problème faisant l’objet de l’évaluation.


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FCC Fissuration par corrosion sous contrainte – toute forme de mécanisme de fissuration environnementale qui affecte l’acier et est associée à une contrainte en combinaison avec des conditions environnementales spécifiques.

Fiabilité Dans la modélisation et l’analyse de rupture, la fiabilité est définie comme la probabilité inverse de rupture [c.-à-d., R = 1-Pf, où R représente la fiabilité (exprimée en tant que probabilité fractionnaire), et Pf représente la probabilité de rupture (aussi exprimée en tant que probabilité fractionnaire)]. Dans l’expression fiabilité ci-dessus, le terme « défaillance » s’applique à une composante ou à une structure technique et est défini comme la non-exécution de cette composante ou structure sur demande, d’où la notion de défaillance. Pour les pipelines, le terme « défaillance » est normalement utilisé pour illustrer une perte de confinement (c.-à-d. fuite ou rupture). L’analyse de la fiabilité est une forme d’analyse stochastique qui a recours aux techniques statistiques pour établir la probabilité de défaillance (et donc la fiabilité), exprimée en tant que probabilité.

Fracture Défaillance d’un matériau caractérisée par le prolongement dans la paroi fragilisée d’une fissure qui survient lorsque l’intensité de la tension autour de la pointe d’un défaut dépasse la résistance aux fractures du matériau.

IMU Unité cartographique inertielle - Type d’outil d’inspection interne qui utilise des gyroscopes embarqués pour marquer la position et l’orientation d’une conduite dans l’espace tridimensionnel.

Inspection interne Forme d’inspection qui utilise des outils électroniques qui sont introduits dans une canalisation et qui enregistrent l’information relative aux dimensions, aux imperfections et à la position.

LEMS Limite d’élasticité minimale spécifiée – la pression interne qui correspond au niveau de stress où une conduite atteint sa limite d’élasticité nominale.

Ligament (utilisé dans le terme « reste des ligaments ») la partie de la section transversale de la paroi d’un défaut qui est encore intacte.


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ML-CD Le tronçon de la canalisation 9B situé entre le terminal de Montréal, au Québec (ML) et le poste Cardinal en Ontario (CD).

Norme CSA Z662-11 Norme de l’Association canadienne de normalisation Z662-11, Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz.

ONÉ Office national de l’énergie

PC Protection cathodique - une technique utilisée pour contrôler la corrosion d’une surface métallique en l’utilisant comme cathode d’une cellule électrochimique.

PDD Probabilité de détection – la probabilité statistique qu’une technique d’évaluation identifie la présence d’une caractéristique excédant le seuil de détection publié de la technique d’évaluation.

PFM Perte de flux magnétique – type d’outil d’inspection interne qui détecte la perte de métal volumétrique en induisant un champ magnétique dans la conduite et en mesurant la fuite de flux magnétique dans les discontinuités volumétriques au moyen de capteurs à effet Hall.

PFMC Perte de flux magnétique circonférentiel – un autre terme pour les outils d’inspection interne de détection des défauts axiaux (DDA).

PMS Pression maximale de service – la limite de pression pour l’utilisation d’une conduite ou d’équipement. Cette limite peut être imposée par une variété de contraintes, comme les spécifications du projet, les limites de l’essai par pression hydrostatique, les limites physiques des matériaux, les caractéristiques de fonctionnement de la canalisation et la capacité des pompes. La pression maximale de service peut varier entre les tronçons, ou selon l’élévation d’une conduite donnée. Habituellement, les « maxima » pour les réseaux de pipeline sont déterminés en fonction de la mesure prise à l’extrémité aval de la pompe du réseau principal, et toutes les autres pressions maximales de service pour tous les tronçons de la pompe de réseau principal en aval sont fondées sur cette valeur première.


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Rapport d’excavation Un document dans lequel sont consignés les résultats de toute inspection

réalisée dans le fossé, notamment les conclusions sur l’état du revêtement, les produits de corrosion observés, et la présence, l’emplacement précis et les dimensions de toutes formes de défauts repérés. Les rapports d’excavation sont souvent produits à la suite d’enquêtes effectuées conséquemment à des inspections internes.

Registre de l’inspection interne Liste de toutes les caractéristiques enregistrées pendant une inspection

interne, notamment les changements dans l’épaisseur des parois, l’emplacement des fissures, la caractérisation des défauts selon le type, l’emplacement des défauts (position axiale et position sur une horloge), la profondeur du défaut et la longueur.

RPR Ratio de la pression de rupture – pression de défaillance d’une anomalie de corrosion divisée par la pression à la limite élastique spécifiée de la conduite.

Sédiments et eau Les sédiments solides combinés ainsi que le contenu hydrique d’un produit liquide, exprimés en pourcentage.

Transducteur Électromagnétique- acoustique Transducteur électronique qui est utilisé dans certains types d’outils

d’inspection interne électroniques. Les transducteurs électromagnétiques-acoustiques agissent de manière à produire des impulsions acoustiques dans la conduite inspectée, lesquelles sont réfléchies sur les défauts et permettent de les détecter et de les interpréter.

UltraScan CD Marque de commerce d’un outil d’inspection interne de GE, conçu pour la détection des fissures au moyen de techniques de détection des défauts par ultrasons.

UltraScan WM Marque de commerce d’un outil d’inspection interne de GE conçu pour mesurer les parois (créant ainsi la capacité de détecter les caractéristiques de pertes volumétriques de la paroi, comme la


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corrosion). L’outil UltraScan WM utilise les ondes de compression pour la mesure des parois.

USCD Abréviation de l’outil UltraScan CD de GE.

UT Inspection par ultrasons – un type de contrôle non destructif qui utilise la technologie par ultrasons pour la détection des défauts.


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1. Introduction

Enbridge Pipelines Inc. (Enbridge) a reçu récemment l’approbation conditionnelle de l’Office national de l’énergie (ONÉ) concernant le projet d’inversion de la canalisation 9 entre North Westover (Ontario) et Montréal (Québec). En janvier 2014, le gouvernement du Québec a embauché DRAS pour entreprendre une évaluation indépendante de l’intégrité de la canalisation 9B d’Enbridge. Les résultats de cette évaluation, qui sont consignés dans le présent rapport, portent uniquement sur le tronçon de la canalisation 9B, qui va de la frontière Québec-Ontario, près de Peveril (Québec), jusqu’à Montréal-Est (Québec).

L’évaluation a consisté en un examen exhaustif du document d’Enbridge : « Line 9B Reversal and Line 9 Capacity Expansion Project Pipeline Integrity Engineering Assessment » (Évaluation technique de l’intégrité du pipeline relative à l’inversion du flux de la canalisation 9B et au projet d’accroissement de la capacité de la canalisation 9, ci-après : « l’Évaluation de l’intégrité du pipeline d’Enbridge ») ainsi que d’autres documents publics portant sur le projet d’inversion de la canalisation 9B. De plus, une demande d’information a été faite à Enbridge concernant l’évaluation de l’intégrité de la canalisation 9B dans la province de Québec, et cette information a été incluse à l’évaluation.



2. Mandat

Comme le définit le document du mandat délivré par le gouvernement du Québec, le mandat exigeait un examen exhaustif et indépendant de l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge) et d’autres documents connexes, ainsi que l’élaboration d’un rapport concis, incluant ce qui suit :

1. Vérifier que l’information incluse sur les changements dans la composition et le volume

de pétrole brut transporté et les répercussions de l’utilisation d’agents réducteurs de

résistance sur la conduite ont bien été prises en compte dans l’Évaluation technique de

l’intégrité du pipeline d’Enbridge;

2. Vérifier que les fondements et les paramètres de l’Évaluation technique de l’intégrité du

pipeline d’Enbridge assurent la sécurité de l’exploitation de la canalisation 9 et que le

programme d’intégrité respecte les meilleures normes en matière d’intégrité afin de

garantir l’utilisation sécuritaire du pipeline au Québec.

3. Finalement, si besoin est, le rapport formulera des recommandations concrètes pour

améliorer le programme d’inspection et d’entretien qui répondrait aux plus hauts

standards de sécurité pouvant être appliqués, pour assurer une utilisation sécuritaire du

pipeline.

2.1. Examen de documents

Le document du mandat énumérait les documents suivants qui devaient être inclus dans l’évaluation :

1. Enbridge Pipeline Integrity Engineering Assessment (ONÉ OH-002-2013 Document # B1-15);

2. L’annexe A du document Enbridge Pipeline Integrity Engineering Assessment (ONÉ OH-002-2013 Document # B1-16);

3. L’annexe B du document Enbridge Pipeline Integrity Engineering Assessment (ONÉ OH-002-2013 Document # B1-17);

4. Le document d’Enbridge intitulé « Line 9B Reversal and Line 9 Capacity Expansion Project Facilities Integrity Engineering Assessment » (le « Document d’évaluation technique de l’intégrité des installations d’Enbridge ») ONÉ OH-002-2013 Document # B1-18);



5. Rapport spécial de la National Academy of Science – TRB Special Report 311: « Effects of Diluted Bitumen on Crude Oil Transmission Pipelines » (ISBN 978-0-309-28675-6);

6. Les exigences du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres –

SOR/99-294, tel que modifié, et la norme CSA Z662 de l’Association canadienne de

normalisation, Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz.

En plus des documents susmentionnés, le mandat énumérait les documents suivants qui devaient être inclus dans l’évaluation :

• Les résultats et les conclusions des données de détection des anomalies de l’évaluation de l’intégrité fournies par des prestataires de services d’inspection interne;

• Les mises à jour et les réponses aux demandes de renseignements au sujet de l’évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge;

• Tous documents ou tous renseignements considérés comme pertinents, y compris les résultats préliminaires des travaux concernant l’intégrité entrepris en 2013.

L‘information faisant partie du domaine public dans le cadre de l’audience ONÉ OH-002-2013 de l’Office national de l’énergie était assez vaste; la liste de tous les documents est incluse dans la section Références à la fin du présent rapport. Après l’examen des renseignements disponibles, des demandes de renseignements supplémentaires ont été présentées à Enbridge. Ces demandes portaient sur ce qui suit :

• Les demandes de clarification de divers points de l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline, ainsi que d’autres documents

• Les registres d’inspection interne pour les inspections de 2012 du tronçon ML-CD

• Les rapports d’excavation effectués après les inspections internes de 2012

• Les détails concernant les conditions d’exploitation après l’inversion

• Les détails concernant les changements dans le flux des produits associés à la demande d’Enbridge

• Les détails concernant les calculs d’Enbridge concernant la durée de vie résiduelle

• Les détails concernant les modèles de propagation des fissures utilisées par Enbridge dans son analyse

• L’information concernant les mesures prises pour améliorer la probabilité de détection et réduire le nombre de faux négatifs.



Les réponses envoyées par Enbridge étaient principalement sous forme de présentations verbales, et ont été données au cours de réunions organisées pour la cueillette de renseignements avec les experts en la matière d’Enbridge. Aucune information n’a été fournie en réponse aux demandes faites à l’égard des registres d’inspection interne pour les inspections de 2012, ni à l’égard des rapports d’excavation associés à ces inspections, car cette information est considérée par Enbridge comme étant de nature exclusive et privée. Néanmoins, il est entendu qu’Enbridge rédigera une évaluation technique en rapport avec l’analyse des inspections internes de 2012 et l’information obtenue des excavations connexes. Trois des 30 conditions de l’Office national de l’énergie sont liées à l’analyse et aux conclusions de ces données tel qu’illustré ci-dessous :

• Condition no 9 : Au moins 90 jours avant de déposer sa demande d’autorisation de mise en service, Enbridge doit présenter à l’Office une évaluation technique à jour du pipeline, dans un format semblable à celui de l’évaluation technique de la canalisation 9B. L’évaluation technique à jour doit s’appuyer sur les inspections internes et les travaux d’excavation réalisés par Enbridge sur la canalisation 9 en 2012 et en 2013 entre les terminaux de Sarnia et de Montréal. L’évaluation technique à jour doit comprendre, sans s’y limiter :

a) Une analyse de la vie utile restante qui tient compte des caractéristiques connexes de manière à illustrer que le pipeline qui relie les terminaux de Sarnia et de Montréal peut être mis en service dans le sens d’écoulement inversé aux pressions maximales de service (PMS) approuvées par l’Office. Si Enbridge souhaite demander que les pressions de service soient différentes dans cette analyse, elle doit motiver cette demande.

b) Une analyse du taux de pression de rupture prévu pour le pipeline par rapport aux menaces à l’intégrité (y compris les menaces connexes) en utilisant comme référence 100 % de la limite élastique minimale;

c) Le rendement des outils d’inspection interne, y compris leur probabilité de détection et leur probabilité de mesure de la profondeur;

d) Des schémas d’unité d’outils de terrain pour les fissures et la corrosion, y compris la profondeur et la longueur;

e) Les résultats de l’inspection annuelle menée en 2012 à l’égard du réseau de protection cathodique.

• Condition no 27 : Dans les 18 mois suivant l’obtention de l’autorisation de mise en service, Enbridge doit déposer auprès de l’Office le plan d’amélioration de l’intégrité à long terme qu’elle envisage de mettre en œuvre pour atténuer et surveiller les imperfections de corrosion (interne et externe), les déformations géométriques ou les fissurations relevées par les



outils d’inspection interne qui restent dans les tronçons pipeliniers situés entre le poste de North Westover et le terminal de Montréal, précisant notamment le calendrier du plan, le raisonnement justifiant les imperfections sélectionnées et les intervalles prévus en vue d’inspections subséquentes.

• Condition no 28 : Dans les 18 mois suivant l’obtention de l’autorisation de mise en service, Enbridge doit soumettre à l’approbation de l’Office une évaluation déterministe à jour de la durée de vie restante de chaque tronçon (c’est-à-dire d’une station de pompage à l’autre) de la canalisation 9 entre les terminaux de Sarnia et de Montréal. Cette évaluation doit tenir compte des résultats des plus récentes inspections internes et excavations, des imperfections connexes, des PMS approuvées par l’Office et de l’ensemble de données réelles des cycles de pression de service pour les périodes les plus occupées depuis l’inversion.

Une quatrième condition (la condition no 19) reposera sur l’analyse des données d’inspections internes de 2012 et sur l’évaluation technique fondée sur cette analyse afin d’élaborer un plan de gestion des fissurations :

• Condition no 19 : Avant de présenter sa demande d’autorisation de mise en service, Enbridge doit déposer auprès de l’Office un plan de gestion des fissurations dans le tronçon situé entre les terminaux de Sarnia et de Montréal. Ce plan doit comprendre un calendrier d’évaluation et les raisons expliquant les intervalles choisis. Ce plan doit inclure l’échéancier associé à la méthodologie d’évaluation, et les justifications qui ont motivé le choix de cet échéancier.



3. Objectifs

Dans le mandat, le gouvernement du Québec énumère les objectifs de l’évaluation indépendante auxquels répond le présent rapport :

1. Vérifier si les techniques d’inspection et d’entretien d’Enbridge répondent aux plus hauts standards de l’industrie et assurent l’intégrité du pipeline;

2. Vérifier si des mesures particulières et adéquates sont prises afin de minimiser les risques d’incidents près des zones sensibles, notamment les cours d’eau;

3. Vérifier si les effets sur la conduite de l’inversion du flux et d’un changement de la composition du pétrole transporté et des volumes ont été évalués correctement;

4. Évaluer la pertinence de réaliser un test hydrostatique avant l’inversion de la canalisation.



4. Contexte

En mars 2014, Enbridge a obtenu l’approbation (sous réserve de certaines conditions) de l’Office national de l’énergie en vertu de l’article 58 et de la partie IV de la Loi sur l’Office national de l’énergie pour :

1. L’inversion du sens d’écoulement d’un tronçon de pipeline de 639 kilomètres de la canalisation 9 (appelé canalisation 9B), reliant North Westover, en Ontario, à Montréal, au Québec;

2. L’accroissement de capacité de la totalité de la canalisation 9 de Sarnia (Ontario) à Montréal;

3. La révision des règles et règlements de la canalisation 9 afin d’autoriser le transport de pétrole brut lourd.

Ensemble, les trois changements susmentionnés constituent ce qui est appelé tout au long du présent rapport le projet d’inversion de la canalisation 9 d’Enbridge. L’un des principaux domaines d’intérêt de la présente étude est de repérer les différences importantes entre les opérations actuelles et le projet d’inversion.

La canalisation 9 est un pipeline d’Enbridge d’un diamètre de 762 mm (NPS 30), dont la capacité actuelle est d’environ 38 157 m3/jour (240 000 barils par jour [« bpj »]), qui s’étend de Sarnia (Ontario) à Montréal (Québec). La carte des installations incluses dans le projet présenté à l’ONÉ est présentée à la Figure 1.



Figure 1

Installations faisant partie du projet d’inversion de la canalisation 9B d’Enbridge et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9

La canalisation 9 a été mise en service en 1976 et s’écoulait à ses débuts en direction est. La canalisation a été mise hors service pendant deux ans, soit de juillet 1991 à juillet 1993, période pendant laquelle la canalisation a été maintenue sous purge d’azote et protégée à l’aide d’une protection cathodique. L’écoulement de la canalisation a été inversé en direction ouest en 1999 dans le cadre du projet d’inversion de la canalisation 9 suite à la procédure OH-2-97 de l’Office national de l’énergie et conformément à l’ordonnance X0-JI-34. Actuellement, la canalisation transporte du pétrole brut corrosif et non corrosif condensé provenant de régions comme la mer du Nord, l’Afrique occidentale et le Moyen-Orient, en direction ouest.

Enbridge a obtenu récemment l’approbation de l’ONÉ (sous réserve de certaines conditions) pour l’inversion du sens d’écoulement du tronçon de 639 km de la canalisation 9, du poste de North Westover au terminal de Montréal (« canalisation 9B »). De plus, Enbridge a obtenu une approbation conditionnelle de l’ONÉ pour l’accroissement de la capacité annuelle sur la totalité de la canalisation 9 à environ 47 696 m3/jour (300 000 bpj), et pour que soit révisé le tarif de la canalisation 9 afin d’y autoriser le transport de pétrole brut lourd. L’inversion de l’écoulement de la canalisation 9B sera réalisée essentiellement en modifiant les installations actuelles. La



capacité accrue sera atteinte grâce à l’ajout de pompes et de patins d’injection d’un agent réducteur de résistance (ARR) aux installations existantes d’Enbridge. Les travaux du projet au terminal de Sarnia, au poste de North Westover, au poste de Hilton, au poste de Cardinal (en Ontario), au poste de Terrebonne et au terminal de Montréal (Québec) incluent la modification ou le remplacement de l’équipement existant et l’installation de pompes et de tuyaux dans les limites des installations actuelles.

4.1. Caractéristiques techniques du pipeline

Le tableau suivant donne un aperçu des propriétés de la conduite de la canalisation 9B du poste de North Westover au terminal de Montréal. La pression maximale de service (PMS) approuvée par l’ONÉ dans l’ordonnance de mise en service de mars 1999 entre le poste de Cardinal et le terminal de Montréal va de 2 498 kPa à 4 783 kPa. Les pressions de service prévues dans le cadre du projet d’inversion de la canalisation 9B et de l’accroissement de la capacité de la canalisation 9 seront conformes à celles énumérées ci-dessus.

Tableau 1 Propriétés de la conduite de la canalisation 9B

Propriété Valeur(s)

Diamètre NPS 30 (diamètre extérieur de 762 mm)

Épaisseur de la paroi

6,35 mm x 342,948 km 7,14 mm x 191,459 km 7,92 mm x 92,134 km 8,74 mm x 12,800 km 9.525 mm x 0,402 km 12,7 mm x 8,975 km

Nuance API 5L X52 (359 MPa)

Spécification de fabrication de la conduite CSA Z245.1-1971 et CSA Z245.2-1971

Date de construction 1975

Type de joint de soudure longitudinal Double soudure à l’arc submergé

Fabricant du revêtement de la conduite Stelco

Revêtement extérieur de la conduite Monocouche de ruban de polyéthylène

Le pipeline a été soumis à une épreuve hydrostatique en 1976 au moment de sa mise en service à une pression de 1,25 x la pression maximale de service (PMS). En 1997, une deuxième épreuve hydrostatique a été effectuée dans le cadre du projet d’inversion de la canalisation 9. Aucune défaillance n’a été signalée.



4.2. Modifications proposées aux installations actuelles

Il y a deux postes associés à la canalisation 9B au Québec : le poste de Terrebonne et le terminal de Montréal. Les installations 9B du poste de Terrebonne ont été installées en 1999 dans le cadre du projet d’inversion de la configuration première ouest-est à la configuration actuelle est-ouest. Enbridge ne prévoit pas utiliser les pompes du poste de Terrebonne après l’inversion du sens de l’écoulement à une configuration ouest-est. Au terminal de Montréal, le sas d’arrivée sera remplacé, un réservoir amortisseur sera installé, et toutes les conduites excédentaires du terminal seront enlevées.

