ARCHIVÉ - FAQ - Rapport final d’enquête sur la fuite du réservoir 121 au terminal Sumas de Trans Mountain Pipeline ULC

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L’Office a fait enquête afin de déterminer la cause du rejet de pétrole brut dans l’enceinte de confinement secondaire du réservoir 121, survenue le 24 janvier 2012 au terminal Sumas de Trans Mountain Pipeline ULC (TMPU ou la société) situé à Abbotsford, en Colombie-Britannique. Le lecteur trouvera toutes les conclusions de l’enquête dans le rapport ci-joint.

À titre informatif, vous trouverez ci-dessous quelques-unes des questions les plus souvent posées, et leurs réponses, au sujet de l’enquête de l’Office sur l’incident.

Qu’est-ce qui a provoqué la fuite?

L’enquête de l’Office a révélé que la fuite avait été causée par la défaillance du joint d’étanchéité dans un raccord à brides de l’égout de toit du réservoir 121, par suite du gel de l’eau dans le dispositif de vidange.

Quel volume de pétrole s’est déversé?

Environ 90 m³ de pétrole brut ont fui du réservoir 121 vers son enceinte de confinement secondaire.

Comment l’Office est-il intervenu immédiatement après l’incident?

L’Office national de l’énergie a été informé de la fuite à 8 h 16, heure normale du Pacifique, le 24 janvier 2012. Peu après, il a mis en place un centre des opérations d’urgence. Le personnel de l’Office a été dépêché sur les lieux, et est arrivé à l’endroit de l’incident à 17 heures le même jour.

La phase d’intervention d’urgence a pris fin à 12 h 50 le lendemain, avec l’élimination du pétrole libre restant de l’enceinte de confinement secondaire.

Quelles ont été les conséquences de l’incident sur la population et l’environnement?

L’incident n’a fait aucune victime, et les effets sur l’environnement ont été limités à la contamination du gravier de l’enceinte de confinement secondaire et à des émissions atmosphériques. La membrane de l’enceinte de confinement secondaire a empêché que la fuite du pétrole s’étende davantage.

Pendant toute l’opération, un contrôle de la pollution atmosphérique a été assuré. Des membres du personnel de TMPU ont été affectés à cette tâche près de la zone de confinement ainsi qu’autour du terminal Sumas. D’autres ont distribué des avis écrits à une centaine de résidents du voisinage.

Un expert a mené un programme de contrôle de la pollution atmosphérique à l’échelle locale, comprenant des activités d’échantillonnage et de surveillance à huit endroits situés près des zones résidentielles et d’une école.

À la conclusion de la phase d’intervention d’urgence de l’incident, le 25 janvier, l’Office avait établi qu’il n’y avait plus de menace pour la population et l’environnement, outre les effets initiaux.

En plus de faire état de la cause immédiate de la fuite, l’Office a relevé les facteurs contributifs suivants :

  1. La pratique qui consiste à maintenir les vannes de vidange de l’égout de toit ouvertes a contribué à l’incident.
  2. Le processus utilisé par TMPU pour gérer le changement concernant la position de la vanne de vidange de l’égout de toit était déficient, parce qu’il n’exigeait pas qu’on s’assure que le personnel sur le terrain – qui est directement touché par le changement – en soit informé. En outre, le fait que le personnel de TMPU sur le terrain n’ait pas été informé de la nouvelle procédure n’est pas conforme à l’article 28 du RPT-99.
  3. L’opérateur de nuit du centre de commande (OCC) n’a pas respecté la procédure de TMPU en n’activant pas l’alarme de fluage du système existant dans les 15 minutes suivant le transfert de pétrole brut dans le réservoir 121. Ce manquement est un non-respect du paragraphe 4(2) du RPT-99.
  4. L’OCC de nuit a été incapable de reconnaître qu’il pouvait y avoir une fuite à partir des données sur l’évolution du volume dans le réservoir 121.
  5. L’OCC de nuit n’a pas respecté la procédure de TMPU en ne dépêchant pas sur les lieux un technicien pour faire une vérification et déterminer la cause du déclenchement de l’alarme de fluage, qui ne pouvait être considéré comme un fonctionnement normal. Ce manquement est un non-respect du paragraphe 4(2) du RPT-99.
  6. La valeur de seuil de l’alarme de fluage du système d’essai était incorrecte. L’OCC de nuit ignorait ce fait, ce qui peut expliquer en partie sa réaction inappropriée aux alertes.