La pression de service n’augmentera pas avec l’augmentation du débit, qui est réalisée grâce à l’utilisation d’un agent réducteur de résistance (ARR). La pression normale au poste de Terrebonne ne changera pas, tandis que la pression de service normale au terminal de Montréal diminuera considérablement (de 1 586 kPa actuellement, à 689 kPa après l’inversion).

4.3. Conception hydraulique proposée

Le projet prévoit une augmentation proposée de la capacité annuelle de la canalisation 9 qui passera de 38 157 m3/jour (240 000 bpj) à 47 696 m3/jour (300 000 bpj). La PMS actuelle de l’oléoduc ne changera pas après l’inversion. Les propriétés typiques du pétrole transporté dans la canalisation 9B sont indiquées ci-après :

Tableau 2 Propriétés des produits inclus dans la demande d’Enbridge

Propriétés

Viscosité (cSt) Densité (kg/m3) Température (oC) Tension de vapeur (kPa)

Type de pétrole

Min. Max. Min. Max. Min. Max. Min. Max.

Pétrole brut léger

2 20 800 876 7,5 18,5 0 80

Brut de densité

moyenne 20 100 876 904 7,5 18,5 0 60

Brut lourd

100 350 904 940 7,5 18,5 0 60



5. Démarche

Afin d’assurer une exécution efficace du mandat, comme il est expliqué au chapitre 2, et d’atteindre les objectifs décrits dans la section 3, une analyse fondée sur les menaces a été entreprise, portant sur les mécanismes potentiels de défaillance énumérés à la clause H.2.6.1 de la norme CSA Z662-11, comme suit :

1. Perte de métal a. Corrosion interne b. Corrosion externe c. Érosion

2. Fissuration a. Mécanismes de fissuration environnementaux comme la fissuration par

corrosion sous tension (FCC) b. Fissuration par fatigue c. La fissuration induite mécaniquement (par déformation notamment)

3. Interférence externe (c.-à-d. activités externes de première, deuxième ou tierce parties, causant des dommages au pipeline)

4. Défauts de matériel ou de fabrication dans les tuyaux ou les composants 5. Dommages ou défauts de construction 6. Défaillance géotechnique/hydrologique 7. Défaillance d’équipement (p. ex., vannes, joints, garniture, joints d’étanchéité), y

compris l’équipement auxiliaire 8. Autres causes (fonctionnement défectueux du système de commande, fonctionnement

inapproprié ou autres causes, tels que précisés)

Cette analyse fondée sur les menaces a été entreprise en tenant compte des renseignements suivants, obtenus des sources décrites dans la section 2.1 :



o Information relative à la conception; o Renseignements sur les matériaux; o Renseignements relatifs à la construction; o Paramètres d’exploitation (passés et proposés); o Propriétés et caractéristiques du débit (passées et proposées); o Composition des produits (passée et proposée); o Historique d’exploitation;

� Historique des défauts, y compris mécanisme de formation, de croissance et défaillance;

� Défectuosités; � Historique des contre-essais hydrostatiques; � Historique et résultats des inspections; � Historique de l’entretien et des réparations;

o Examen des données d’intégrité; o Examen des évaluations des menaces; o Examen des évaluations techniques; o Examen des évaluations des risques; o Examen des demandes d’information.

Bien que l’étendue du mandat soit limitée au tronçon de la canalisation 9B qui est en place à l’est de la frontière Ontario/Québec, la nature systémique de certaines menaces est telle que l’information ci-dessus a été passée en revue pour la totalité de l’oléoduc.

Pour contrer chaque menace, ainsi que toute forme d’interaction possible entre les principales catégories de menace, toute l’information susmentionnée a été passée en revue afin de formuler des commentaires, à savoir :

i. Les changements de composition et de volume du pétrole brut transporté ainsi que la modification du sens du transport et l’utilisation d’agent réducteur de résistance ont-ils été correctement pris en compte dans les évaluations d’Enbridge;

ii. Les évaluations effectuées par Enbridge étaient-elles adéquates de manière à assurer une exploitation sécuritaire de la canalisation 9B;

iii. Le programme d’intégrité mis en œuvre par Enbridge pour la canalisation 9B est-il représentatif des pratiques courantes de l’industrie;

iv. Des mesures appropriées ont-elles été prises pour minimiser le risque d’incidents près des secteurs sensibles, particulièrement les cours d’eau.



En ce qui concerne l’objectif iii ci-dessus, le terme « pratiques courantes de l’industrie » a été considéré comme synonyme de « pratiques exemplaires de l’industrie », qui généralement s’entend comme « la pratique qui convient le mieux dans les circonstances, qui est plus particulièrement considérée comme commercialement acceptable ou réglementée; une technique ou une méthode qui, par l’expérience et la recherche, s’est révélée fiable pour la réalisation d’un résultat souhaité ».1 Par conséquent, ce terme ne signifie pas qu’une pratique exemplaire de l’industrie est obligatoirement corroborée ou spécifiée par une norme ou une caractéristique technique industrielle, car, comme c’est le cas pour nombre de procédés et de procédures, il n’y a pas de critères établis reconnus par une norme ou conformes à une spécification de l’industrie, qui permettraient d’évaluer ces procédés ou procédures. À plusieurs reprises dans le présent rapport, des commentaires sont formulés sur une pratique donnée pour préciser si elle est représentative des « pratiques exemplaires de l’industrie » ou des « pratiques courantes dans l’industrie ». Ces termes sont utilisés dans le contexte susmentionné et les commentaires concernant les pratiques exemplaires et les pratiques courantes de l’industrie sont formulés afin de répondre à l’objectif iii.

Lorsque la situation le justifie, des recommandations précises sont formulées et une analyse détaillée est fournie pour débattre de l’efficacité des épreuves hydrostatiques comme outil potentiel dans le cadre des pratiques de gestion de l’intégrité déjà utilisées par Enbridge.

Collectivement, le commentaire ci-dessus couvre la portée globale du mandat et des objectifs, tels que décrits aux chapitres 2 et 3, respectivement.

1 Définition de Dictionary.com [traduction].



6. Analyse

6.1. Examen des menaces pour le pipeline

6.1.1 Perte de métal

Trois formes de perte de métal ont été évaluées soit la corrosion externe, la corrosion interne et l’érosion. Comme chacune d’entre elles est associée à un mécanisme unique et à un ensemble de facteurs de risque, elles sont examinées séparément ci-dessous.

6.1.1.1 Corrosion externe

La corrosion externe est considérée comme une menace universelle pour toutes les canalisations enterrées en acier au carbone. Jusqu’à maintenant, une seule fuite attribuable à la corrosion externe a été observée sur la canalisation 9B d’Enbridge. Elle est survenue sur une pièce de 19 mm (3/4 pouce) de diamètre de la canalisation de retour du densitomètre à l’intérieur d’un poste, en 1993.2

Il existe deux moyens pour prévenir ou atténuer la corrosion externe dans un pipeline d’acier en exploitation. Le revêtement externe est la première et principale défense, et devrait former une barrière physique entre l’acier et le milieu potentiellement corrosif. La protection cathodique (PC) est considérée comme la deuxième défense et est utilisée pour protéger la canalisation de la corrosion dans les endroits où le système de défense premier (revêtement) a échoué.

Les facteurs suivants ont une incidence sur la possibilité de défaillances liées à la corrosion externe :

2 Le tableau 3-2 de l'Évaluation technique de l'intégrité du pipeline indique deux fuites attribuées à la corrosion externe, les deux survenues en 1993; par la suite, un correctif a été émis dans le cadre de la réponse d'Enbridge à la demande de renseignements de la DR 1.27 de l’ONÉ, indiquant que l'une de ces fuites n'en était pas une, mais plutôt un défaut de corrosion qui ne fuit pas.



- type de revêtement externe, - âge, - état du revêtement, - efficacité de la protection cathodique, - niveau de contrainte en service.

Au-delà de la surveillance et de l’entretien des systèmes de protection cathodique, Enbridge procède également à des inspections en ligne sur une base régulière misant sur la technologie de détection de la perte de métal pour repérer les emplacements précis où pourraient survenir des problèmes de corrosion externe.

Le rôle que joue chacun des facteurs susmentionnés dans le contexte du projet d’inversion du pipeline, et leur incidence potentielle sur la probabilité de défaillances attribuables à la corrosion externe sont présentés sommairement dans les sections ci-dessous.

6.1.1.1.1. Type de revêtement

La canalisation 9B est recouverte d’une monocouche de ruban de polyéthylène. Ce type de revêtement est courant pour les canalisations construites avant les années soixante-dix, mais n’est plus utilisé pour les pipelines qui sont construits de nos jours. Le revêtement fait d’une couche simple de ruban de polyéthylène est plus vulnérable au plissage et plus susceptible de se détacher de la conduite, particulièrement dans les conduites de grand diamètre, où les contraintes exercées par le sol sont plus importantes, et où un « effet de tente » de la couche simple du ruban de polyéthylène peut se former au-dessus de la double soudure à l’arc submergé surélevée. La couche simple du ruban de polyéthylène peut isoler la conduite du courant de protection cathodique et nuire à l’efficacité de la protection cathodique si les eaux souterraines pénètrent sous le revêtement détaché. Pour cette raison, en ce qui a trait aux canalisations couvertes de ce type de revêtement, il est particulièrement important que le programme d’inspection interne de la perte de métal des parois soit efficacement géré. La discussion sur le programme d’inspection interne des pertes d’épaisseur des parois se poursuit à la section 6.1.1.1.6.

Bien que le type de revêtement soit un facteur à considérer dans l’évaluation de la probabilité de défaillances attribuables à la corrosion externe, ce n’est pas un facteur qui sera touché d’une quelconque manière par le projet d’inversion du pipeline.



6.1.1.1.2. Âge

La corrosion externe se manifeste sous forme de perte d’épaisseur de la paroi en fonction du temps, qui est mesurée par la réaction cinétique des procédés électrochimiques visés.

La canalisation 9B a été mise en service en 1976, il y a 38 ans. Comme les propriétés fondamentales de l’acier ne changent pas beaucoup avec le temps, les pipelines en acier sont habituellement à durée de vie indéfinie. Il est courant pour les exploitants de pipeline d’avoir recours, dans la gestion routinière de leurs actifs, à la mise en œuvre de programmes d’intégrité pour contrer les mécanismes de dégradation en fonction du temps comme la corrosion. Cette stratégie à durée de vie indéterminée n’est pas réservée aux pipelines en acier; une philosophie d’exploitation similaire s’applique à d’autres types de structure d’acier, comme les ponts et les bâtiments.3

Une durée de vie indéterminée n’est un objectif réaliste que s’il est possible de repérer et de traiter de manière préventive les défauts qui se manifestent en fonction du temps. Dans la pratique, les exploitants de pipeline s’efforcent d’atteindre cet objectif en procédant à des inspections internes et à la surveillance de la protection cathodique. L’efficacité de la surveillance de la protection cathodique et des programmes d’inspection internes d’Enbridge est abordée dans les sections 6.1.1.1.4 et 6.1.1.1.6.

Bien que l’âge soit un facteur à considérer dans l’évaluation de la probabilité de défaillances attribuables à la corrosion externe, ce n’est pas un facteur qui sera touché d’une quelconque manière par le projet d’inversion du pipeline.

6.1.1.1.3. État du revêtement

La dégradation du revêtement est fonction du temps, de la température et des conditions du sol. Même si des méthodes d’inspection à la surface du sol existent pour évaluer l’état du revêtement et en assurer un suivi, leur efficacité peut être limitée en présence de revêtements comme les rubans de polyéthylène qui empêchent le passage du courant électrique.

3 Par exemple, le pont de Brooklyn et l'édifice Flatiron, qui sont toujours en service dans la ville de New York, comptent respectivement 131 et 112 ans d'existence.



Dans le cas des pipelines ainsi protégés, on peut évaluer l’état du revêtement par déduction en procédant à un examen des données d’inspection interne — les pertes d’épaisseur de la paroi externe servent alors à établir l’état du revêtement. Dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline, après avoir superposé les pertes d’épaisseur de la paroi externe relevées lors d’inspections effectuées au moyen de l’outil UltraScan WM en 2004 à celles relevées lors de l’inspection menée avec l’outil GE-PII MFL en 2007, on a répertorié en tout 1398 imperfections externes dans le tronçon de 206,4 km reliant Montréal et Cardinal (ML-CD). Cela équivaut en moyenne à une perte d’épaisseur externe tous les 148 m. Or, il serait faux de croire que ces 1398 pertes d’épaisseur externes sont des cas de corrosion, plusieurs pouvant être des imperfections liées à la fabrication de la conduite, notamment des marques de meuleuse ou d’autres imperfections de surface comme des écailles et des éclats. En conséquence, l’estimation d’une perte d’épaisseur tous les 148 m peut être une estimation prudente.

D’après les examens antérieurs des registres d’inspection interne des exploitants de pipelines nord-américains, une moyenne d’une perte d’épaisseur tous les 148 m est considérée comme très peu élevée comparativement aux chiffres relevés dans l’industrie et n’est pas indicative d’une défaillance systémique ou généralisée du revêtement. Au contraire, il semble que le revêtement donne un très bon rendement (du moins à partir de 2007) si on le compare aux normes de l’industrie. Néanmoins, l’état du revêtement est un facteur qui n’est pas influencé par le projet d’inversion.

6.1.1.1.4. Efficacité de la protection cathodique

La protection cathodique est un moyen utilisé par les exploitants de pipelines pour donner à leurs pipelines des potentiels électriques ayant une valeur électronégative plus grande que le potentiel naturel de l’acier, l’objectif étant de maintenir un potentiel passif sur les surfaces d’acier exposées (là où le revêtement extérieur ne protège plus l’acier) qui empêchera toute corrosion. Les normes de l’industrie prescrivent un critère acceptable pour le potentiel électrique de -850 mV (« off ») par rapport à une électrode de référence Cu/CuSO4 standard. L’industrie a adopté un autre critère qui consiste à démontrer un écart minimal de dépolarisation de 100 mV. Enbridge affirme utiliser ces deux critères pendant les inspections annuelles de la protection cathodique. Au moment de la rédaction de l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge, tous sauf un des 519 plus récents relevés de protection cathodique effectués entre le poste de North Westover et le terminal de Montréal (NW et ML) respectaient le critère -850 mV (« off »). La seule exception répondait au critère d’écart minimal de dépolarisation de 100 mV.



Un examen des données disponibles a permis de conclure que les pratiques de surveillance et d’entretien du dispositif de protection cathodique d’Enbridge respectaient les pratiques exemplaires de l’industrie, tout en reconnaissant les limites énoncées précédemment concernant l’effet protecteur du revêtement en ruban de polyéthylène. Néanmoins, ce facteur n’est influencé d’aucune manière par le projet d’inversion.

6.1.1.1.5. Niveau de contrainte en service

La défaillance d’un pipeline découlant d’un problème de corrosion externe peut se manifester soit par la pénétration de la paroi par la corrosion, soit par l’imposition de surcharges sur l’épaisseur restante d’une paroi corrodée. La pénétration des parois, en particulier lorsque l’imperfection est plutôt ponctuelle, peut occasionner des fuites et n’est pas une fonction du niveau de contrainte en service. Les imperfections dues à la corrosion externe, plus profondes et plus longues, peuvent quant à elles provoquer une rupture. En général, les ruptures sont contrôlées par le diamètre de la conduite, l’épaisseur de la paroi, la qualité des matériaux, le niveau de contrainte en service et de la taille des défauts. Les zones corrodées plus longues et plus profondes céderont à des contraintes de service inférieures.

Comme l’augmentation de débit associée à l’inversion de la canalisation 9B n’est pas atteinte par une augmentation de la pression de service, les nouvelles conditions d’exploitation n’entraîneront pas d’augmentation du risque de défaillance.

6.1.1.1.6. Pratiques d’évaluation

Depuis 1977, le tronçon ML-CD de la canalisation 9B d’Enbridge a fait l’objet de 10 inspections internes avec mesure des pertes d’épaisseur de la paroi, la plus récente ayant eu lieu en 20124. Il s’agit d’un nombre important d’inspections qui témoigne du degré de diligence raisonnable appliqué. L’évaluation technique de l’intégrité du pipeline contient des résumés tirés d’une

4 Bien que le tableau 4-1 de l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline indique un total de six inspections internes avec mesure des pertes d’épaisseur de la paroi dans le tronçon ML-CD avant les inspections de 2012, la réponse à la DRT 1.22 de l’ONÉ mentionne plutôt sept inspections internes avec mesure des pertes d’épaisseur de la paroi avant 2012. Le tableau 3-3 de l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline indique que trois formes d’inspection interne de la perte d’épaisseur de la paroi ont été effectuées sur ce tronçon en 2012; une inspection PFM, une inspection USWM et une inspection DDA.



superposition des données de l’inspection avec l’outil UltraScan WM de 2004 et de celles de l’inspection avec l’outil GE-PII PMF de 2007.

La procédure d’analyse utilisée pour évaluer les données sur la perte d’épaisseur de la paroi, y compris l’excavation et les critères de réparation, est exposée en détail dans l’évaluation technique de l’intégrité du pipeline — une évaluation de ces procédures et de ces critères a été entreprise.

Analyse de la croissance de la corrosion

Enbridge a indiqué avoir élaboré une analyse du taux de croissance de la corrosion (TCC) qui donne un aperçu de l’intégrité du pipeline et facilite la tenue des activités de suivi et de planification des mesures d’atténuation, y compris l’établissement d’intervalles d’inspection interne. Il s’agissait d’un domaine pour lequel des données supplémentaires ont été demandées, et des discussions ont été tenues avec des spécialistes d’Enbridge afin d’obtenir plus de précisions. Il a été déterminé que les valeurs du TCC d’un site de corrosion donné sont obtenues en divisant la profondeur maximale par le nombre d’années de service et en multipliant cette valeur par un facteur de sécurité. Ce facteur de sécurité est fonction de la génération de la canalisation et du type de revêtement; il permet de réduire efficacement le temps de croissance de la défectuosité prévu, ce qui augmente par le fait même le taux de croissance de la corrosion. Une « erreur de décalage » est appliquée à la taille nominale mesurée de chaque site de corrosion afin que l’on puisse tenir compte de l’erreur relative aux mesures prises avec des outils. Cependant, cette erreur de décalage n’est pas prise en considération dans le calcul du taux de croissance de la corrosion.

Les intervalles de réévaluation sont établis en fonction des taux de croissance calculés et en veillant à ce qu’aucune zone dégradée n’atteigne un ratio de la pression de rupture (RPR) inférieur à 0,9 (0,93 en HCA) ou une profondeur correspondant à 75 % de l’épaisseur de la paroi (il convient de noter que le ratio de la pression de rupture est défini comme étant la pression de rupture prévue pour un défaut de corrosion donné, divisée par la pression à la limite d’élasticité conventionnelle de la conduite). Les intervalles de réévaluation sont limités à un maximum de dix ans, mais Enbridge prévoit des intervalles de réévaluation de cinq à six ans pour la canalisation 9B.

La norme CSA Z662-11 ne prescrit aucune ligne directrice normative en matière d’analyse du taux de croissance de la corrosion et des intervalles de réévaluation; par conséquent, la pratique susmentionnée semble raisonnable et représentative des pratiques en vigueur dans



l’industrie, d’après ce que l’on connaît des pratiques de gestion de l’intégrité adoptées par les exploitants de pipelines nord-américains.

Critères d’excavation et de réparation

Enbridge utilise les critères d’excavation suivants :

- ratio de la pression de rupture (RPR) de 1,0 ou moins; - profondeur maximale correspondant à 50 % de l’épaisseur de la paroi ou plus

Au moment de l’excavation, tous les défauts de corrosion affichant un RPR de 1,0 ou moins, tous les défauts ayant une profondeur maximale supérieure ou égale à 80 % de l’épaisseur de la paroi (ou supérieure à 50 % s’il s’agit de zones où des soudures sont présentes ou de zones affectées par la chaleur au moment du soudage) et tous les défauts concernant des pertes d’épaisseur de la paroi associées à des fissures sont réparés avec des gaines entourant l’ensemble de la conduite, tandis que les autres défauts sont recouverts d’un nouveau revêtement. Ces critères et les méthodes de réparation correspondent à ceux énoncés dans la norme CSA Z662-11, clauses 10.10 et 10.11 respectivement.

Pratiques d’évaluation des installations

La tuyauterie présente à l’intérieur des postes n’est en grande partie pas accessible à la pratique des inspections internes. Dans son évaluation technique des installations, Enbridge rapporte que, depuis 2005, plusieurs inspections externes ont été effectuées sur les conduites des postes. Les lieux d’inspection sont essentiellement fondés sur des critères de vérification de la corrosion interne et, lorsque la conduite est exposée, la surface externe de celle-ci fait également l’objet d’une inspection. Un programme de surveillance régulière de la corrosion externe tel que celui-ci est représentatif des meilleures pratiques de l’industrie.

6.1.1.2 Corrosion interne

Jusqu’à maintenant, aucune fuite attribuable à la corrosion interne de la canalisation 9B d’Enbridge n’a été enregistrée. Dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline, les sites de perte de matériau sur la paroi interne détectée dans le cadre de l’inspection de 2004 à l’aide de l’outil UltraScan WM ont été superposés aux sites détectés dans le cadre de l’inspection de 2007 au moyen de l’outil de détection de perte de flux magnétique (PFM) GE-PII. Au total, 25 sites de perte de métal sur la paroi interne ont été enregistrés le long du tronçon ML-CD d’une longueur de 206,4 km, soit, en moyenne, un site tous les 8,3 km.



Cette densité de site est très faible et, qui plus est, un examen du graphique des orientations des imperfections liées aux pertes de métal de la paroi figurant dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline indiquait qu’elles ne suivaient pas une orientation préférentielle vers la position six heures de la conduite, où l’on pourrait s’attendre à trouver des traces de corrosion interne. Ceci indique que les pertes de métal de la paroi interne qui ont été détectées en 2007 étaient probablement liées à des défauts de fabrication répartis de façon aléatoire, comme des marques de meulage et des imperfections de surface, plutôt qu’à la corrosion interne. Des discussions avec les experts en la matière d’Enbridge ont révélé qu’aucune trace de corrosion interne n’avait été observée pendant les activités d’entretien de la conduite effectuées le long de la canalisation 9B d’Enbridge.

Malgré cet élément de preuve, conformément à la pratique exemplaire de l’industrie en matière d’évaluation des menaces, la corrosion interne doit être considérée comme une menace potentielle pour les pipelines en acier au carbone dont le produit pourrait contenir de l’eau libre. L’évaluation, par Enbridge, de la menace potentielle de corrosion interne de la canalisation 9B est conforme à cette pratique.

Les facteurs ci-dessous ont une incidence sur le potentiel de défaillance liée à la corrosion interne :

- composition du produit; - caractéristiques de l’écoulement; - adoption de mesures d’atténuation appropriées.

Au-delà de l’adoption de mesures d’atténuation de la corrosion interne, Enbridge a principalement recours à des inspections internes régulières, misant sur la technologie de détection de perte de métal, pour gérer la menace de défaillance liée à la corrosion interne.

Le rôle que joue chacun des facteurs susmentionnés à l’égard du projet d’inversion du pipeline, et leur incidence potentielle sur la probabilité de défaillances liées à la corrosion interne, est présenté sommairement dans les sections ci-dessous.

6.1.1.2.1. Composition du produit

La canalisation 9B transporte du pétrole brut qui contient des traces de matières potentiellement corrosives, notamment de l’eau, des solides en suspension et des bactéries. Comme il est indiqué dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge, ces traces de matières potentiellement corrosives peuvent contribuer à la formation de conditions



locales propices à la corrosion si on permet leur accumulation à long terme et si la situation persiste.

Le paramètre « sédiments et eau » est exprimé en pourcentage par rapport au flux de produit. La limite maximale permise de contenu en sédiments et en eau pour la canalisation 9B est de 1 %, mais sera toutefois réduite à 0,5 % après l’inversion, étant donné que la variabilité du contenu en sédiments et en eau du pétrole brut provenant de réserves marines est plus importante. Les limites tarifaires sur le contenu en sédiments et en eau associées à l’inversion ont été réduites malgré l’augmentation des volumes de pétrole brut qui seront transportés après l’inversion. La réduction de la limite de contenu en sédiments et en eau liée au projet d’inversion a une incidence positive sur la performance prévue en matière de corrosion interne.

La corrosivité du bitume dilué (aussi connu sous le nom de « dilbit ») par rapport à celle du pétrole brut traditionnel suscite une certaine controverse. Cette controverse a donné lieu récemment à de nombreuses enquêtes, lesquelles ont été suivies par plusieurs rapports sectoriels.5,6,7 Les constatations révélées dans ces différents rapports sont relativement les mêmes et sont présentées sommairement à la référence 7 :

• Le bitume dilué ne possède pas de propriétés uniques ou extrêmes le rendant plus susceptible que d’autres formes de pétrole brut de causer des dommages internes aux pipelines attribuables à la corrosion ou à l’érosion :

o Les fourchettes de densité et de viscosité du bitume dilué sont comparables à celles d’autres types de pétrole brut,

o Le transport de bitume dilué se fait de façon similaire au transport d’autres types de pétrole brut en termes de débit, de pression et de température de fonctionnement;

o Le volume et la taille des particules solides présentes dans le bitume dilué se situent dans des fourchettes similaires à celles qui caractérisent les autres types de pétrole brut et ne les rendent pas plus susceptibles de se déposer ou de causer de l’érosion,

o Le bitume dilué transporté ne contient pas une plus grande concentration en eau, en sédiments, en gaz dissous ou en d’autres agents qui causent ou

5 Been, J. pour Alberta Innovates Technology Futures, « Comparison of the Corrosivity of Dilbit and Conventional Crude », septembre 2011. 6 Association canadienne de pipelines d’énergie, Rapport sur l’état actuel, « Dilbit Corrosivity », Penspen Report # 12671-RPT-001, février 2013 7 TRB Special Report 311, « Effects of Diluted Bitumen on Crude Oil Transmission Pipelines », National Research Council of the National Academy of Sciences, 2013.



exacerbent la corrosion interne, y compris la corrosion influencée par les micro-organismes,

o Les acides organiques contenus dans le bitume dilué ne sont pas corrosifs pour l’acier à la température de fonctionnement des pipelines;

• Le bitume dilué ne possède pas de propriétés pouvant le rendre plus susceptible que d’autres types de pétrole brut de causer des dommages aux pipelines attribuables à la corrosion externe et à la fissuration ou à des forces mécaniques;

• Rien ne prouve que la température de fonctionnement et la pression sont plus élevées ou qu’elles sont plus susceptibles de fluctuer lorsque les pipelines transportent du bitume dilué que lorsqu’ils transportent d’autres types de pétrole brut ayant une densité et une viscosité similaires;

• L’exploitation et l’entretien des pipelines sont les mêmes pour les expéditions de bitume dilué que pour les expéditions d’autres types de pétrole brut.

Il convient de noter que l’utilisation d’agents réducteurs de résistance (ARR) n’est pas propre au transport de bitume dilué. Ces agents sont utilisés selon les exigences d’exploitation d’un tronçon précis d’un pipeline et selon le débit recherché. Les agents réducteurs de résistance sont constitués de polymères à longue chaîne, et ils servent à atténuer la turbulence au niveau de l’interface entre le pétrole brut et la paroi de la conduite, à réduire la friction et à accélérer le débit. Les agents réducteurs de résistance ne sont pas corrosifs en soi, et les auteurs du présent document n’ont pas connaissance de cas où leur utilisation a été un facteur important de corrosion ou a entraîné la défaillance d’un pipeline en exploitation.

6.1.1.2.2. Caractéristiques de l’écoulement

L’un des principaux facteurs de corrosion interne est l’intermittence de l’écoulement, qui fait en sorte que les sédiments et l’eau peuvent se déposer et s’accumuler au fond de la conduite. Comme il est mentionné dans l’Évaluation technique des installations d’Enbridge, la canalisation 9B fonctionne en mode marche-arrêt, et la fréquence des opérations de mise en marche et d’arrêt dépend de la disponibilité du produit et des besoins de l’expéditeur. Après l’inversion, la canalisation 9B fonctionnera de façon continue. Cette modification des caractéristiques de l’écoulement a une incidence positive nette sur la corrosivité.

6.1.1.2.3. Mesures d’atténuation

Comme il est mentionné dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline, et en réponse à diverses demandes de renseignements, l’une des pratiques d’Enbridge consiste à évaluer le fonctionnement du pipeline pour détecter l’érosion et la présence de sédiments et d’eau. Cette évaluation est fondée sur des tests périodiques visant à assurer, notamment, que le contenu en



sédiments et en eau ne dépasse pas les limites de qualité tarifaire, ainsi que sur l’analyse des conditions d’exploitation, pour assurer que des conditions propices à la corrosion ne se développent pas. Enbridge a déclaré qu’une composante clé de son programme de contrôle de la corrosion interne est l’analyse régulière de la vulnérabilité des conduites à la corrosion interne, qui a recours à plusieurs indicateurs avancés et retardés et à des modèles d’écoulement pour évaluer le potentiel de menace de corrosion interne. En présence de sédiments et d’eau, Enbridge s’appuie sur le raclage des canalisations pour empêcher que des matières potentiellement corrosives se retrouvent dans le pipeline pendant de longues périodes. Enbridge prévoit effectuer entre deux et quatre nettoyages par année pour chaque section de la canalisation.

6.1.1.2.4. Pratiques d’évaluation

Il est facile de faire la distinction entre une perte de la paroi interne et une perte de la paroi externe au moyen des technologies d’inspection interne décrites à la section 6.1.1.1.6. Donc, ce type d’inspection est applicable et fiable tant pour l’évaluation de la corrosion interne que pour celle de la corrosion externe d’un pipeline. Enbridge a adopté, pour la corrosion interne, les mêmes procédures d’inspection que celles décrites à la section 6.1.1.1.6, sauf que, dans le cas d’une perte de la paroi interne, l’anomalie doit avoir une profondeur de 50 % de l’épaisseur de la paroi et, dans le cas d’une perte de la paroi externe, elle doit avoir une profondeur correspondant à 80 % de l’épaisseur de la paroi pour qu’une réparation soit effectuée. Ceci réflète un plus grand degré d’incertitude des mesures des pertes de métal interne lors du travail de terrain dans les fossés. Le critère de réparation en cas de corrosion interne tient compte de la croissance potentielle de la corrosion interne.

Comme il a été mentionné précédemment, les conduites à l’intérieur des postes ne sont en général pas accessibles aux fins de l’inspection interne en raison de la complexité de leur configuration. La pratique exemplaire de l’industrie en matière d’évaluation de la corrosion interne des conduites des postes consiste à repérer les points où l’eau et les solides sont retenus (en général là où les conduites se terminent en cul-de-sac et aux points moins élevés) et à faire des excavations de suivi ainsi que des évaluations dans le fossé au moyen d’examens non destructifs à ces emplacements. La bonne pratique de l’industrie comprendrait un programme de surveillance continue qui ciblerait de façon sélective les points de retenue pour assurer qu’il n’y a pas de corrosion interne. Dans son évaluation technique des installations, Enbridge révèle que, depuis 2006, plusieurs inspections internes des conduites des installations ont été réalisées au moyen de cette approche.



6.1.1.3 Érosion

Il y a érosion interne lorsque les solides qui sont entraînés dans un flux de produit entrent en contact avec la surface interne d’un pipeline, causant une usure mécanique de la surface de la conduite de la canalisation. La vulnérabilité à l’érosion dépend de plusieurs facteurs, notamment : la vitesse d’écoulement, la concentration en particules solides, la distribution granulométrique, la forme, la taille, la masse et la dureté des particules, ainsi que la présence de courbes (en particulier des coudes et d’autres raccords). L’érosion des pipelines se produit le plus souvent dans l’industrie de la production pétrolière lorsque les pipelines situés dans les champs pétrolifères transportent des fluides contenant des quantités élevées de sable et de minéraux. Elle ne se produit pas couramment dans les pipelines de transport de pétrole brut, où la concentration de particules solides dans le flux de produit est soumise à des exigences tarifaires. En ce qui a trait au projet de transport de bitume dilué, comme il est mentionné à la référence 7, « le volume généralement faible de solides (moins de 0,05 %) ne suggère pas que l’expédition de bitume dilué accroît le potentiel d’érosion déjà peu élevé des pipelines qui transportent du pétrole brut. »

Dans son Évaluation technique des installations, Enbridge a mentionné que son analyse a révélé que la vitesse maximale d’écoulement est inférieure à ses limites de conception interne en matière d’érosion.

6.1.2 Fissuration

La canalisation 9B est vulnérable à la fissuration, et trois formes de fissuration ont été observées jusqu’à maintenant :

1. La fissuration par corrosion sous contrainte (FCC); 2. La fissuration découlant de dommages mécaniques; 3. La fissuration causée par la fatigue.

La FCC est une forme de fissuration causée par l’environnement qui peut se produire dans le cas de revêtements plus vieux, comme la couche de ruban de polyéthylène utilisée dans la canalisation 9B. Parmi les autres facteurs de contrôle de l’incidence et de la gravité de la FCC, mentionnons le niveau de contrainte et la vulnérabilité à l’environnement. Enbridge a remarqué la présence de nombreuses fissures par corrosion sous contrainte le long de la canalisation 9B, bien qu’il n’y ait eu aucune fuite associée à ces fissures jusqu’à maintenant. La FCC est néanmoins considérée comme une menace en fonction du temps et, dès qu’elle se produit, un sous-ensemble de ces fissures peut continuer à être actif et de se propager jusqu’à provoquer une défaillance, sauf si elles sont détectées et réparées de manière préventive.



La seule défaillance de la canalisation 9B attribuable à la fissuration s’est produite en 1991, et était associée au soulèvement d’une conduite de densimètre d’un pouce de diamètre par un ponceau gonflé par le gel. Cette forme de dommage mécanique n’est pas caractéristique de fissuration systémique. Il convient cependant de noter que plusieurs autres fuites, qui se sont produites entre 1978 et 1999, ont été attribuées à des enfoncements. Dans le cas de six de ces incidents, il était indiqué dans le rapport d’incident que ces fissures étaient associées à un enfoncement. Ce type de dommage causé par un enfoncement fissuré est d’origine mécanique et est souvent associé aux endroits où la conduite repose sur la roche. Dans certains cas, la charge de fatigue attribuable au cycle de mise sous pression ou à des forces externes, ou encore à des conditions ambiantes, peut entraîner l’apparition d’une fissure qui pourrait se propager jusqu’à provoquer une défaillance.

Enbridge a réalisé un examen des caractéristiques d’exploitation associées au projet d’inversion du pipeline, y compris la pression, l’écoulement et les produits. Les résultats de cet examen ont été consignés dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline et permettaient de conclure que le projet d’inversion n’augmentera pas le potentiel de défaillance associé à la menace de fissuration. L’examen indépendant réalisé dans le cadre de cette analyse a permis de tirer la même conclusion; les modifications à l’exploitation associées au projet d’inversion ne résulteront pas en une augmentation de la menace d’une défaillance par fissuration. La question la plus importante, indépendamment de la modification proposée, est l’ampleur de cette menace et la façon dont cette menace est gérée.

Il existe un certain nombre de stratégies permettant de gérer la menace de défaillance attribuable à la fissuration. Les deux stratégies les plus efficaces sont les épreuves hydrostatiques et les inspections internes. Pour pouvoir continuer de détecter les fissures susceptibles de se propager, il est nécessaire d’avoir recours de façon répétée à ces deux stratégies, avec des intervalles entre la mise en œuvre de chaque stratégie qui aura été soigneusement conçue, en fonction de la taille des défauts détectés et du taux de croissance des fissures.

Enbridge a soumis la canalisation 9B à une épreuve hydrostatique depuis sa mise en service en 1976. Cette épreuve a été réalisée en 1997 dans le cadre du projet d’inversion de la canalisation OH-2-97 approuvé par l’Office national de l’énergie. Aucune fuite ni aucune rupture n’ont été constatées.



Une inspection interne a été effectuée sur le tronçon ML-CD en 2003 au moyen de l’outil de détection des fissures GE-PII USCD.8 Cette inspection a servi de base à l’analyse réalisée dans le cadre de l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge. Il est cependant probable que les données soient trop anciennes pour permettre de bien comprendre la nature et l’importance actuelle de la menace de fissuration, en particulier parce que la technologie de détection des fissures a connu des avancées considérables depuis cette date. D’autres inspections qui ont eu recours à des outils de détection des fissures ont été réalisées sur le tronçon ML-CD en 2012, au moyen de la technologie de mesure de l’épaisseur des parois par ultrasons (USCD+) et de la technologie de détection des défauts axiaux (DDA). Cette dernière, bien qu’elle ne soit pas reconnue comme une technologie de détection des fissures à proprement parler, a la capacité de détecter certaines fissures dans certains cas. Par conséquent, il semble que les données de 2012 sur la détection de fissures et l’analyse de ces données rendront les données de 2003 désuètes. Plutôt que de se concentrer sur les constatations de l’inspection des fissures réalisée en 2003, l’approche d’analyse a été scrutée à la loupe dans le but de déterminer si le programme d’inspection des fissures d’Enbridge et si les procédures d’analyse des données sur les fissures de la société sont appropriées et permettent de gérer efficacement la menace de fissuration sur la canalisation 9B.

Bien que les technologies de mesure de perte de flux magnétique (PFM) ou de mesure de perte de métal par ultrasons aient évolué au point où la détection et la mesure de la perte volumétrique de la paroi (p. ex. en raison de la corrosion) au moyen des outils d’inspection interne peuvent être réalisées en garantissant un degré élevé de fiabilité, l’outil de détection des fissures n’a pas encore atteint le niveau de performance qui est considéré par le secteur des pipelines comme correspondant au niveau de performance de la technologie de détection de perte de métal. Bien que la détection de fissures dans le cadre d’inspections internes soit un domaine technologique qui a progressé rapidement au cours des dernières années, les pratiques varient au sein de l’industrie en fonction des exigences de qualité et des procédures, qui sont souvent déterminées par les exploitants des pipelines.

6.1.2.1 Limites des technologies d’évaluation

Chacune des principales technologies d’évaluation associées à la détection des fissures a des limites qui sont liées aux contraintes physiques qui leur sont inhérentes. L’aperçu des limites des épreuves hydrostatiques et des inspections internes présenté ci-après vise à illustrer que chaque méthode d’évaluation a ses limites qui lui sont propres. Les épreuves hydrostatiques,

8 Information révisée selon la DR no 1.22 de l’ONÉ.



en ce qui a trait à leur rôle potentiel dans le plan global de gestion de l’intégrité, compte tenu de leurs limites et comme le démontre l’analyse qui suit, ne peuvent être considérées comme étant « meilleures » que les inspections internes; elles peuvent cependant contribuer à valider la fiabilité d’un programme d’inspections internes, si cette fiabilité ne peut être démontrée par une analyse uniquement.

6.1.2.1.1. Épreuves hydrostatiques

Les procédures d’épreuve hydrostatique sont décrites à la clause 8 de la norme CSA Z662-11.9 Cette clause précise que les épreuves hydrostatiques doivent être menées à des pressions s’échelonnant de 1,25 fois la pression maximale de service (PMS) du pipeline au maximum d’une pression qui correspond à 110 % de la limite d’élasticité minimale spécifiée (LEMS) du pipeline pour le matériau constituant la conduite. Par conséquent, les pipelines qui sont exploités à des pressions correspondant à 72 % de la LEMS seraient soumis à une épreuve hydrostatique à des pressions variant entre 90 % au moins et 110 % au plus de la LEMS. Les épreuves hydrostatiques ne détectent que les défauts suffisamment importants pour être considérés comme critiques lorsque soumis à la pression élevée associée aux épreuves hydrostatiques, et ne fournissent aucune information sur la nature ou le nombre de défauts moins importants pouvant résister aux pressions hydrostatiques.

En ce qui a trait aux mécanismes de croissance des défauts en fonction du temps, comme la FCC ou la fissuration par fatigue, il faut réaliser des épreuves hydrostatiques à intervalles réguliers établis, sur la base d’une analyse prenant en compte des paramètres comme la distribution projetée des tailles des défauts, les taux de croissance des défauts, les propriétés du matériau, la pression d’exploitation et la conception des conduites. Enbridge détermine les taux de croissance des défauts pour la FCC et la fissuration par fatigue au moyen des techniques d’analyse décrites dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline. Ces modèles de mesure des taux de croissance ont fait l’objet d’un examen et, bien qu’il ait été établi que l’approche d’analyse soit représentative de la pratique exemplaire de l’industrie, les

9 Il convient de noter que cette clause vise à préciser les exigences en matière d’épreuve hydrostatique aux fins de la qualification des pipelines et non à décrire les exigences d’utilisation des épreuves hydrostatiques à titre de méthode d’évaluation des pipelines déjà en exploitation. Aucune clause de la norme CSA Z662-11 ne précise la pression qui doit être appliquée dans le cadre des épreuves ni la durée de celles-ci aux fins de l’évaluation des pipelines en exploitation qui sont déjà qualifiés. Néanmoins, les directives contenues dans la clause 8 quant à la pression qui doit être exercée dans les épreuves continuent de s’appliquer aux pratiques d’évaluation. La clause 8 contient des directives sur les essais de résistance de quatre heures, suivis d’épreuves d’étanchéité de quatre heures, qui doivent être respectées ou non dans le cadre des essais par pression effectués pour réaliser une évaluation, et il n’est pas inhabituel que des essais par « pression de pointe » d’une durée plus courte allant de quelques minutes à une heure soient réalisés, suivis d’épreuves d’étanchéité plus longues d’une durée de plusieurs heures.



résultats de l’analyse de la croissance des défauts n’ont pas été inclus dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline. Néanmoins, les taux moyens de croissance des fissures par corrosion sous contrainte figurant dans la documentation varient entre 0,1 mm et 0,3 mm par année, tandis que les taux de croissance des fissures par fatigue peuvent se situer tant en deçà qu’au-dessus de cette fourchette selon la taille du défaut et la contrainte exercée.10, 11, 12

En général dans l’industrie, les intervalles qui séparent les contres-essais hydrostatiques employés pour détecter les processus de fissuration qui dépendent du temps s’échelonnent de 4 à 10 ans. Cependant, comme l’illustrent la figure 2 et la figure 3, même si les contre-essais hydrostatiques sont effectués à des intervalles courts, un programme d’épreuves hydrostatiques régulier ne peut garantir un service sans défaillance. Les figures 2 et 3 présentent la taille critique des défauts (c.-à-d. la taille des défauts pouvant entraîner une défaillance) à une pression d’exploitation correspondant à 72 % de la LEMS et à une pression représentant une épreuve hydrostatique correspondant à 90 % de la LEMS.13 La

10 Rapport présenté à l’Office national de l’énergie, « CEPA Report on Circumferential Stress Corrosion Cracking », décembre 1997 11 Department of Transportation Research and Special Programs Administration Office of Pipeline Safety, « Stress Corrosion Cracking Study », rapport no DTRS56-02-D-70036 12 Elboujdaini, M. et Shehata, M.T., « Stress Corrosion Cracking: A Canadian Perspective for Oil and Gas Pipeline », Laboratoire de la technologie des matériaux de CANMET, Ressources naturelles Canada 13 Courbes générées au moyen du modèle de défaillance NG-18 modifié



Figure 2 présente les courbes des tailles critiques des défauts pour des conduites dont l’épaisseur de la paroi est de 6,4 mm, soit les conduites à paroi mince des tronçons de la canalisation 9B, tandis que la Figure 3 présente les courbes des tailles critiques des défauts pour des conduites de 12,7 mm, soit les conduites à paroi épaisse de l’un des tronçons de la canalisation 9B.