Pourquoi ces constatations ont-elles préoccupé l’Office?

L’enquête de l’Office a révélé que beaucoup de facteurs ont contribué à l’incident. Le rejet de 90 m³ de pétrole brut dans l’enceinte de confinement secondaire du réservoir 121 aurait peut-être pu être évité ou atténué si TMPU avait veillé à la mise en place de la procédure relative à la position normale de la vanne de vidange de l’égout de toit et si la fuite avait été détectée plus tôt.

L’Office a aussi constaté que la fuite aurait pu être détectée plus tôt si l’on avait programmé correctement les alarmes du système SCADA et si l’on avait réagi de façon appropriée lors des alertes.

L’Office exige des sociétés pipelinières qu’il réglemente qu’elles prévoient, préviennent, gèrent et atténuent les conditions potentiellement dangereuses associées à l’exploitation de leurs pipelines. Il attend aussi d’elles qu’elles améliorent sans cesse leur rendement en matière de sécurité, de sûreté et de protection de l’environnement. Elles doivent aussi promouvoir une culture de sécurité positive dans le cadre de leur système de gestion.

Quelles mesures correctives l’Office a-t-il imposées à TMPU par suite des constatations relevées dans le présent rapport?

Par suite des constatations cernées au sujet de l’incident, TMPU a été tenue de prendre les mesures suivantes :

  • Modifier sa procédure relative à l’aménagement pour l’hiver des égouts des toits flottants (General Operating Procedure 2.2.4 Winterization of External Floating Roof Drain Systems) en incluant comme exigence que l’embouchure et l’égout de toit soient chauffés et isolés dans les régions où de fortes pluies en hiver compliquent le recours à des méthodes d’aménagement pour l’hiver;
  • Mettre en œuvre une nouvelle procédure exigeant que toutes les vannes de vidange de l’égout de toit soient normalement fermées, que le personnel de TMPU contrôle l’évacuation de l’eau du toit et que, si l’on détecte la présence de pétrole, la vanne de vidange soit immédiatement fermée;
  • Modifier sa procédure de gestion du changement concernant une demande de modification des installations pour exiger qu’un bon de travail soit émis pour assurer une communication directe avec le personnel touché, quand un changement de procédure important a été approuvé;
  • Réexaminer l’usage du système existant comme système de base et le processus de mise en service et d’essai du système d’essai (le nouveau système SCADA) avec tous les OCC, en portant une attention particulière aux exigences et aux mesures relatives aux alertes touchant les réservoirs;
  • Assurer un diagnostic exact et en temps opportun au moyen d’une communication directe avec les OCC, et réviser la procédure 2.2.3.5 sur les variations de niveau inattendues (Procedure 2.2.3.5: Unexpected Tank Level Deviation);
  • Entreprendre une étude des alarmes de fluage dans le but de connaître la fréquence des fausses alertes causées par un mouvement du toit;
  • Mettre à l’essai un détecteur de gaz de pétrole sur les puisards des enceintes de confinement secondaire au terminal Sumas pour voir si cet appareil permet d’améliorer le rendement de l’équipement de détection actuel;
  • Modifier les valeurs du seuil de l’alarme de fluage du système d’essai de tous les réservoirs, pour les établir à une variation de volume de 10 m  et cesser de permettre aux OCC de modifier manuellement les valeurs de seuil.

TMPU a identifié les mesures correctives nécessaires pour éliminer la cause de l’incident et les facteurs y ayant contribué qui sont cernés dans ce rapport d’enquête.

L’Office poursuivra ses vérifications de conformité ciblées auprès de TMPU afin de s’assurer que les mesures correctives ont bien été mises en place pour redresser les facteurs systémiques relevés dans le rapport.

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