Voici quelques points clés qui ressortent de ces deux figures :

• À une pression donnée, à mesure que la longueur du défaut diminue, la profondeur susceptible de provoquer une défaillance si on exerce cette pression augmente;

• Dans le cas de défauts plus longs, l’écart entre la profondeur des défauts qui provoqueraient une rupture à 72 % de la LEMS et celle de défauts qui causeraient une rupture à 90 % de la LEMS est plus important que dans le cas de défauts qui sont moins longs (p. ex., dans la figure 2, l’écart entre les profondeurs critiques de défauts d’une longueur de 30 cm est de 0,91 mm, tandis que l’écart entre les profondeurs critiques de défauts d’une longueur de 2 cm est de 0,22 m);

• Cet écart entre la profondeur critique des défauts plus courts est moins important lorsque la paroi est plus épaisse (comme le démontre la figure 2, dans le cas d’une conduite dont l’épaisseur de la paroi est de 6,4 mm, l’écart entre la profondeur critique d’un défaut à 72 % et à 90 % de la LEMS pour un défaut d’une longueur de 2 cm est de 0,22 mm, tandis que, selon la figure 3, pour une conduite dont l’épaisseur de la paroi est de 12,7 mm, l’écart n’est que de 0,14 mm. Ce comportement se produit parce que l’origine de la rupture, dans le cas de défauts courts, dépend principalement de la propagation des fissures dans le reste du ligament. C’est particulièrement le cas pour les parois plus épaisses où la rupture des défauts courts est relativement peu liée aux variations de la pression d’exploitation;

• Les fissures qui dépassent un certain seuil de longueur peuvent causer une rupture (comme l’indiquent les figures 2 et 3), plutôt qu’une fuite. Les principales caractéristiques qui distinguent une rupture sont l’agrandissement rapide de la fissure tant en profondeur qu’en longueur une fois que la fissure atteint une taille critique. Dans le cas des fuites, la fissure s’agrandit peu ou pas dans le sens axial, et la pénétration en profondeur de la membrane de la conduite est en général limitée à la longueur de la fissure.

Comme il est démontré aux figures 2 et 3, compte tenu d’un taux de croissance des fissures par corrosion sous contrainte type, même si des contre-essais hydrostatiques sont effectués à des intervalles aussi courts qu’une fois l’an, cette fréquence pourrait ne pas être suffisante pour empêcher des défaillances en cours d’exploitation, puisque l’écart entre la profondeur critique des défauts soumis à la pression des épreuves hydrostatiques et celle de défauts soumis à la



pression d’exploitation peut être aussi petit que 0,14 mm pour les défauts de faible longueur (les taux moyens de croissance des fissures par corrosion sous contrainte qui se propagent activement varient entre 0,1 mm et 0,3 mm par année).

Tous ces éléments expliquent, en partie, pourquoi les stratégies d’évaluation des pipelines de transport de gaz naturel privilégient les épreuves hydrostatiques, contrairement aux stratégies d’évaluation des pipelines de liquides. Les conséquences d’une défaillance d’un pipeline de transport de gaz naturel sont plus grandes s’il s’agit d’une rupture, qui peut donner lieu à d’importants rejets de gaz naturel et s’accompagner de zone à risque pour la sécurité du public à cause de l’éventualité que le nuage gazeux prenne feu. Toutefois, dans le cas d’une fuite d’un pipeline de transport de gaz naturel, la zone de danger thermique potentiel est en général si petite que le danger est considéré comme étant négligeable. Comme il est illustré aux figures 2 et 3, les contre-essais hydrostatiques répétés constituent une stratégie efficace de prévention contre les ruptures. Par conséquent, même si les contre-essais hydrostatiques ne sont pas une stratégie aussi efficace de prévention contre toutes les fuites, du point de vue de la gestion du risque (qui tient compte de la probabilité de défaillance et des conséquences de la défaillance), les contre-essais hydrostatiques peuvent constituer une stratégie d’atténuation du risque efficace pour les pipelines de transport de gaz naturel.

Cette différence importante entre les conséquences d’une rupture et celles d’une fuite n’est pas aussi marquée pour les pipelines de liquides, puisque les fuites de liquides peuvent causer des dégâts significatifs à l’environnement, surtout si elles ne sont pas détectées rapidement. Les contre-essais hydrostatiques ne sont donc pas une stratégie d’atténuation du risque aussi efficace pour les pipelines de liquides que pour les pipelines de gaz naturel.



Figure 2

Figure 3



Bien qu’il n’existe pas de consensus au sein de l’industrie, une autre limite des contre-essais hydrostatiques réside dans la possibilité qu’ils puissent faire subir de longs cycles de fatigue aux défauts sous-critiques, accélérant ainsi la croissance de fissures sous-critiques. Cette position est parfois remise en question par un argument voulant que les épreuves hydrostatiques puissent faire subir une contrainte de compression résiduelle à l’extrémité des défauts restants, ralentissant ainsi leur croissance future.

6.1.2.1.2. Inspection interne

L’avantage de la détection de fissures au moyen des outils de détection d’inspection interne, c’est qu’ils puissent détecter des fissures qui sont beaucoup plus petites que celles qui peuvent être détectées au moyen des épreuves hydrostatiques, et qu’ils fournissent donc plus de renseignements sur le taux d’incidence des fissures et sur la distribution de leur taille. La détection au moyen d’inspections internes a toutefois ses propres limites.

Bien que l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline ne contienne aucune indication sur les capacités de détection des fissures de l’inspection de 2012 réalisée au moyen de l’outil GE USCD, cet outil, au moment de l’inspection de 2003, a permis de détecter des fissures plus grandes ou égales à 1 mm de profondeur associées à des défauts de 60 mm de longueur.14 Les défauts dont la taille ne correspond pas au seuil de détection minimal de la profondeur, ou dont la longueur minimale est inférieure à 60 mm, ne sont pas couverts par les caractéristiques techniques de performance de l’outil d’inspection. Les défauts dont la dimension correspond au seuil de détection minimal respectent les limites d’exploitation sécuritaire de la canalisation 9B. À titre illustratif, la figure 2 indique que même dans la partie du pipeline où les conduites ont une paroi mince (6,4 mm), il faudrait qu’un défaut de 60 mm de longueur ait une profondeur de 4 mm pour être détecté par une épreuve hydrostatique à 90 % de la LEMS, et qu’il ait une profondeur d’environ 5 mm pour ne pas être détecté à une pression d’exploitation correspondant à 72 % de la LEMS. Par conséquent, si l’outil d’inspection était totalement fiable et pouvait détecter tous les défauts à l’intérieur du seuil de détection publié, la marge de sécurité serait importante. Pourtant, après l’inspection de 2003, 206 défauts ayant des caractéristiques se situant à l’intérieur du seuil de détection publié ont été découverts, mais n’avaient pas été détectés par l’outil. La pression de rupture prévue la plus basse des éléments « faux négatifs » correspondait à 125 % de la pression d’exploitation maximale approuvée par

14Au cours du programme d’inspection interne de 2012, l’outil à ultrasons CD+ a été utilisé pour réaliser l’inspection de la canalisation 9B. Cet outil appartenait à une génération plus récente d’outils de détection des fissures USCD.



l’ONÉ. Ce pourcentage est égal au seuil d’Enbridge pour les réparations (la norme CSA Z662-11 ne prescrit pas de seuil pour la réparation comme telle; elle exige seulement qu’une évaluation technique soit réalisée pour en établir l’acceptabilité). D’après l’analyse d’Enbridge, la durée restante de ces fissures a été établie à 36 ans.

La probabilité de détection (PDD) est définie comme le nombre de défauts pouvant être détectés par l’outil d’inspection interne, divisé par le nombre total de défauts pouvant être détectés, y compris les éléments faux négatifs. Dans l’ensemble, la PDD de l’inspection de 2003 au moyen de l’outil USCD du tronçon ML-CD était de 84 %. Il s’agit probablement d’une estimation non conservatrice, puisque les éléments faux négatifs sont découverts par hasard. À la surface, la PDD est indésirablement basse, bien que, à la suite d’entretiens avec des membres du personnel d’Enbridge, il apparaît que le problème des faux négatifs est surtout associé à des défauts qui ont des caractéristiques qui se rapprochent du seuil de détection publié pour l’outil. Malgré tout, il n’est pas possible, d’après une analyse déterministe comme celle qui était incluse dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge de vérifier l’incidence que ces faux négatifs auront sur la fiabilité du pipeline.

En termes de fiabilité du pipeline, au-delà des questions liées à la détection des défauts, les outils ont des limites physiques quand ils sont utilisés pour détecter certaines formes de fissures. Plus particulièrement, les fissures qui pourraient être causées par des dommages mécaniques, comme les enfoncements, ont une configuration géométrique problématique qui pourrait faire en sorte qu’il soit difficile de les détecter au moyen des outils actuels d’inspection interne. Comme indiqué par Enbridge dans sa réponse à la DR no 1.51 de l’OPLA, aucun outil, au sein de l’industrie, ne peut détecter et mesurer de façon fiable des fissures situées dans des déformations d’une conduite. Dans cette réponse à la DR, Enbridge a toutefois déclaré qu’elle participe, en collaboration avec l’industrie, à plusieurs initiatives conjointes et à plusieurs projets parrainés par l’industrie visant à combler cette lacune. Il était de plus mentionné dans la réponse à la DR qu’Enbridge a mis en place un processus de gestion des menaces qui utilise plusieurs séries de données provenant de différentes inspections internes (y compris celles recueillies au moyen de l’outil d’inspection interne géométrique) pour détecter les défauts concomitants qui pourraient faire l’objet de mesures d’atténuation. Ce processus, et la fiabilité de la détection des fissures dans les enfoncements, n’a pas été décrit en détail dans la réponse à la DR ni dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline.

6.1.3 Interférences externes

Les défaillances imputables à des interférences externes résultent de contacts accidentels entre la canalisation et de la machinerie lourde, comme des excavatrices, par des premières, des deuxièmes et des tierces parties (c.-à-d., par l’équipement de l’exploitant de la canalisation, de



ses entrepreneurs ou par d’autres intervenants). Ce genre de contact avec de la machinerie lourde peut provoquer des dommages mécaniques tels que des enfoncements, des rainures dans ces enfoncements ou des pénétrations susceptibles de provoquer, ou non, des fuites ou des ruptures, immédiatement ou plus tard. Cette menace, qui concerne pratiquement toutes les canalisations, constitue l’une des principales causes de défaillances des canalisations de transport d’Amérique du Nord. Comme l’a souligné Enbridge dans son Évaluation technique de l’intégrité du pipeline, les canalisations dont le rapport diamètre-épaisseur (« D/é ») est élevé (généralement > 100) sont plus susceptibles de connaître une rupture due à un dommage mécanique que les canalisations affichant un rapport D/é moindre. Certains tronçons de la canalisation 9B dont le rapport D/é est de 119 et dont les parois mesurent 6,4 mm d’épaisseur affichent cette susceptibilité caractéristique. Néanmoins, l’inversion de la canalisation proposée par Enbridge n’aura aucune incidence que ce soit sur la menace de défaillance imputable à une interférence extérieure.

Dans sa réponse à une demande de renseignements (DR no 1.27 de l’ONÉ), Enbridge précise que les interférences externes ont entraîné deux fuites et une rupture, en l’occurrence :

• Une rupture, en 1978, de la canalisation principale, à l’emplacement d’un ancien dommage;

• Une fuite, en 1993, associée à un raccord de 2 po de diamètre, qu’une pelle rétrocaveuse a heurté par mégarde;

• Une fuite, en 2005, attribuée à un entrepreneur ayant frappé le raccord graisseur d’une valve de la canalisation principale.

Le secteur des pipelines a accordé une attention particulière à cette menace de défaillance. Cela a résulté en l’élaboration et l’adoption par des exploitants de pipeline de programmes de prévention contre les dommages mécaniques. Le programme d’Enbridge, intitulé Programme de prévention contre les dommages mécaniques, vise à traiter la menace de dommages comme les enfoncements, les rainures, etc., provenant de différentes sources, y compris des contacts avec de l’équipement d’excavation et le tassement de la conduite sur le roc. Les deux éléments clés de ce programme sont la prévention contre les dommages et la détection des dommages, qui vise à repérer les dommages de manière préventive et avant qu’ils ne provoquent une fuite ou une rupture.

6.1.3.1 Programme de prévention des dommages

Dans son évaluation technique de l’intégrité du pipeline, Enbridge résume les éléments de son programme de prévention des dommages, à savoir :



• Le Programme de sensibilisation du public (« PAP »);

• La signalisation de l’emprise de la canalisation;

• La participation aux organisations « One Call » locales;

• La participation aux programmes de sensibilisation de la collectivité adoptés par l’industrie;

• Les campagnes de vérifications de la profondeur de la couverture;

• Les patrouilles de l’emprise de la canalisation.

Enbridge a précisé dans son Évaluation technique de l’intégrité du pipeline que la canalisation 9B faisait l’objet de patrouilles en hélicoptères toutes les deux semaines. Un des objectifs de ces patrouilles est de repérer toute perturbation du sol et de détecter de manière préventive toute activité de construction le long de l’emprise, ce qui précipiterait une intervention et une enquête sur le terrain.

Enbridge a indiqué dans sa réponse à la demande de renseignements de Jessie McCormick (DR 1.3), que la société effectuait des patrouilles à pied le long de l’emprise de la canalisation 9B tous les 9 à 10 ans dans le cadre des relevés de l’épaisseur de couverture. Dans sa réponse à la demande de renseignements de la Ville de Toronto (DR no 1.14 b), la société a précisé que le dernier relevé de l’épaisseur de couverture de la partie de la canalisation située au Québec avait été réalisé en 2008, sur certains tronçons situés entre le poste de Terrebonne et le poste de Cardinal. En réponse à une demande de renseignements de l’OPLA (DR no 1.81), Enbridge a indiqué que lors des études de l’épaisseur de couverture, les mesures étaient relevées tous les 30 mètres à moins que les conditions du sol ne justifient des mesures plus rapprochées, notamment près des fossés, des clôtures ou des bords de route. Lorsque l’épaisseur de couverture par-dessus la canalisation s’avère inférieure à 0,8 m, le bureau d’entretien local d’Enbridge est avisé afin d’assurer un suivi immédiat.15 Les représentants chargés de l’entretien local vérifient la profondeur et prennent les mesures nécessaires pour atténuer les préoccupations en la matière, et notamment, faire immédiatement part des inquiétudes au propriétaire concerné, jalonner le secteur dont la couverture s’est avérée insuffisante afin d’éviter que l’on utilise du matériel au-dessus de la canalisation tant que les mesures correctives ne seront pas terminées et ajouter des couches de couverture ou abaisser la canalisation dans le secteur où la couverture est insuffisante. S’il est impossible d’obtenir

15 Enbridge a ensuite remplacé cette valeur par 0,6 m, ce qui correspond aux exigences en matière de couverture et de sécurité visant les nouvelles canalisations à faible tension de vapeur spécifiées dans la norme CSA Z662-11.



l’épaisseur de couverture requise, il faut employer d’autres mesures d’atténuation, par exemple, installer une barrière de protection mécanique, comme une dalle en béton.

Si l’on ne disposait d’aucune autre information susceptible de fournir des renseignements détaillés sur les pratiques d’Enbridge en matière de prévention des dommages et de sensibilisation du public, mis à part ce qui précède, l’information disponible est représentative des pratiques exemplaires de l’industrie. Le seul élément notable lié au programme de prévention des dommages concerne les études sur l’épaisseur de la couverture. Comme susmentionné, mieux connaître les résultats et le moment où a été effectué le dernier relevé d’épaisseur de couverture, en particulier dans les zones fortement peuplées et traversées par une canalisation dont la paroi est mince, garantirait vraiment que cette menace est gérée de manière appropriée. Cette question est traitée plus en profondeur à la section 7.3.

6.1.3.2 Programme de détection des dommages

Les outils d’inspection interne qui servent à détecter les déformations et les dommages mécaniques potentiels comprennent des outils géométriques et des outils de détection de perte des métaux. La principale technologie d’inspection interne utilisée pour détecter et identifier les dommages mécaniques est un outil géométrique (compas d’épaisseur), qui permet de mesurer physiquement la variabilité du diamètre interne de la canalisation et d’identifier ainsi les caractéristiques géométriques susceptibles d’indiquer des dommages mécaniques. En plus d’identifier des imperfections dans la canalisation, les technologies modernes ont la capacité de caractériser leur forme (plat, lisse, symétrique, acéré, multitêtes), leur orientation circonférentielle (côté supérieur ou côté inférieur et proximité des longs points de soudure), leur position axiale (distance du joint circulaire), et leur profondeur.

Dans son Évaluation technique de l’intégrité du pipeline, Enbridge a précisé qu’avant de les utiliser, les fournisseurs de compas d’épaisseur servant à l’inspection interne doivent faire passer un processus de qualification à leurs outils afin de garantir qu‘ils respectent les normes de rendement et de détection imposées. Tous les compas d’épaisseur qu’utilise Enbridge ont des capacités minimales de détection des enfoncements de 2 % du diamètre extérieur de la canalisation. Ces outils permettent également de détecter des enfoncements de moins de 2 % d’épaisseur, mais le dimensionnement des enfoncements de moins de 1 % d’épaisseur peut être peu fiable. Enbridge exige que tous les enfoncements égaux ou supérieurs à 2 % du diamètre extérieur de la canalisation soient signalés dans le rapport d’inspection interne. Toutes les imperfections géométriques identifiées au moyen des technologies de perte de métal sont rapportées, et celles qui sont associées à des anomalies secondaires telles que la perte de métal, les rainures ou les soudures sont évaluées. Ces données sont intégrées aux données des compas d’épaisseur pour déterminer la profondeur réelle des enfoncements afin



d’aider à évaluer la nécessité d’une évaluation supplémentaire ou d’une vérification sur le terrain.

Les critères d’Enbridge en matière d’excavation et d’évaluation sur le terrain sont les suivants :16

• Tous les enfoncements ≥ 6 % du diamètre du pipeline;

• Enfoncements du côté supérieur (entre 8 h et 4 h) ≥ 2 % du diamètre;

• Enfoncements ≥ 2 % de diamètre dans les régions de soudage;

• Enfoncements associés à une perte de métal ou à un autre concentrateur de stress;

• Enfoncements identifiés comme ayant des sommets multiples ou plusieurs enfoncements rapprochés les uns des autres.

Les critères susmentionnés respectent les normes de la CSA Z662-11 (clause 10.10.4.2), qui énoncent en détail les critères d’acceptation des enfoncements.

Avant l’inspection du segment ML – CD à l’aide d’un compas d’épaisseur menée en 2012, ce tronçon avait été inspecté pour la dernière fois en 2007, par un outil de détection des dommages mécaniques; les résultats de cet examen sont résumés dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge. Au total, douze imperfections ont été excavées à la suite de cette inspection, dont 11 parce qu’ils répondaient aux critères d’excavation et une de plus à des fins de validation.

6.1.4 Défauts de matériau et de fabrication

Les défaillances liées à des défauts de matériau ou de fabrication comprennent celles qui sont dues à des conditions comme des points durs ou des vices de fabrication sur les joints. Au fil de l’histoire de la fabrication et de l’exploitation des canalisations, on a relevé une forte corrélation entre les défaillances imputables à cette menace et les variations selon l’époque de

16 Les critères énumérés dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline mentionnent des enfoncements d’une profondeur ≥ 2 % du diamètre associés à une perte de métal ou à d’autres éléments élévateurs de stress et à des enfoncements ≥ 2 % du diamètre à sommets multiples, ou des enfoncements situés à proximité les uns des autres. Il ressort de la correspondance échangée avec Enbridge que ces critères étaient mal documentés dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline. En fait, les types d’enfoncement susmentionnés ne sont attachés à aucune profondeur minimale d’enfoncement; et il s’avère que toutes les profondeurs d’enfoncement dépassent ces critères.



fabrication des canalisations, le procédé de fabrication et le manufacturier.17 Comme le résume le tableau 1, l’oléoduc 9B a été fabriqué en 1975, par Stelco, avec des joints à double soudure à l’arc submergé. La référence 17 ne signale pas de sensibilité particulière aux défauts de fabrication rencontrés par l’industrie pour cette combinaison, à savoir même époque de fabrication, même fabricant et même procédé de fabrication. L’expérience d’Enbridge relativement à la canalisation 9B est conforme à celle de l’industrie : aucune défaillance en service ou durant les épreuves hydrostatiques imputable à cette menace n’a été enregistrée.

Les possibilités d’une défaillance imputable à un défaut de matériau ou de fabrication ne pourront jamais être totalement écartées sur des canalisations transportant des hydrocarbures liquides, puisque la charge de la fatigue associée aux cycles de pression peut amener des défauts non détectés antérieurement (en particulier des défauts de soudure des joints longitudinaux orientés axialement) à atteindre une taille critique en service. Cela dit, le programme exhaustif de gestion des fissures, mentionné à la section 6.1.2, traitera cette menace de manière appropriée. Le projet d’inversion de la canalisation d’Enbridge n’aura aucun effet négatif sur la menace de défaillance imputable à un défaut de matériau ou de fabrication.

6.1.5 Dommages imputables à la construction

Les défaillances liées à des dommages imputables à la construction comprennent celles qui sont attribuables à des conditions relatives à la construction, comme des défauts de soudure, des dommages occasionnés par des roches (enfoncements) et des gauchissements.

Les gauchissements sont liés à d’anciennes pratiques de construction de l’époque antérieure à 1975, date d’installation de la canalisation 9B, et ne sont pas considérés comme une menace réaliste pour ce pipeline. Ce fait est aisément vérifié par l’inspection interne.

Tel qu’indiqué dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge, les soudures circonférentielles ont été achevées et inspectées au moment de la construction selon les exigences du code Z183-73 de la CSA. Même si le procédé de soudage à l’arc avec électrode enrobée est toujours utilisé aujourd’hui, le niveau d’inspection radiographique employé pendant la construction n’est pas précisé. Indépendamment, les défauts de soudure sont

17 Clark, E.B. et Leis, E.B., Integrity Characteristics of Vintage Pipelines, Interstate Natural Gas Association of America Report, F-2002-50435, octobre 2004.



considérés comme stables et n’ont pas tendance à provoquer des défaillances sauf en cas d’interférences externes, par exemple un affaissement ou un mouvement de terrain. Habituellement, les pressions opérationnelles et les conditions d’écoulement ne les touchent pas non plus. Cette question est étudiée plus en détail à la section 6.1.6. Il n’y a aucun moyen envisageable par lequel le potentiel de défaillance due à des défauts de soudure pourrait être affecté par le projet d’inversion proposé par Enbridge.

Si les enfoncements imputables à des dommages occasionnés par des roches sont qualifiés de défauts de construction, le mécanisme menant à des défaillances se caractérise par la charge de fatigue en service, qui provoque la formation et la croissance de fissures. Ce type de menace a déjà été abordé à la section 6.1.2, où l’on en conclut que les changements apportés à l’exploitation de la canalisation en vue d’en inverser l’écoulement ne risquent pas d’aggraver la menace de défaillance due à ce mécanisme.

6.1.6 Risques géotechniques/hydrologiques

Différentes formes de risques géotechniques y compris des glissements de terrain, des soulèvements dus au gel et des affaissements du sol peuvent provoquer des défaillances de la canalisation. De façon semblable, des risques hydrologiques tels que l’érosion des berges ou les inondations, qui sont susceptibles de mettre à nu la canalisation et de l’exposer à l’eau courante et aux débris peuvent entraîner une défaillance de canalisation. Cela dit, par le passé, aucune défaillance imputable à des risques géotechniques ou hydrologiques n’a été observée le long de la canalisation 9B; et bien que le projet d’inversion de la canalisation d’Enbridge n’aura aucun effet sur la probabilité que l’une de ces menaces puisse provoquer une défaillance, un examen des pratiques de gestion de la pente, du mouvement du pipeline et des franchissements de cours d’eau a été entrepris afin de s’assurer que le programme en place traite cette menace de manière appropriée.

6.1.6.1 Programme de gestion des pentes

L’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge contient un résumé du programme de gestion des pentes en place, qui souligne les éléments essentiels suivants, classés dans l’ordre d’une intervention progressive :

• Inspections toutes les deux semaines dans le but de détecter toute preuve d’instabilité des pentes;

• Évaluation géotechnique détaillée des zones où une instabilité des pentes est soupçonnée;

• Évaluation des répercussions sur l’oléoduc;



• Adoption d’autres mesures de suivi, telles que des patrouilles supplémentaires de l’emprise, des inspections géotechniques spécialisées prévues ou l’installation d’instruments de surveillance des pentes;

• Adoption de mesures correctives, comme l’amélioration de pente, le recuit de détente du pipeline ou la relocalisation de la canalisation.

L’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge décrit les lieux où des interventions progressives ont été entreprises en vue de remédier à une menace accrue relative à la stabilité de la pente; aucune d’elles ne s’est déroulée au Québec. Cela dit, dans l’ensemble des documents à l’examen pour le présent rapport, il n’y avait que très peu d’information détaillant les géorisques spécifiques identifiés et les pratiques de suivi et de gestion mises en œuvre pour prévenir toute défaillance future associée à ces menaces. En l’absence de ce type d’information détaillée, il s’avère difficile de déterminer si le programme de gestion des pentes d’Enbridge est représentatif ou non des pratiques exemplaires adoptées par l’industrie.

6.1.6.2 Programme de gestion de mouvement des pipelines

Dans son Évaluation technique de l’intégrité du pipeline, Enbridge a précisé que les endroits sur l’emprise qui sont affectés par un tassement du sol, un soulèvement par le gel ou des portées non soutenues sont gérés par une combinaison d’inspections internes et de patrouilles de l’emprise. Les inspections au compas d’épaisseur permettent de détecter des plis ou des ondulations qui pourraient résulter d’un mouvement de la canalisation; la technologie de l’unité cartographique inertielle (« IMU ») parvient à mesurer le mouvement du pipeline au fil du temps. Un tel mouvement, s’il est détecté ou mesuré, peut fournir des données pouvant servir à réaliser une analyse de tension dans le but d’établir l’aptitude de la conduite pour l’opération. Si de telles stratégies sont représentatives des pratiques exemplaires adoptées par l’industrie, elles devraient être appuyées par une logique d’établissement des intervalles de réévaluation. Or, aucune justification n’a pu être examinée.

Au moment de la rédaction de l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline, la dernière inspection à l’aide d’un compas d’épaisseur avait été achevée dans le tronçon ML – CD en 200718, et l’inspection IMU la plus récente avait été réalisée en 2003. En se fondant sur une analyse des résultats de ces données, Enbridge a indiqué n’avoir relevé aucun pli et aucun

18 Une nouvelle inspection à la jauge a été menée en 2012, mais ses résultats n’ont pas été examinés dans le cadre de l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline.



gauchissement sur la canalisation 9B lors de l’inspection au compas d’épaisseur, et n’avoir identifié aucune zone de tension ayant exigé une analyse de suivi lors de l’inspection à l’aide de l’IMU ayant exigé une analyse de suivi.

6.1.6.3 Programme de gestion des franchissements de cours d’eau

L’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge contient un résumé du programme de gestion des franchissements de cours d’eau en place, qui souligne les éléments essentiels suivants, classés dans l’ordre d’une intervention progressive :

• Suivi des franchissements de cours d’eau par une combinaison de patrouilles de l’emprise, d’études de l’épaisseur de la couverture et de visites d’ingénierie au site, au besoin;

o Les inspections de l’emprise identifient les menaces telles que les niveaux d’eau élevés, les affouillements des rivières, les débris, la mise à nu du pipeline ou d’autres phénomènes qui peuvent affecter l’intégrité du franchissement.

o Toute constatation de ce genre est communiquée aux ingénieurs d’Enbridge et évaluée à des fins d’atténuation.

• Les campagnes de mesures de l’épaisseur de la couverture sont effectuées tous les dix ans aux franchissements mineurs qui présentent de moindres risques de mise à nu, et tous les cinq ans aux franchissements majeurs.

o L’identification d’un faible couvert près d’un franchissement de cours d’eau résulte en l’évaluation des mesures d’atténuation nécessaires.

o L’évaluation comprend l’examen de toutes les anomalies de l’inspection interne, des portées non soutenues, de la charge potentielle, des conditions de la rivière, de l’emplacement du franchissement et une réflexion sur la nécessité de mener des consultations auprès des propriétaires fonciers.

o Quelques exemples d’options de mesures correctives sont l’enrochement du pipeline, l’abaissement de la canalisation, ou le réacheminement d’une rivière ou de la canalisation.

Si l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline identifie des endroits distincts requérant des mesures correctives, aucun d’entre eux n’est situé au Québec.

Les éléments susmentionnés fournissent une description de haut niveau d’un plan de gestion des franchissements de cours d’eau qui correspond aux pratiques exemplaires de l’industrie; cela dit, un plan plus exhaustif et plus détaillé apporterait une plus grande assurance que le risque de défaillance aux franchissements de cours d’eau est traité de manière appropriée.



6.1.7 Défaillance du matériel

Les défaillances du matériel incluent les pannes de l’équipement auxiliaire, notamment des vannes, joints, joints d’étanchéité et garnitures. L’équipement auxiliaire d’un réseau de canalisations de transport, qui se trouve généralement dans les limites clôturées des installations d’un poste, sous la surveillance de personnel, et a généralement été conçu avec des systèmes physiques visant à confiner plus facilement un déversement sur un site. En règle générale, les données sur les incidents survenus dans l’industrie suggèrent que les volumes libérés associés aux fuites d’équipement sont petits et typiquement caractérisés par des raccords, du filetage, des joints, etc. non étanches.

Le projet d’inversion de la canalisation 9B d’Enbridge n‘a pas d’effets prévisibles sur la menace que représente la défaillance du matériel. Bien que le tableau 3-2 de l’Étude technique de l’intégrité du pipeline et la réponse à la demande de renseignements no 1.27 de l’ONÉ donnent des informations sur les fuites de la canalisation principale, ils n’en fournissent aucune sur les taux de fuite observés dans les installations des postes.

6.1.8 Autres causes

La catégorie « autre causes » de la norme CSA Z662-11 (H.2.6) inclut les menaces comme les défaillances des systèmes de commande et autres formes de fausses manœuvres, ainsi que plusieurs autres menaces non classées. Un mauvais fonctionnement du système de commande peut provoquer des défaillances s’il est incapable d’exécuter les actions requises pour lesquelles il a été conçu ou s’il exécute une action par erreur, tandis que les fausses manœuvres risquent de provoquer des défaillances si des décisions inappropriées sont prises en raison d’un manque d’information ou de formation.

Les fausses manœuvres ne sont à l’origine d’aucune défaillance signalée sur la canalisation 9B. Il n’est pas attendu que cette menace soit influencée par le projet d’inversion.

Bien que l’origine de la défaillance associée à la rupture du pipeline près de Marshall, au Michigan, en juillet 2010 (l’incident Marshall) n’a pas été attribuée à de fausses manœuvres, Enbridge a néanmoins apporté plusieurs améliorations au système de commande des pipelines et au fonctionnement de son centre de contrôle, dont certaines ont été mises en œuvre avant cet incident, alors que d’autres en ont découlé. En août et en septembre 2012, l’Office national de l’énergie (ONÉ) a mené une inspection sur les opérations de la salle de contrôle d’Enbridge pour vérifier si la société se conformait aux exigences pertinentes du Règlement de 1999 sur les



pipelines terrestres (RPT-99).19 Le travail de l’ONÉ a consisté à inspecter et à analyser les éléments suivants :

• Le système de commande et de détection des fuites du pipeline;

• Le programme de gestion de l’intégrité du pipeline;

• Le plan de mesures d’urgence et de sensibilisation du public;

• Les processus du système de gestion exigés par le RPT-99 et la norme CSA-Z662 pour assurer la protection des personnes, de la propriété et de l’environnement;

• La culture de sécurité.

Durant son inspection, l’ONÉ n’a relevé aucun non-respect de sa réglementation susceptible de poser un danger immédiat à la sécurité du public ou à l’environnement et est parvenu aux conclusions suivantes :

• Depuis l’incident Marshall, Enbridge a entrepris toute une série de mesures visant à améliorer le fonctionnement de son centre de commande. Certaines d’entre elles découlent directement des enquêtes menées par Enbridge et l’Agence gouvernementale américaine sur les transports (NTSB - National Transportation Safety Board) sur l’incident Marshall, alors que d’autres améliorations sont antérieures à la rupture;

• Enbridge a commencé à implanter toutes ses mesures correctives, et la plupart des modifications devraient être entrées en vigueur en 201320;

• La direction d’Enbridge a déployé des efforts pour renforcer sa culture de sécurité, à commencer par un engagement des plus hautes sphères de la société, un élément essentiel à la promotion d’une telle culture;

• Enbridge met actuellement en œuvre un système de gestion intégrée, conformément aux attentes de l’ONÉ à l’égard d’un système de gestion efficace.

19 Vérification de la conformité en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie relativement à l’inspection et à l’examen de la salle de contrôle de Pipelines Enbridge Inc. à Edmonton – Rapport de l’ONÉ OF-Surv-Gen07, mai 2013 20 Al Monaco, président et chef de la direction d’Enbridge Pipelines, a adressé une lettre à Deborah Hersman, présidente de l’Agence gouvernementale américaine sur les transports (NTSB - National Transportation Safety Board), datée du 15 janvier 2014, dans laquelle il précise que la société a complété 45 des 47 engagements qu’elle avait pris auprès de la NTSB en octobre 2012 (certaines des 45 font l’objet d’examen et de mise en œuvre continue). Le statut des deux engagements restants est : i) Enbridge mène actuellement une analyse technique de fiabilité portant sur l’efficacité des épreuves hydrostatiques conjointement avec l’inspection interne en utilisant les résultats de pipelines d’Enbridge ayant été soumis à des épreuves hydrostatiques récemment. Ces travaux devraient être achevés d’ici la fin de du premier trimestre 2014. ii). La norme de conception du matériel de détection des fuites est terminée; cela dit, l’ajout d’instruments de détection des fuites est en cours et devrait s’achever d’ici la fin du deuxième trimestre 2014.



7. Résumé et recommandations

Le présent chapitre résume les principaux résultats qui ont été présentés dans la partie précédente. Chaque menace est accompagnée des éléments suivants :

• Un résumé du niveau de menace, tout en tenant compte de l’incidence des défaillances antérieures, des facteurs aggravants et d’autres détails;

• Un résumé de l’efficacité des mesures d’atténuation des menaces, y compris une opinion indiquant si ces pratiques sont représentatives des pratiques exemplaires de l’industrie;

• Une décision à savoir si la vulnérabilité de la canalisation face à une menace sera affectée de façon adverse par les changements associés au projet d’inversion de la canalisation 9B;

• Des recommandations visant à renforcer l’intégrité de la canalisation.

Une fois les recommandations formulées, on a tenté de rendre ces recommandations aussi explicites que possible. Si les recommandations traitent de la nécessité de mener de nouvelles analyses techniques, il ne faut pas oublier que le résultat d’une telle analyse ne saurait être prescrit avant que celle-ci ne soit terminée. À titre d’exemple, mentionnons le recours à l’analyse technique pour établir des intervalles de réévaluation ou un calendrier des inspections. La réglementation canadienne ne contient aucune norme prescrivant de tels intervalles d’évaluation ou un tel calendrier des inspections. Comme le prévoit la clause N.11 – Planification des programmes de gestion de l’intégrité de la norme CSA Z662-11, la planification des programmes de gestion de l’intégrité doit se faire tout en tenant compte de plusieurs facteurs, tels que :

• La croissance potentielle de tout dommage ou imperfection;

• Les options retenues pour contrôler les risques identifiés;

• Les options retenues pour réduire le niveau de risque estimé;

• Les inspections, les essais, les patrouilles et les mesures de suivi;

• L’historique des défaillances et autres incidents mécaniques, etc.

Les recommandations formulées dans le présent chapitre, qui visent l’élaboration et la planification d’un programme de gestion de l’intégrité grâce à une analyse technique, reprennent les éléments susmentionnés. Au lieu de prescrire l’établissement d’intervalles de réévaluation ou de calendriers d’inspection, elles s’efforcent de souligner la portée, les objectifs et les livrables de l’analyse technique.



L’annexe B comprend une comparaison entre les recommandations formulées dans le présent rapport et les conditions de l’ONÉ jointes à l’approbation de la demande visant l’inversion de la canalisation 9B d’Enbridge.

7.1. Perte de métal

7.1.1 Corrosion externe

La corrosion externe doit être considérée comme une menace potentielle pour toutes les canalisations. Cependant, la mise en œuvre de mesures d’atténuation et de programmes d’inspection efficaces permet de gérer cette menace et de l’amener à des niveaux de probabilité de défaillance jugés essentiellement négligeables. Même si la canalisation 9B a été construite il y a 38 ans et est recouverte d’une couche simple de ruban de polyéthylène plus ancienne, l’examen des données de l’inspection interne a montré que ce revêtement était en bon état, tout au moins à l’occasion de l’inspection de 2007. Enbridge fait largement usage de la technologie d’inspection interne pour mesurer la perte de métal sur les parois; depuis 1977, la société a procédé au total à 10 inspections internes des pertes de métal du tronçon ML-CD, une technologie jugée très fiable. Pour analyser les données ainsi obtenues, Enbridge emploie des procédés et pratiques qui sont considérés comme représentatifs des pratiques exemplaires de l’industrie.

Les informations disponibles ont permis de formuler les conclusions et recommandations suivantes :

• Selon les renseignements disponibles, la menace d’une défaillance imputable à la corrosion externe de la canalisation 9B est jugée faible, par rapport aux paramètres de rendement de l’industrie;

• La modification des conditions d’utilisation associée au projet d’inversion d’Enbridge n’aura aucun effet négatif sur cette menace;

• Cette menace est bien gérée par Enbridge;

• Les pratiques d’atténuation de la corrosion externe appliquées par Enbridge sont représentatives des pratiques exemplaires de l’industrie;

• Aucune recommandation n’est faite relativement aux pratiques d’atténuation de la corrosion externe d’Enbridge.



7.1.2 Corrosion interne

La corrosion interne doit être considérée comme une menace potentielle pour toutes les canalisations dans lesquelles l’écoulement du produit pourrait entraîner de l’eau libre; toutefois, comme pour la corrosion externe, la mise en œuvre de mesures d’atténuation et de programmes d’inspection efficaces permet de gérer la menace de défaillance imputable à une corrosion interne et de l’amener à des niveaux jugés essentiellement négligeables. D’après l’examen des données de l’inspection interne menée sur la canalisation 9B, aucune corrosion interne n’y a été observée par le passé, tout au moins au moment de l’inspection de 2007. Les observations à propos de l’usage que fait Enbridge de l’inspection interne et de l’efficacité de ses pratiques d’analyse des données de l’inspection interne formulées dans le cadre de la discussion sur la corrosion externe s’appliquent également à la corrosion interne.

7.1.2.1 Effets de la composition et du débit du produit écoulé

Compte tenu de l’attention particulière que la question des Effets de la composition et du débit du produit écoulé reçoit dans le mandat, les résultats y afférents ont été résumés dans une section à part. Comme il est indiqué au chapitre 2, le premier élément énuméré dans le mandat est :

Vérifier que l’information incluse sur les changements dans la composition et le volume de pétrole brut transporté et les répercussions de l’utilisation d’agents réducteurs de résistance sur la conduite ont bien été prises en compte dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge.

L’inversion de la canalisation 9B proposée par Enbridge entraînera la modification de deux paramètres énumérés dans la liste des éléments du mandat susmentionné, en l’occurrence, les changements dans la composition (y compris l’ajout d’agents réducteurs de résistance), et les changements dans le volume de pétrole brut transporté.

En ce qui a trait aux modifications de la composition projetées, l’analyse a permis de conclure que :

• La réduction de la teneur maximale en sédiments et en eau (S et E) (de 1,0 % S et E que le tarif de la canalisation 9B autorise actuellement à 0,5 % S et E qui sera autorisé une fois la canalisation 9B inversée) constitue un avantage net pour la prévention de la corrosion interne, puisqu’elle se traduira par un contrôle plus strict de la teneur en sédiments et en eau pénétrant dans la canalisation 9B.



• L’ajout de bitume dilué ne devrait avoir aucun effet négatif sur la vulnérabilité de la canalisation 9B à la corrosion interne. Le bitume dilué n’a pas de propriétés uniques ou exceptionnelles qui le rendraient plus susceptible que d’autres types de pétrole brut de provoquer des dommages internes aux pipelines de transport imputables à la corrosion ou à l’érosion. Plusieurs études indépendantes ont d’ailleurs conclu que :

o La variabilité de la densité et de la viscosité du bitume dilué est comparable à celle des autres types de pétrole brut;

o Le débit, la pression et la température d’exploitation du bitume dilué transporté dans les canalisations sont similaires à ceux des autres types de pétrole brut;

o La quantité et la taille des particules solides dans le bitume dilué correspondent à celles des autres types de pétrole brut et n’ont pas tendance à accroître les probabilités de dépôt ou d’érosion;

o L’écoulement de bitume dilué ne contient pas une plus grande concentration en eau, en sédiments, en gaz dissous ou en d’autres agents susceptibles de provoquer ou d’exacerber la corrosion interne, y compris la corrosion influencée par les micro-organismes;

o Les acides organiques du bitume dilué n’ont aucun effet corrosif sur l’acier en fonction des températures d’exploitation des canalisations;

o Rien ne prouve que les températures et les pressions d’exploitation soient plus élevées ou plus susceptibles de fluctuer lorsque les canalisations transportent du bitume dilué que lorsqu’elles écoulent d’autres types de pétrole brut d’une densité et d’une viscosité similaires;

o Les pratiques d’exploitation et d’entretien des canalisations sont les mêmes, qu’elles servent à expédier du bitume dilué ou d’autres types de pétrole brut.

• L’utilisation d’agents réducteurs de résistance n’est pas spécifique au transport de bitume dilué; elle dépend des exigences opérationnelles d’un tronçon de canalisation en particulier et du débit requis. Les agents réducteurs de résistance, qui sont des polymères à longue chaîne, visent à atténuer la turbulence à l’interface entre le pétrole brut et la paroi de la canalisation et ainsi à réduire le frottement et à accélérer son écoulement. Les agents réducteurs de résistance n’ont aucun effet corrosif; les auteurs n’ont entendu parler d’aucun cas où leur utilisation semblait avoir joué un rôle majeur dans l’apparition de corrosion ou provoqué la défaillance d’une canalisation exploitée.

• Le projet d’inversion de la canalisation 9B permettra d’accélérer le débit et de le rendre plus régulier. Ces deux modifications associées à l’inversion de la canalisation 9B constituent un avantage net pour la prévention de la corrosion interne, puisqu’elles permettront de réduire les probabilités de présence d’eau ou de sédiments.



7.1.2.2 Conclusions et recommandations

Les informations disponibles permettent de formuler les conclusions et les recommandations suivantes :

• Selon les renseignements disponibles, la menace d’une défaillance imputable à la corrosion interne de la canalisation 9B est jugée faible, par rapport aux paramètres de rendement de l’industrie;

• La modification des conditions d’utilisation associée au projet d’inversion d’Enbridge n’aura aucun effet négatif sur la menace de corrosion interne. Les auteurs ont adopté cette position après avoir examiné les projets de modification de la composition des produits écoulés, y compris le bitume dilué et l’agent réducteur de frottement;

• La menace de corrosion interne est bien gérée par Enbridge;

• Les pratiques d’atténuation de la corrosion interne appliquées par Enbridge sont représentatives des pratiques exemplaires de l’industrie;

• Aucune recommandation n’est faite quant aux pratiques d’atténuation de la corrosion interne d’Enbridge.

7.1.3 Érosion

Cette menace est jugée négligeable, compte tenu des caractéristiques de l’écoulement et du débit du produit associées aux activités d’exploitation actuelles et projetées de la canalisation. Les informations disponibles ont permis de formuler les conclusions et recommandations suivantes :

• Le programme d’inspection interne de la perte de métal d’Enbridge, abordé dans les chapitres précédents, est un moyen efficace de s’assurer que cette menace reste négligeable pour la canalisation 9B, selon les renseignements disponibles;

• La modification des conditions d’utilisation associée au projet d’inversion d’Enbridge n’affectera pas négativement cette menace;

• Aucune recommandation n’est faite quant aux pratiques d’atténuation de la menace d’érosion.

7.2. Fissures

La canalisation 9B est sensible à la fissuration par corrosion sous contrainte, à la fissuration due à des dommages mécaniques, et à la fissuration de fatigue due au cycle de pression opérationnelle. Les deux facteurs qui contribuent le plus à la sensibilité de la canalisation 9B aux fissures sont l’utilisation d’une couche simple de ruban de polyéthylène comme système de



revêtement et le rapport D/é élevé de la canalisation, qui, associés à un sol rocheux, risquent de provoquer un dommage mécanique. Dans des conditions de chargement du cycle de pression opérationnelle, caractéristiques de la plupart des canalisations transportant des liquides, les concentrateurs de contrainte situés à proximité d’une déformation mécanique risquent de provoquer des fissures, que la fatigue peut contribuer à agrandir. En cas de décollement du revêtement de polyéthylène, la tension et les conditions environnementales locales peuvent provoquer l’apparition et l’agrandissement de la fissuration par corrosion sous contrainte. Alors que les changements opérationnels qui sont associés au projet d’inversion de la canalisation 9B d’Enbridge ne devraient pas avoir d’effets négatifs sur la menace de défaillance imputable aux fissures, le problème le plus significatif est l’ampleur de cette menace, quel que soit le changement proposé, et à savoir si elle est gérée adéquatement.

Dès que des fissures apparaissent, l’exploitant n’a pas d’autre choix que de gérer les menaces liées aux fissures à l’aide de programmes d’évaluation, tels que l’inspection interne ou les épreuves hydrostatiques. Ces deux techniques d’évaluation doivent être utilisées de façon itérative et les intervalles de réévaluation doivent être définis soigneusement. Chaque technique d’évaluation a ses propres limites.

La technologie d’inspection interne permettant de détecter des fissures, même si elle évolue rapidement, n’a pas encore atteint le même niveau de maturité de l’inspection interne de la perte de métal, et donc les fissures ne sont pas typiquement détectées et mesurées avec le même degré de fiabilité que la perte de métal. Ceci est particulièrement vrai pour les fissures repérées dans des discontinuités géométriques, comme les enfoncements. Un examen plus complet de la détection et de l’analyse des fissures à l’aide de l’inspection interne est fourni à l’Annexe A du présent rapport.

Les épreuves hydrostatiques fournissent des informations limitées sur le taux d’incidence des fissures ou la distribution de leurs dimensions; s’ils s’avèrent fiables pour éliminer de façon préventive les fissures quasi critiques les plus longues, ils le sont beaucoup moins pour éliminer les brèches plus courtes afin d’éviter l’agrandissement d’une fissure jusqu’à une défaillance entre une épreuve hydrostatique à une autre. Comme les fuites de canalisations transportant du pétrole peuvent avoir d’importantes répercussions sur l’environnement (en particulier si ces fuites sont si petites que la technologie du système de bilan massique traditionnel ne permet pas de les détecter facilement), on ne peut pas considérer les épreuves hydrostatiques comme une stratégie d’atténuation des risques très efficace pour les canalisations transportant du pétrole et se fier uniquement à elles.



L’analyse de l’inspection menée en 2003 à l’aide de l’outil UltraScan CD sur le tronçon ML-CD de la canalisation 9B a permis d’établir la probabilité de détection (Pd) à 84 %. Ce pourcentage ne correspond pas à un très haut degré de fiabilité, d’autant que le nombre n’est probablement pas conservateur (les faux négatifs, dont un avait une pression de rupture de 125 % de la pression maximale de service, sont surtout découverts par hasard). La question de la probabilité de détection et des faux négatifs a été traitée dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge à l’aide d’une analyse déterministe. Ce type d’analyse n’examine pas l’importance de la probabilité de détection et des faux négatifs en termes de fiabilité structurelle. En effet, l’incapacité de détecter de manière fiable de petites fissures proches du seuil de détection de l’outil d’inspection ne devrait pas avoir d’effet important sur la probabilité qu’une défaillance surgisse en service, après une inspection. Ce ne serait pas le cas, en revanche, si de plus grandes fissures, plus proches de la taille critique, à la pression opérationnelle ne pouvaient être détectées de manière fiable. Une analyse de fiabilité permettant de comprendre la probabilité de détection de différentes tailles de fissures et reliant cette corrélation à la fiabilité de la canalisation contribuerait à fournir des bases solides pour définir la probabilité d’une défaillance. Dans cette analyse, Enbridge devrait également examiner la question des fissures dans les déformations, et incorporer les capacités de son processus d’intégration des menaces afin d’améliorer la probabilité de détection de ce type de dommage.

Les informations disponibles ont permis de formuler les conclusions et les recommandations suivantes :

• Tel que présenté dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline, l’analyse déterministe des données de l’outil d’inspection interne d’USCD 2003 ne permet pas à l’heure actuelle de bien évaluer la menace d’une défaillance imputable à la fissuration de la canalisation 9B sur le segment ML-CD de la canalisation 9B;


• Les inspections à l’aide de l’outil USCD et de la détection des défauts axiaux qu’Enbridge a menées en 2012 sur le tronçon ML-CD de la canalisation 9B constituent une évaluation à la pointe de la technologie pour les types de menaces de fissuration que présentent ce tronçon; l’analyse de ces données offre une opportunité significative d’accroître la fiabilité de ce tronçon;

• Les recommandations suivantes sont faites dans le but d’améliorer les pratiques d’atténuation de la fissuration d’Enbridge :

o Enbridge devrait compléter une évaluation technique fondée sur les données de l’inspection interne acquises le long du tronçon ML-CD en 2012, et les excavations de suivi. Le calendrier de l’évaluation technique devrait correspondre aux exigences de la condition no 9 du document « Motifs de



décisions » de l’ONÉ (c’est-à-dire, 90 jours avant de déposer sa demande d’autorisation de mise en service);

o L’évaluation technique susmentionnée devrait comprendre une analyse de fiabilité des données de l’inspection interne et des excavations de suivi;

o L’analyse de fiabilité devrait servir à étoffer l’analyse déterministe d’Enbridge, telle que présentée dans l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline;

o L’analyse de fiabilité devrait permettre de mieux comprendre la probabilité de détection de différentes tailles de défauts et de relier cette corrélation à la fiabilité de la canalisation;

o L’analyse de fiabilité devrait également aborder la question des fissures dans les déformations, et incorporer les capacités du processus d’intégration des menaces d’Enbridge afin d’améliorer la probabilité de détection de ce type de dommage;

o L’analyse de fiabilité devrait viser à démontrer un niveau satisfaisant de fiabilité de la canalisation, à l’aide de l’inspection interne. Au besoin, d’autres méthodes d’évaluation, y compris des épreuves hydrostatiques, devraient être envisagées afin de valider la capacité des technologies d’inspection interne et des techniques d’analyse actuelles et d’aboutir ainsi à un niveau satisfaisant de fiabilité de la canalisation.

7.3. Interférences externes

Les interférences externes sont une menace à laquelle pratiquement toutes les canalisations sont sensibles, et constituent l’une des premières causes de défaillance des canalisations de transport en Amérique du Nord. Les pipelines dont le rapport diamètre-épaisseur (« D/é ») est élevé (généralement > 100) sont plus susceptibles de connaître une défaillance due à un dommage mécanique que les pipelines ayant un rapport D/é moindre. Les tronçons de la canalisation 9B dont les parois mesurent 6,4 mm d’épaisseur et dont le rapport D/é est de 119 affichent cette susceptibilité caractéristique.

Enbridge recourt à deux stratégies différentes pour prévenir les défaillances attribuables aux interférences externes : la prévention des dommages (qui mise sur la sensibilisation publique, la signalisation, la participation aux programmes « One Call » locaux, la vérification de l’épaisseur de la couverture et les patrouilles de l’emprise), et la détection des dommages (qui privilégie l’inspection interne pour la détection des canalisations endommagées antérieurement). Les données de l’inspection interne, effectuée à l’aide de différentes technologies d’inspection, sont intégrées pour contribuer à identifier les dommages complexes susceptibles d’impliquer une déformation en combinaison avec d’autres défauts.



Les renseignements disponibles ont permis de formuler les conclusions et les recommandations suivantes :

• À l’instar de pratiquement tous les pipelines, la canalisation 9B est sensible à la menace des interférences externes. C’est plus particulièrement le cas dans les zones où une utilisation du territoire importante coïncide avec une canalisation à la paroi mince ou une faible profondeur de couverture (cependant, les renseignements fournis ne permettent pas d’établir clairement que ces facteurs coïncident en réalité avec un ou des endroits);


• Selon les renseignements disponibles concernant les pratiques de prévention des dommages et de sensibilisation du public d’Enbridge, ces dernières s’avèrent représentatives des pratiques exemplaires de l’industrie;

• Une recommandation est formulée et vise l’épaisseur de la couverture. Bien que les documents déposés à l’occasion de l’audience de l’Office national de l’énergie contenaient des informations sur l’épaisseur de la couverture, une compréhension plus étoffée du calendrier et des résultats des derniers examens de la profondeur de couverture, en particulier dans les zones qui sont densément peuplées et coïncident avec des canalisations à paroi mince, permettrait de savoir avec plus de certitude si cette menace est gérée de manière appropriée. Il est donc recommandé qu’Enbridge fournisse un rapport détaillant le calendrier et les résultats du dernier relevé de l’épaisseur de la couverture effectué au Québec, et de relier ces résultats aux endroits qui coïncident avec la canalisation à paroi mince (6,4 mm d’épaisseur) dans les régions densément peuplées. Ce rapport devrait contenir un plan de mesures correctives qui prévoit des mesures de prévention des dommages pour toutes les zones où la canalisation à paroi mince coïncide avec une épaisseur de la couverture inférieure à 0,6 m21 dans des zones peuplées.

7.4. Défauts de matériel et vices de fabrication

Les défaillances qui sont liées aux défauts de matériel et autres vices de fabrication comprennent celles qui sont attribuées aux points durs ou aux défauts de fabrication sur un joint. Aucune sensibilité particulière à ces conditions n’a été relevée par l’industrie pour la combinaison de type de canalisation, d’âge et de processus de fabrication utilisée lors de la

21 La norme CSA Z662-11 prévoit une couverture et un dégagement de 0,6 m pour la construction de nouveaux pipelines de liquides à faible pression de vapeur dans les zones générales. Cependant, elle n’impose aucune profondeur minimale de couverture pour les pipelines en service.



construction de la canalisation 9B. L’expérience d’Enbridge relativement à la canalisation 9B est conforme à celle de l’industrie; aucune défaillance en service ou durant les épreuves hydrostatiques imputable à cette menace n’a été enregistrée.


• Les possibilités d’une défaillance imputable à un défaut de matériau ou de fabrication ne pourront jamais être totalement écartées sur des canalisations transportant des hydrocarbures liquides, puisque la charge de fatigue associée aux cycles de pression peut causer des défauts non détectés antérieurement, en particulier des défauts au niveau des joints, pour atteindre une taille critique en service. Cela dit, l’expérience que l’industrie a accumulée dans l’exploitation du type de conduite utilisé sur la canalisation 9B suggère que sa sensibilité aux défaillances est faible, comparativement aux points de repère de l’industrie pour un pipeline de cette époque;


• Un programme de gestion des fissures exhaustif tel que décrit à la section 6.1.2, en particulier s’il est mis en œuvre avec les recommandations formulées dans la section 7.2, permettra de savoir avec certitude que cette menace est toujours bien gérée;

• Il n’y a pas lieu de recommander à Enbridge d’améliorer ses pratiques d’atténuation des défauts de matériau et de fabrication.

7.5. Dommages de construction

Des défaillances liées aux dommages de construction comprennent celles qui sont dues à des conditions attribuables à la construction comme des défauts de soudure, des dommages occasionnés par des roches (enfoncements) et des gauchissements. Selon la période de construction, on peut s’attendre à ce que les pratiques de construction d’Enbridge écartent les possibilités de défaillances dues à un gauchissement, une hypothèse qu’un examen des données des inspections internes existantes a permis de confirmer aisément. Le processus de soudage à l’arc sous double flux en poudre qui a été employé pendant la construction de la canalisation 9B est encore utilisé dans la construction de pipelines modernes. Bien que les renseignements concernant le niveau d’inspection radiographique qui a été employé pendant la construction n’étaient pas disponibles, les défauts de soudage sont jugés stables et tendent à ne pas grossir pour devenir des défaillances, à moins que des forces externes n’interviennent (comme évoqué plus en détail à la section 7.6). La canalisation 9B est sensible aux dommages



causés par des roches; la charge de fatigue en service peut provoquer la formation, puis la croissance de fissures. Cette menace a été décrite en détail à la section 7.2.


• La menace d’une défaillance imputable à des dommages de construction sur la canalisation 9B est dominée par la menace de dommages mécaniques causés par des roches et par la possibilité inhérente que la fatigue augmente la taille de ces dommages. Les conclusions et les recommandations visant cette menace sont formulées à la section 7.2;

• La modification des conditions d’utilisation associée au projet d’inversion d’Enbridge n’aura aucun négatif effet sur cette menace;

• Aucune recommandation au-delà de ce qui est indiqué à la section 7.2 n’est faite à l’égard des pratiques d’atténuation des dommages imputables à la construction.

7.6. Risques géotechniques/hydrologiques

Les programmes de gestion d’Enbridge touchant les pentes, les mouvements du pipeline et les franchissements de cours d’eau traitent de différentes formes de risques géotechniques et hydrologiques, tels que les glissements de terrain, les soulèvements dus au gel, les affaissements du sol et l’érosion des berges ou l’inondation.

Le programme de gestion des pentes d’Enbridge prévoit des inspections toutes les deux semaines dans le but de détecter toute preuve d’instabilité des pentes. Des niveaux d’intervention progressive incluant la collecte et l’analyse des données ainsi que l’adoption de mesures correctives sont prévus dans le cas où une instabilité des pentes est identifiée. L’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge décrit les emplacements où des interventions progressives ont été entreprises pour remédier aux niveaux de menace croissants contre la stabilité de la pente. Cela dit, dans les documents qui étaient à l’étude pour ce rapport, très peu d’information détaillant les géorisques spécifiques identifiés et les pratiques de suivi et de gestion mises en œuvre était disponible. Toutefois, aucune des zones ayant fait l’objet de mesures d’intervention progressive décrites dans ces documents ne se trouvait au Québec.

Le programme de gestion des mouvements du pipeline d’Enbridge vise à corriger les éventuels mouvements de pipeline par différents moyens, comme l’inspection interne (à l’aide d’un compas d’épaisseur et des technologies de l’unité cartographique inertielle – (IMU), l’analyse



des contraintes et les patrouilles de l’emprise. Au moment de la rédaction de l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline par Enbridge, la plus récente inspection effectuée à l’aide d’un compas d’épaisseur avait été achevée dans le tronçon ML-CD en 2007, et la plus récente inspection à l’aide de l’IMU avait été réalisée en 2003. Aucun gauchissement ou gondolement, et aucune zone de contrainte susceptible d’exiger une analyse de contraintes de suivi n’ont été identifiés.

Le programme d’Enbridge touchant à la gestion des franchissements de cours d’eau prévoit le suivi des franchissements de cours d’eau par une combinaison de patrouilles de l’emprise, d’enquêtes de l’épaisseur de la couverture et de visites d’ingénierie au site, au besoin. Bien que l’Évaluation technique de l’intégrité du pipeline d’Enbridge identifie des endroits distincts requérant des mesures correctives, aucun d’entre eux n’est situé au Québec.

Bien que ces stratégies étaient représentatives des pratiques exemplaires de l’industrie, elles devraient être supportées par une démarche d’établissement des intervalles de réévaluation. Or, aucune démarche n’était disponible à des fins d’examen.


• En l’absence de renseignements détaillés sur la nature des risques spécifiques aux emplacements identifiés et sur les programmes de suivi et les mesures correctives mises en œuvre pour chaque site, il est impossible de commenter l’ampleur de cette menace le long de la canalisation 9B, tout comme il est impossible d’affirmer que tous les aspects des pratiques adoptées par Enbridge sont représentatifs des pratiques exemplaires de l’industrie;

• La modification des conditions d’utilisation associées au projet d’inversion de la canalisation d’Enbridge n’aura aucun effet négatif sur cette menace;

• Les recommandations suivantes visent la gestion par Enbridge des menaces géotechniques et hydrologiques :

o Bien que l’utilisation et l’intégration, par Enbridge, de différentes technologies d’inspection interne dans le cadre de son programme de gestion des mouvements de pipelines visant à repérer les zones de mouvement et de contraintes potentielles sur le pipeline sont jugées avancées comparativement à la pratique générale de l’industrie, ces stratégies devraient être supportées par une démarche ayant servie à l’établissement des intervalles de réévaluation;

o Les conséquences environnementales élevées associées aux franchissements de cours d’eau justifient la nécessité, pour Enbridge, d’inclure les éléments



essentiels suivants dans son Plan de gestion des franchissements de cours d’eau :

� L’emplacement et la fréquence des activités de suivi de certains franchissements de cours d’eau;

� Une description des risques potentiels dans certains franchissements de cours d’eau spécifiques;

� Une description des mesures correctives spécifiques qui seront mises en œuvre pour répondre à chaque risque;

o Le Plan de gestion des franchissements d’eau devrait être supporté par une évaluation des renseignements spécifiques aux cours d’eau, notamment les données hydrographiques, les profils des cours d’eau à l’emplacement des franchissements, les caractéristiques des sédiments situés à proximité du franchissement, l’épaisseur de la couverture, les évaluations géotechniques des rives adjacentes, les cartes des plaines inondables, les évaluations de l’affouillement des rivières et l’analyse de la fréquence des inondations.

7.7. Défaillance du matériel

Les défaillances du matériel incluent les pannes de l’équipement auxiliaire, et notamment des vannes, joints, joints d’étanchéité et garnitures. Les données sur les incidents survenus dans l’industrie laissent entendre que les volumes libérés associés aux fuites d’équipement sont typiquement petits et sont généralement caractérisés par des raccords, du filetage, des joints, etc., non étanches. L’équipement d’un système de pipeline de transport visé par cette menace de défaillance se trouve généralement dans les limites clôturées des installations d’un poste, sous la surveillance de personnel et a généralement été conçu avec des systèmes physiques visant à confiner plus facilement un déversement sur un site.


• Les documents étudiés dans le cadre de ce rapport ne contenaient pas suffisamment de renseignements permettant d’évaluer l’ampleur de cette menace le long de la canalisation 9B ou de déterminer si toutes les pratiques de gestion des défaillances du matériel adoptées par Enbridge sont représentatives des pratiques exemplaires de l’industrie;

• Compte tenu de la nature de cette menace, la modification des conditions d’exploitation associée au projet d’inversion de la canalisation d’Enbridge n’aura pas d’effet négatif sur elle;



• Aucune recommandation n’est faite quant aux pratiques d’atténuation des défaillances du matériel.

7.8. Autres causes

La catégorie « autres causes » de la norme CSA Z662-11 (H.2.6) regroupe les menaces comme les défaillances des systèmes de commande et les autres formes de fausses manœuvres, ainsi que plusieurs autres menaces non classées.

Après l’incident survenu en 2010 à Marshall, au Michigan, Enbridge a apporté plusieurs améliorations au système de commande des pipelines et au fonctionnement de son centre de contrôle. En août et en septembre 2012, l’Office national de l’énergie a inspecté et évalué :

• Le système de commande des pipelines et de détection des fuites;

• Le programme de gestion de l’intégrité du pipeline;

• Le plan de mesures d’urgence et d’information du public;

• Les processus du système de gestion exigés par le RPT-99 et la norme CSA-Z662 pour assurer la protection des personnes, des biens fonciers et de l’environnement;

• La culture de sécurité.

Durant son inspection, l’ONÉ n’a relevé aucun non-respect de sa réglementation susceptible de poser un danger immédiat pour la sécurité du public ou pour l’environnement et en a conclu que la série de mesures entreprises par Enbridge depuis l’incident Marshall, à commencer par un engagement pris par les plus hautes sphères de la société, avait renforcé sa culture de sécurité. L’ONÉ en a conclu qu’Enbridge met actuellement en œuvre un système de gestion intégré, conformément à ses attentes à l’égard d’un système de gestion efficace.


• La principale source permettant d’évaluer l’ampleur des menaces liées aux opérations le long du réseau d’Enbridge est l’étude indépendante menée par l’ONÉ en 2012. En fonction de cette source d’information, il ressort qu’Enbridge a entrepris d’importants changements opérationnels au sein de l’organisation à la suite de l’incident Marshall, et donc que la menace est gérée de manière appropriée et représentative des pratiques exemplaires de l’industrie;



• Compte tenu de la nature de cette menace, la modification des conditions d’exploitation associée au projet d’inversion de la canalisation d’Enbridge n’aura pas d’effet négatif sur elle;

• Aucune recommandation n’est faite à l’égard des pratiques opérationnelles d’Enbridge.


RAPPORT FINAL

Références

Renseignements examinés

Les documents suivants sont extraits du site Web de l’ONÉ en relation avec les audiences sur les canalisations 9A et 9B d’Enbridge :

https://docs.neb-one.gc.ca/ll-eng/llisapi.dll?func=ll&objId=890819&objAction=browse

No de réf. /de DR Description des pièces jointes Dépôt DR OH-005-2011 Phase 1 Application Sarnia to North Westover A30643 Engineering Mainline Risk Assessment Appendix B 08/2011 B-01 I A2C0V7 A39519 Response to all of NEB IR-3 B-15B A2Q4K2 OH-002-2013 Phase 2 Application North Westover to Montréal ONÉ A49446 Attachment 7 – Pipeline Engineering Assessment 11/2012 B1-15 A3D7J4 ONÉ A49446 Appendix A to Pipeline EA, Contains map with mill,

diameter, wall B1-16 A3D7J5

ONÉ A49446 Appendix B to Pipeline EA - Compliance & RM- B1-17 A3D7J6 ONÉ A49446 Attachment 8 – Facilities Engineering Assessment B1-18 A3D7J7 ONÉ 1.21 Attachment 1 Revised Tables 3-4 and 3-5 B8-11 A3G4S7 ONÉ 1.22 Attachment 1 Revised Tables 3-3 and 4-1 B8-12 A3G4S8 ONÉ 1.23a Attachment 1 Figure 4.46 Explained B8-13 A3G4S9 ONÉ 1.24a Attachment 1 Interacting Areas of Corrosion B8-14 A3G4T0 ONÉ 1.25a Attachment 1 Interacting Areas of Corrosion B8-15 A3G4T1 ONÉ 1.27a Att 1 Description of Table 3-2 Known Integrity Features B8-17 A3G4T3 ONÉ 1.27b Att 1 Description of Table 3-2 Unknown Integrity Features B8-18 A3G4T4 ONÉ 2.7 Attachment 1 Detailed Project Map B11-4 A3H3C0 ONÉ A51669 Attachment 3 – Updated Table 7.6.6 Pipe in Montréal Term B12-4 A3H3T4 ONÉ_DR_3.10.c Attachment 1 Leak detection intervals B18-7 A3G4T4 ONÉ 2.7 Attachment 1 Detailed Project Map pp 1-60 - updated B12-4 A3I6Z3 ONÉ 2.7 Attachment 1 Detailed Project Map pp 61-120 - updated B21-5 A3I9H0 ONÉ 2.7 Attachment 1 Detailed Project Map pp 121-175 - updated B21-6 A3I9H1 ONÉ 3.1a Attachment 1 New section 2.1 Black lined Version B42-2 A3K9Q9 ONÉ 3.1a Attachment 2 New section 2.1 Clean Copy B42-3 A3K9R0 ONÉ 3.1a Attachment 3 Updated Documents of Understanding B42-4 A3K9R1 ONÉ 3.1a Attachment 4 ESEIA Addendum B42-5 A3K9R2 ONÉ 3.1a Attachment 5 Noise Impact Assessment Update B42-6 A3K9R3


RAPPORT FINAL

ONÉ 3.1a Attachment 6 Revised Response to NEB IR 3.1a B42-7 A3K9R4 ONÉ 3.6c Attachment 1 Calculation of Refiner Savings- future

volumes B18-3 A3I6L9

ONÉ 3.6d Attachment 1 Employment & Labour Income Effects of Line 9B Reversal – rough PQ vs Ont vs Canada integrity efforts

B18-4 A3I6L9

ONÉ 3.6e Attachment 1 Crude Oil Production B18-5 A3I6Q0 ONÉ 3.9 Attachment 1 Mainline Transient Analysis Summary Report B18-6 A3I6Q1 ONÉ 3.10c Attachment 1 Estimated Computational Pipeline

Monitoring System Sensitivity B18-7 A3I6Q3

ONÉ 4.5c Attachment 1 Estimated Feedstock Cost Saving, MSW Replacing Bonny Light – estimated volume forecasts

B41-3 A3K8F0

ONÉ 4.7 Att 1 L9B Transient Analysis Summer –September 2013 B45-3 A3L5Z2 ONÉ 4.9 Attachment 1 Line 9A Emergency Responder/Municipal

Agency Visits B41-4 A3K8F1

AFN et COTTFN 1.9 Attachment 1 Aboriginal Engagement Summary with AFN, June 4 2013

B18-9 A3I6Q4

AFN et COTTFN 1.10 Attachment 1 Aboriginal Engagement Summary with COTTFN, June 17 2013

B18-10 A3I6Q5

MCNFN 1.17 Att 1 Emergency Response Equipment in Eastern Region B18-12 A3I6Q7 Algonquin à Adirondack 3.vii

Attachment 1 Volume Out Calculations for Streams and Rivers in the Algonquin to Adirondacks Region

B18-15 A3I6R0

Équiterre 1.1.j.1 Att 1 Elevation Profile with Valves and Water Crossings B18-20 A3I6R5 Équiterre 1.1.j.3 Attachment 1 MOP on centerline B18-21 A3I6R6 Équiterre 1.3.a Attachment 1 Location of HCAs Impacted by Line 9 B18-24 A3I6R9 Équiterre 1.3.b Attachment 1 Location of HCAs subject to Transport Impact B18-25 A3I6S0 Équiterre 2.1.a Attachment 2 Pipeline System Configuration B18-26 A3I6S1 Intervenor IRs A52563 Grand River Indigenous Solidarity 1.b engagement activities

with Six Nations May 24, 2013 B18-28 A3I6S3

Intervenor IRs A52563 Attachment 1 Great Lakes and St. Lawrence Cities Initiative IR 2.1.7 ERCB Dilbit not corrosive -

B18-31 A3I6S6

Mississauga IR 1.2.a Attachment 1: Compliance Verification under NEB EDM Control Room Assessment

B18-48 A3I6U3

DR 1.32 de l’OPLA Attachment 1 CEPA Dilbit Corrosivity by Penspen B19-5 A3I6V4 DR 1.33 de l’OPLA Att. 1 Dibit Corrosion CANMET NACE rotating cage Paper B19-6 A3I6V5 DR 1.33 de l’OPLA Att. 2 Dilbit Corrosion CANMET NACE overview paper B19-7 A3I6V6 DR 1.78.i de l’OPLA Attachment 1 Max Volume Out Between Valves B19-10 A3I6V9 DR 1.79.a de l’OPLA Attachment 1 2012-13 ILI tools used in Ml-CD B19-11 A3I6W0 DR 1.79.c de l’OPLA Attachment 1 ILI tools- B19-12 A3I6W1 Toronto 1.5k Attachment 1 Heavy Crude Properties B19-32 A3I6Y1 Toronto 1.9.a.d1 Attachment 1 Letter from IPL to NEB May 2, 1988 –

additional details on incident report GLa-81 Sleeve on Sleeve Repair

B19-33 A3I6Y2


RAPPORT FINAL

Toronto 1.9.c.a1 Attachment 1 Excavation sites and Repairs by KP B19-34 A3I6Y3 Toronto 1.10.e.a1 Attachment 1 Risk Rankings of 305 Metre sections of Line 9

in GTA - Risk by Segment B19-35 A3I6Y4

Toronto - 1.27.d.i Attachment 1 Mock-Emergency Debrief B19-36 A3I6Y5 Toronto - 1.27.p.i Attachment 1 Oil Containment Dams B19-37 A3I6Y6 Min. de l’Énergie de l’Ontario

Response on Risk B20-1 A3I6Y8

ONÉ 2.7 now Risk update June 2013 = +2.2% increase valves B21-2 A3I6Z1 ONÉ 2.7 Revised outflow calc B21-3 A3I6Z2 ONÉ 2.7 New alignment sheets B21-4 A3I6Z3 ONÉ 2.7 New alignment sheets B21-5 A3I6H0 ONÉ 2.7 New alignment sheets B21-6 A3I6H1 ONÉ 2.7 New SCADA word change to communications B21-7 A3I6Z4 ONÉ 2.7 New unknown features summary sheet B21-8 A3I6Z5 Toronto 1.23.aR Attachment 1 Letter from Enbridge to NTSB re Safety

Recommendations P-12-11 through -16 B30-3 A3J1I4

ONÉ 4.7 L9B Transient Analysis Summary - Septembre 2013 B45-3 A3L5Z2


RAPPORT FINAL

Annexe A

Détection et analyse des fissures à l’aide de l’inspection interne

Mise au point de l’outil

Pour détecter les fissures, les outils d’inspection interne utilisent des techniques ultrasonores depuis longtemps. La mise au point de cet outil, qu’Enbridge soutient vivement depuis une vingtaine d’années, a été longue et ardue. L’outil original PII a été conçu par British Gas (qui est devenu PII, puis GE) il y a près de 30 ans, afin de détecter la fissuration par corrosion sous contrainte dans les gazoducs. Cette technique ultrasonore « lance et attrape » est dotée de capteurs ultrasoniques installés dans des roues élastomères pressurisées spéciales et remplies de liquide, une approche compliquée qui permet au son de pénétrer dans la paroi de la canalisation et d’en ressortir à des fins de détection. La conception de ces techniques ultrasonores a été simplifiée dans les pipelines transportant des hydrocarbures, le liquide écoulé servant désormais d’agent de couplage. La physique de la trajectoire acoustique n’a pas du tout évolué, mais l’électronique, les logiciels d’amplification, de prédiction et de résolution ainsi que les techniques d’analyse permettant d’interpréter les signaux s’améliorent sans cesse. Le tableau ci-dessous illustre cette évolution au fil des ans.

Tableau A.1 – Capacités de l’outil d’inspection interne des fissures ces dix dernières années

Précision de la détection des fissures Description de l’outil

Précision de l’emplacement

de l’outil Profondeur

(+/- mm) Profondeur

(% épaisseur de la paroi)

Longueur axiale (mm)

GE USCD (2003) 0,1 m 1,0 16 > 30

GE USCD (2013) 0,1 m 1,0 16 > 25

GE EMAT scan CD 0,1 m 2,0 31 > 50

Perte de flux magnétique circonférentiel de Rosen (PFMO)

0.1 m 1,0 16 +/- 15


RAPPORT FINAL

Types et capacités des outils

Les informations sur la résolution présentées dans les premières rangées du tableau A.1 résument les renseignements contenus dans les dossiers publics transmis en réponse à des demandes de renseignements, et dans le rapport du fournisseur d’outils d’inspection interne remis à Enbridge en 2004. Bien que les capacités reproduites dans le tableau ci-dessus aient l’air similaire, d’importants changements technologiques ont été observés au cours des dix dernières années.

Les trois dernières rangées du tableau comprennent des informations collectées sur les sites Web du fournisseur pour GE et Rosen. Il se peut que les outils d’inspection interne affichés dans les trois dernières rangées du tableau aient été utilisés lors des dernières inspections de la canalisation 9B. Veuillez noter que si la norme American Petroleum Institute (API) 1163*, dont l’utilisation n’est toujours pas généralisée au Canada, est mentionnée dans le contrat, chaque outil d’inspection interne devrait alors être validé par des indications fiables sur ses résultats et indiquer que les spécifications publiées par le fabricant sont respectées. Or, les limites de la précision fournies dans la première rangée du tableau A.1 reprennent généralement ce que le fournisseur d’outils d’inspection interne avait indiqué en 2003, mais n’ont aucun cadre statistique. Si la norme API 1163 est spécifiée, le seuil de détection consigné dans les trois rangées du bas du tableau devrait mieux quantifier l’analyse statistique de la profondeur indiquée dans 90 % des cas.

Les profondeurs des fissures mesurant moins de 15 % de l’épaisseur d’une paroi restent difficiles à corriger, ce qui devient problématique lorsqu’il faut déterminer la longueur continue d’une anomalie particulière, surtout si le signal de détection de la profondeur d’une fissure réfléchi varie selon qu’il est inférieur ou supérieur au seuil de détection de la profondeur. Au lieu d’être considérée comme une longue fissure unique dont la profondeur varie, l’anomalie sera alors interprétée comme une série irrégulière de fissures plus courtes non interconnectées. Les logiciels d’analyse permettent de plus en plus de prédire si les réflexions à une certaine distance indiquent une multitude de fissures isolées ou la même fissure dont la profondeur varie selon qu’elle est supérieure ou inférieure au seuil de détection, sur une

* API Std 1163 IN-LINE INSPECTION SYSTEMS QUALIFICATION SECOND EDITION, PRODUCT NO. D11632, American Petroleum Institute, AVRIL 2013.


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longueur beaucoup plus grande. Il faut connaître la profondeur et la longueur de la fissure pour calculer la pression de la rupture.

Le Tableau A.1 présente deux autres nouvelles technologies récemment mises au point : le transducteur électromagnétique acoustique (EMAT) et l’outil d’inspection interne par perte de flux magnétique (PFM), ou outil de détection des défauts axiaux (DDA). Comme ils ne contiennent aucun liquide susceptible de servir de milieu de couplage ultrasonore, les gazoducs utilisent habituellement des méthodes magnétiques pour remplir les « lames d’air » et connecter le signal émis dans la canalisation aux détecteurs. Ces techniques permettent au signal de franchir la petite « lame d’air » située entre la paroi du gazoduc et le capteur. Le gazoduc doit absolument être propre si l’on veut minimiser le soulèvement du capteur ou de la lame d’air et obtenir des résultats fiables.

Le transducteur électromagnétique acoustique (EMAT) vient se substituer aux outils ultrasonores couramment utilisés. Cet outil d’inspection interne a connu un développement rapide et pourrait bientôt s’avérer fort utile dans la localisation et la caractérisation des plus petites fissures par corrosion sous contrainte. Il fonctionne avec une bobine électronique et un champ magnétique stable. La bobine inscrit un champ magnétique AC afin de produire une impulsion sonore dans la paroi de la canalisation. Le même capteur situé sur la trajectoire de retour du son sert à détecter le signal sonore qui revient. L’amplitude et la forme du son réfléchi et l’amplitude et la forme du signal non réfléchi ou transmis permettent de détecter et de repérer l’anomalie. Les fissures tendent à refléter tout le signal alors que les inclusions et la corrosion ne reflètent qu’en partie, de sorte que les deux détecteurs détectent la même impulsion sonore. Afin de pouvoir interroger toute la circonférence de la paroi de la canalisation, l’outil d’inspection interne EMAT regroupe des ensembles de capteurs multiples par blocs, installés autour de son périmètre.

La technologie de perte de flux magnétique circonférentielle (PFMC) fait passer la direction du champ magnétique d’un outil conventionnel par perte de flux magnétique d’axiale à circonférentielle (un fournisseur a un champ à 45 degrés). La PFMC exploite donc les connaissances basées sur toutes les technologies de perte de flux magnétique antérieures. La PFM ne pouvait pas être utilisée pour repérer des fissures par corrosion sous contrainte et autres fissures longitudinales formées à la suite d’une pression interne (tension tangentielle), puisque ces fissures sont orientées dans la direction axiale, la même que celle du champ magnétique des outils de PFM axiaux traditionnels. La PFMC est dirigée à travers la fissure de façon à pouvoir la détecter et la caractériser. Pour que la détection fonctionne, l’ouverture de la fissure ne doit pas être trop étroite; en règle générale, une ouverture d’environ 0,2 mm


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permet de provoquer une perte de flux suffisante pour la détection. Comme l’illustre le tableau A.1, les outils de PFMC peuvent repérer des fissures de moins de 20 % de l’épaisseur de la paroi, à condition que leur ouverture soit suffisamment large.

Enfoncements avec dommages

Les enfoncements et les enfoncements contenant des dommages mécaniques sont à l’origine de plusieurs fuites de la canalisation 9B. Le rapport diamètre-épaisseur (D/é) de la canalisation 9B est de 120. Les canalisations présentant des rapports plus élevés sont moins rigides et moins résistantes aux enfoncements. La plupart des dommages dus à des enfoncements n’ont pas vraiment de conséquence grave pour la structure, tant qu’ils ne dépassent pas deux fois la limite réglementaire du diamètre de la canalisation (6 %). Chaque enfoncement demeure une source de préoccupation pour les canalisations, chacune représentant une menace à plusieurs niveaux. Les enfoncements peuvent être une simple impression dans le diamètre de la canalisation, contenir de la corrosion ou des dommages mécaniques comme des rainures et de la corrosion, voire poser une triple menace en présentant des dommages mécaniques comme des rainures avec fissures et de la corrosion.

La physique de la trajectoire acoustique complique la tâche de détection des dommages dans des enfoncements par des outils d’inspection interne (fondés sur la technologie ultrasonore) parce que le signal réfléchi ne suit pas la trajectoire prédite en ligne droite pour son retour aux capteurs. La courbure de l’enfoncement éloigne le son des capteurs, ce qui fait qu’aucun signal n’arrive ou alors il arrive à un capteur imprévu situé très loin de la fenêtre de temps prévue. Ce défaut de détection produit alors un signalement de faux négatifs pour les outils ultrasonores.

Heureusement, les pertes de flux magnétique traditionnel et circonférentiel peuvent détecter des fissures légèrement ouvertes qui sont orientées normalement vers le champ magnétique de l’outil d’inspection interne. De plus, les dernières avancées de la recherche-développement en matière de détection de l’inflexion du signal ou de changement de direction du flux magnétique au capteur dépendent de la présence d’un dommage mécanique à la surface de la canalisation.† ‡

† Nestleroth Bruce, Development of Dual Field MFL Inspection Technology to Detect Mechanical Damage, Pipeline Research Council International Project, no DTPH56-06-T-000016, 2013.


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Autrement dit, les outils d’inspection interne par perte de flux magnétique traditionnel ou circonférentiel pourraient bientôt interroger les enfoncements présentant différents niveaux de dommage et commencer à classer leurs réponses selon l’ampleur de la gravité du dommage détecté. Les mesures d’urgence seraient accordées en premier lieu aux enfoncements avec corrosion indiquant une possibilité de fissuration et de dommages mécaniques, en deuxième lieu à celles présentant de la corrosion et un dommage mécanique ou une fissure, en troisième lieu aux enfoncements contenant uniquement de la corrosion et en dernier lieu aux enfoncements simples.

Incertitude associée à la dimension de la fissure

Pour contribuer à étalonner les outils d’inspection interne fondés sur la technologie d’inspection par ultrason, les fissures détectées sont corrélées avec les mesures prises dans le fossé.§ Malheureusement, les mesures prises dans le fossé, l’utilisation de faisceaux à angles, de la durée de vol, et d’outils ultrasonores plus avancés connaissent leurs propres problèmes de fiabilité lorsqu’il s’agit d’évaluer la profondeur et la longueur de chaque fissure. Le mode sonore réfléchi à partir d’une colonie ou de multiples fissures par corrosion sous contrainte est complexe; toutefois, les améliorations apportées à l’analyse des multiples trajectoires de durées de vol grâce à la résolution temporelle et à l’accélération des méthodologies informatiques contribuent désormais à résoudre la profondeur des fissures individuelles dans les scénarios de fissures multiples. Le recours aux techniques complémentaires d’examen non destructif porte également des fruits; ainsi, l’examen magnétoscopique permet de juger nettement mieux de la longueur d’une fissure le long de la surface de la canalisation alors que la méthode la plus précise et la plus fiable pour déterminer la profondeur de la fissure consiste de plus en plus à meuler progressivement le métal jusqu’à ce que la fissure ait disparu.

L’incertitude qui pèse sur l’évaluation de la profondeur des fissures à l’aide des outils d’inspection interne et des méthodes dans le fossé signifie que les vitesses de croissance des

‡ Rosen ROCORR MFL-C Service, In-line high resolution metal loss and narrow axial feature analysis, www.rosen-group.com.

§ Yeung, P. et coll., Maximizing MFL ILI Sizing Confidence and Accuracy Using High-resolution Field Measurement

Data, Proceedings of the 2012 9th

International Pipeline Conference, IPC2012, 24-28 septembre 2012, Calgary, Alberta, Canada.


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fissures sont accompagnées d’une plus grande incertitude. Pour déterminer l’intervalle entre les inspections à l’aide d’un outil d’inspection, les ingénieurs recourent au taux de détérioration plus élevé, qui génère des intervalles plus courts entre les inspections. Pour les pipelines transportant des liquides, la pratique de l’industrie (qui est d’ailleurs prescrite aux États-Unis) consiste à fixer un intervalle de 5 ans entre les inspections internes.

Les mesures périodiques de détection et d’atténuation des grandes fissures assureront la fiabilité de la canalisation et contribueront à atteindre l’objectif de zéro incident. La fiabilité de la détection et de l’évaluation des fissures continuera à améliorer la résolution informatique de l’outil d’inspection interne à mesure que la précision des techniques de résolution de la mesure dans le fossé s’améliore aussi. La fiabilité des outils pour détecter et cerner les plus grandes fissures n’est plus à démontrer aujourd’hui. Si la pratique de l’industrie de la technologie d’inspection interne consistant à vérifier les fissures tous les 5 ans peut sembler conservative, elle permet néanmoins de localiser ces fissures bien avant qu’elles ne présentent un danger.


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Annexe B

Examen et évaluation des risques spéculatifs de la canalisation 9B d’Enbridge - RECOMMANDATIONS

vs

CONDITIONS de l’Ordonnance XO-E101-003-2014 CONDITIONS de l’ONÉ aux termes de l’article 58

L’examen des 30 conditions de l’ONÉ associées à l’approbation de la demande déposée par Enbridge Pipeline Inc., datée du 29 novembre 2012, relativement au projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9 est terminé. Ces 30 conditions ont été comparées aux recommandations que DRAS a formulées dans l’examen et l’analyse de l’Évaluation technique de l’inversion du pipeline 9B d’Enbridge (le « Rapport d’examen de DRAS pour la canalisation 9B »).

Tableau de concordances des conditions de l’ONÉ affectant la fiabilité et les risques liés à la canalisation

Dans son rapport « Motifs de décision », l’ONÉ a joint 30 conditions à son approbation de la demande d’Enbridge. L’examen des 30 conditions a été effectué et a permis d’identifier celles qui sont liées à la fiabilité de la canalisation. Un tableau de concordance (présenté ci-dessous) a été élaboré afin de comparer ces conditions liées à la fiabilité de la canalisation et les recommandations formulées dans le Rapport d’examen de DRAS pour la canalisation 9B.

À l’exception de l’une d’entre elles, toutes les conditions de l’ONÉ relatives à la fiabilité de la canalisation correspondent aux recommandations formulées dans le Rapport d’examen de DRAS pour la canalisation 9B, même s’il existe dans l’ensemble d’importantes différences dans le libellé. La 10e condition de l’ONÉ est la seule qui ne corresponde pas à une recommandation formulée dans le Rapport d’examen de DRAS. Cette condition exige d’Enbridge qu’elle répare toutes les anomalies identifiées par les évaluations afin de satisfaire au critère de réparation de la norme CSA Z662-11 et toutes les anomalies dont les pressions d’éclatement prévues sont inférieures à 125 % de la PMS. Le Rapport d’examen de DRAS ne contient aucune


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recommandation de ce genre, puisque la condition de l’ONÉ, tel qu’indiqué, énonce les propres pratiques d’Enbridge telles que décrites dans son Évaluation technique de l’intégrité de la canalisation. On comprend donc que les exigences de cette condition sont respectées par les pratiques d’Enbridge en place.

Seule une recommandation du Rapport d’examen de DRAS ne correspondait à aucune condition de l’ONÉ. Plus précisément, la section 7.6 de la page 57 recommande que les évaluations réalisées dans le cadre du Programme de mouvement de pipelines d’Enbridge soient associées à des intervalles de réévaluation fixés et appuyées par la justification de ce choix.


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Tableau de concordance avec les conditions de l’ONÉ

Numéro de la

condition de

l’ONÉ

Libellé de la condition de l’ONÉ Recommandation correspondante avec le Rapport

d’examen de Dynamic Risk Référence du rapport

9

Au moins 90 jours avant de déposer sa demande d’autorisation de mise en service, Enbridge doit présenter à l’Office une évaluation technique à jour du pipeline, dans un format semblable à celui de l’évaluation technique de la canalisation 9B. L’évaluation technique à jour doit s’appuyer sur les inspections internes et les travaux d’excavation réalisés par Enbridge sur la canalisation 9 en 2012 et en 2013 entre les terminaux de Sarnia et de Montréal. L’évaluation technique à jour doit comprendre, sans s’y limiter :

a) une analyse de la vie utile restante qui tient compte des caractéristiques connexes de manière à illustrer que le pipeline qui relie les terminaux de Sarnia et de Montréal peut être mis en service dans le sens d’écoulement inversé aux pressions maximales de service (PMS) approuvées par l’Office. Si Enbridge souhaite demander que les pressions de service soient différentes dans cette analyse, elle doit motiver cette demande;

b) une analyse du taux de pression de rupture prévu par rapport aux menaces à l’intégrité (y compris les menaces connexes) en utilisant comme référence 100 % de la limite élastique minimale;

• Enbridge devrait mener à bien son évaluation technique fondée sur les données de l’inspection interne acquises le long du tronçon ML-CD en 2012, et les excavations qui en ont suivi.

• L’évaluation technique susmentionnée devrait comprendre une analyse de fiabilité des données de l’inspection interne et des excavations qui en ont suivi.

• L’analyse de fiabilité devrait servir à étoffer l’analyse déterministe d’Enbridge, telle que présentée dans l’Évaluation technique d’intégrité du pipeline.

• L’analyse de fiabilité devrait permettre de mieux comprendre la PDD de différentes tailles de défauts et relier cette corrélation à la fiabilité de la canalisation.

• L’analyse de fiabilité devrait aborder la question des fissures dans les déformations, et incorporer les capacités du processus d’intégration des menaces d’Enbridge afin d’améliorer la PDD de ce type de dommage.

Section. 7.2, p. 51


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Numéro de la

condition de

l’ONÉ



c) le rendement des outils d’inspection interne, y compris leur probabilité de détection et leur probabilité de mesure de la profondeur;

d) des schémas d’unité d’outils de terrain pour les fissures et la corrosion, y compris la profondeur et la longueur;

e) les résultats de l’inspection annuelle menée en 2012 à l’égard du système de protection cathodique.

• L’analyse susmentionnée devrait viser à démontrer un niveau satisfaisant de fiabilité du pipeline, basé sur l’utilisation de l’inspection interne. Au besoin, d’autres méthodes d’évaluation, y compris des épreuves hydrostatiques, devraient être envisagées afin de valider la capacité des technologies d’inspection interne et des techniques d’analyse actuelles et d’aboutir ainsi à un niveau satisfaisant de fiabilité de la canalisation.

10

Compte tenu de la PMS et des renseignements sur l’intégrité présentés dans l’évaluation technique à jour, Enbridge doit, au moins 30 jours avant de déposer sa demande d’autorisation de service :

a) Réparer toutes les anomalies qui sont présentes dans les tronçons de pipeline entre le terminal de Sarnia et celui de Montréal et qui ont été repérées au moyen de l’une des évaluations supplémentaires ou réévaluations qu’Enbridge s’est engagée à effectuer dans sa demande pour satisfaire au critère de réparation de la norme CSA Z662-11, ainsi que toutes les anomalies dont le facteur de sécurité est inférieur à 125 % de la PMS, y compris les défauts à l’origine des autorestrictions de pression actuelles qui sont précisées dans l’évaluation de la


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Numéro de la

condition de

l’ONÉ



canalisation 9B d’Enbridge, sans égard à la pression de service courante;

b) Déposer auprès de l’Office un rapport qui comprend notamment une liste des anomalies ayant fait l’objet d’une réparation et qui en précise la taille, le coefficient de sécurité avant la réparation et la date de la réparation.

11

Conformément à l’article 23 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres (RTP), Enbridge doit déposer auprès de l’Office son programme d’essais sous pression au moins 60 jours avant de déposer sa demande d’autorisation de mise en service.

Au besoin, d’autres méthodes d’évaluation, y compris des épreuves hydrostatiques, devraient être envisagées afin de valider la capacité des technologies d’inspection interne et des techniques d’analyse actuelles et d’aboutir ainsi à un niveau satisfaisant de fiabilité de la canalisation.

Section 7.2, p. 51

17

Enbridge doit déposer auprès de l’Office, au moins 30 jours avant de présenter sa demande d’autorisation de mise en service, les résultats à jour de son étude de 2013 sur les géorisques de la canalisation 9. Enbridge doit inclure dans l’étude sur les géorisques un résumé de ses activités d’atténuation de la contamination de l’épaisseur du couvert menées en 2012-2013.

L’une des recommandations vise l’épaisseur de la couverture. L’information disponible sur la dernière analyse de l’épaisseur de couverture est limitée et ne porte que sur certains tronçons de la canalisation 9B situés au Québec. Mieux connaître la date et les résultats du dernier relevé d’épaisseur de couverture, en particulier dans les zones fortement peuplées et traversées par une canalisation dont la paroi est mince, garantirait vraiment que cette menace est gérée de manière appropriée.

Section 7.3, p. 53


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Numéro de la

condition de

l’ONÉ



18

Enbridge doit déposer auprès de l’Office, au moins 90 jours avant de présenter sa demande d’autorisation de mise en service, un plan de gestion des franchissements de cours d’eau propre au projet qui détermine les conditions actuelles de franchissement de cours d’eau et illustre la manière proactive dont Enbridge gérera les franchissements de cours d’eau le long de la canalisation existante.

Le plan doit notamment contenir les éléments suivants : a) les critères utilisés pour déterminer l’emplacement des

principaux franchissements de cours d’eau le long de la canalisation 9, et la justification de leur choix. Les critères doivent respecter ou dépasser les exigences stipulées à la note 2 de l’article 4.4.8 de la norme CSA Z662-11;

b) un tableau faisant l’inventaire :

i. de tous les franchissements de cours d’eau le long de la canalisation 9 entre les terminaux de Sarnia et de Montréal;

ii. des franchissements de cours d’eau qui ne répondent pas aux critères (le critère non satisfait doit être indiqué clairement dans chacun des cas);

iii. des franchissements de cours d’eau qui répondent aux critères;

• Les conséquences environnementales importantes associées aux franchissements de cours d’eau expliquent la nécessité, pour Enbridge, d’inclure les éléments essentiels suivants dans son Plan de gestion des franchissements de cours d’eau :

o l’emplacement et la fréquence des activités de suivi de certains franchissements de cours d’eau;

o une description des risques éventuels dans des franchissements de cours d’eau spécifiques;

o une description des mesures correctives spécifiques qui seront mises en œuvre pour répondre à chaque risque.

Section 7.6, p. 57


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Numéro de la

condition de

l’ONÉ



iv. de la proximité de chacun des franchissements de cours d’eau qui répondent aux critères par rapport aux cours d’eau en aval, à l’infrastructure critique et aux zones importantes et sensibles sur le plan environnemental;

c) le lieu et la fréquence des activités de surveillance, tant à

l’échelle du projet (p. ex., survols) qu’au niveau local (p. ex., visites sur place);

d) les mécanismes de commentaires en place pour suivre et

mettre à jour la condition des franchissements dans le cadre du programme de protection de l’environnement, au fur et à mesure que des conditions de dégradation sont observées;

e) une description des conditions de franchissement

dégradées qui pourraient être présentes et leur risque relatif;

f) une description de la manière dont seront gérés les

risques environnementaux liés aux franchissements de cours d’eau, notamment un graphique des responsabilités à l’égard des décisions et la hiérarchie des points de décision indiquant quelles mesures correctives seraient mises en œuvre en cas de dégradation d’une condition et dans quel délai.


RAPPORT FINAL

Numéro de la

condition de

l’ONÉ



19

Avant de présenter sa demande d’autorisation de mise en service, Enbridge doit déposer auprès de l’Office un plan de gestion des fissurations dans le tronçon situé entre les terminaux de Sarnia et Montréal. Ce plan doit comprendre un calendrier d’évaluation et les raisons expliquant les intervalles choisis.

• Enbridge devrait mener à bien une évaluation technique fondée sur les données de l’inspection interne acquises le long du tronçon ML-CD en 2012, et les excavations qui en ont suivi.

• L’évaluation technique susmentionnée devrait comprendre une analyse de fiabilité des données de l’inspection interne et des excavations qui en ont suivi.




• L’analyse susmentionnée devrait viser à démontrer un niveau satisfaisant de fiabilité du pipeline, basé sur l’utilisation de l’inspection interne. Au besoin, d’autres

Section 7.2, p. 51


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Numéro de la

condition de

l’ONÉ



méthodes d’évaluation, y compris des épreuves hydrostatiques, devraient être envisagées afin de valider la capacité des technologies d’inspection interne et des techniques d’analyse actuelles et aboutir ainsi à un niveau satisfaisant de fiabilité de la canalisation.

25

Dans les 12 mois suivant l’obtention de l’autorisation de mise en service, Enbridge doit soumettre à l’approbation de l’Office une version à jour de son plan de gestion des franchissements de cours d’eau, qui fait état des données qui seront utilisées à l’avenir pour établir les conditions générales des franchissements des cours d’eau aux fins du plan.

Ce plan à jour doit notamment contenir les éléments suivants : a) une réitération des critères utilisés pour déterminer les

principaux franchissements de cours d’eau le long de la canalisation 9 entre les terminaux de Sarnia et de Montréal et du tableau faisant l’inventaire :

i. de tous les franchissements de cours d’eau le long de la canalisation 9, entre les terminaux de Sarnia et de Montréal;

ii. des franchissements de cours d’eau qui ne répondent pas aux critères (le critère non satisfait doit être indiqué clairement dans chacun des cas);

iii. des franchissements de cours d’eau qui

• Le Plan de gestion des franchissements de cours d’eau devrait comprendre une évaluation des renseignements spécifiques aux cours d’eau, et notamment les données hydrographiques, les profils des cours d’eau à l’emplacement des franchissements, les caractéristiques des sédiments situés à proximité du franchissement, l’épaisseur de la couverture, les évaluations géotechniques des rives adjacentes, les cartes des plaines inondables, les évaluations de l’affouillement des rivières et l’analyse de la fréquence des inondations.

Section 7.6, p. 57


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l’ONÉ



répondent aux critères; iv. de la proximité de chacun des franchissements

de cours d’eau qui répondent aux critères par rapport aux cours d’eau en aval, à l’infrastructure critique et aux zones importantes et sensibles sur le plan environnemental.

b) Pour les franchissements qui répondent aux critères,

indiqués en a)iii) ci-dessus; i. les hydrogrammes saisonniers aux endroits de

franchissement (rendement sur 1 an); ii. les profils de débordement aux endroits de

franchissement; iii. les caractéristiques des sédiments déposés

immédiatement en amont et en aval du lieu de franchissement;

iv. l’épaisseur de la couverture et les évaluations géotechniques des bancs adjacents, jusqu’à une distance de 100 m;

v. des cartes délimitant les plaines inondables; vi. les évaluations d’affouillement et les analyses de

la fréquence des crues à chaque franchissement de cours d’eau, selon les volumes de marée de tempête sur 50 ans et sur 100 ans et selon les volumes réglementaires;

vii. une description de la façon dont les données recueillies seront utilisées pour satisfaire aux


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Numéro de la

condition de

l’ONÉ



exigences de gestion des risques pour l’environnement, y compris les effets de l’environnement sur les franchissements de cours d’eau;

viii. un échéancier des mises à jour futures, qui inclut les activités de surveillance prévues à la condition no 18, la fréquence des activités de collecte et d’analyse de données supplémentaires et le protocole de modification ou d’amélioration du plan à la lumière des conditions à jour du cours d’eau;

ix. la preuve des consultations menées auprès d’Environnement Canada, de l’Office de protection de la nature de Toronto et de la région et des autres autorités municipales, régionales et provinciales compétentes au sujet du plan de gestion des franchissements de cours d’eau (condition 18) et du plan à jour.

27

Dans les 18 mois suivant l’autorisation de mise en service, Enbridge doit déposer auprès de l’Office le plan d’amélioration de l’intégrité à long terme qu’elle envisage de mettre en œuvre pour atténuer et surveiller les imperfections de corrosion (interne et externe), les déformations géométriques ou les fissurations relevées par les outils d’inspection interne qui restent dans les tronçons pipeliniers situés entre le poste de North Westover et le

• Enbridge devrait mener à bien une évaluation technique fondée sur les données de l’inspection interne acquises le long du tronçon ML-CD en 2012, et les excavations qui en ont suivi.

• L’évaluation technique susmentionnée devrait comprendre une analyse de fiabilité des données de

Section 7.2, p. 51


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l’ONÉ



terminal de Montréal, précisant notamment le calendrier du plan, le raisonnement justifiant les imperfections sélectionnées et les intervalles prévus en vue d’inspections subséquentes.

28

Dans les 18 mois suivant l’autorisation de mise en service, Enbridge doit déposer auprès de l’Office une évaluation déterministe à jour de la durée de vie restante de chaque tronçon (c’est-à-dire d’une poste de pompage à l’autre) de la canalisation 9 entre les terminaux de Sarnia et de Montréal. Cette évaluation doit tenir compte des résultats des plus récentes inspections internes et excavations, des imperfections connexes, des PMS approuvées par l’Office et de l’ensemble de données réelles des cycles de pression de service pour les périodes les plus occupées depuis l’inversion.

l’inspection interne et des excavations qui en ont suivi.




• L’analyse susmentionnée devrait viser à démontrer un niveau satisfaisant de fiabilité du pipeline, basé sur l’utilisation de l’inspection interne. Au besoin, d’autres méthodes d’évaluation, y compris des épreuves hydrostatiques, devraient être envisagées afin de valider la capacité des technologies d’inspection interne et des techniques d’analyse actuelles et aboutir ainsi à un niveau satisfaisant de fiabilité de la canalisation.