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Où se sont produites les fuites le long des pipelines au Canada? La réponse en carte

Radio-Canada

Quelque 750 incidents se sont produits le long des principaux pipelines au Canada depuis 2008, selon la base de données de l'Office national de l'énergie (ONE). Malgré les mesures de sécurité et même si la plupart de ces incidents concernent des fuites mineures, ni le Canada ni les États-Unis ne sont à l'abri d'une catastrophe, selon un expert.

Un texte de Mathieu GobeilTwitterCourriel

Radio-Canada a cartographié tous les incidents recensés par l'ONE.

Carte des incidents recensés par l'ONE.Agrandir l’image (Nouvelle fenêtre)

Carte des incidents recensés par l'ONE.

Photo : Radio-Canada / Carto

La version originale de ce document a été modifiée. Pour des raisons techniques, la version interactive de la carte n'est plus disponible.

L'ONE, un organisme de réglementation fédéral, supervise quelque 73 000 km de pipelines au pays, qui sont exploités par une centaine d'entreprises. Il s'agit toutefois uniquement des pipelines qui franchissent plus d'une province ou la frontière entre le Canada et les États-Unis. Les autres de moindre envergure sont supervisés par les provinces. Les données du tracé des pipelines de Ressources naturelles Canada ne sont plus mises à jour depuis des années, mais elles permettent de représenter la majorité du réseau. Certains tronçons peuvent toutefois être manquants.

Sur les 750 incidents répertoriés par l'ONE en huit ans – dans une base de données accessible en ligne –, on trouve 402 fuites de gaz et 52 de pétrole. Les autres incidents sont surtout des incendies (137 cas) et l'« exploitation au-delà des tolérances de fabrication » (129 cas). On rapporte 25 cas de blessures graves, 6 décès, 13 explosions et 7 cas d'effets environnementaux négatifs.

Pour regarder ce graphique sur votre appareil mobile, cliquez ici (Nouvelle fenêtre).

Un réseau en bon état?

Une bonne partie du réseau de pipelines au pays a été construit il y a plus de 30 ans. Devrait-on s'inquiéter de l'état des infrastructures de transport et de pétrole et de gaz, compte tenu de leur âge?

Non, si toutes les étapes de planification, de fabrication, d'installation, d'entretien et de supervision ont bien été respectées, selon Richard Kuprewicz, un ingénieur expert en sécurité d'oléoducs établi à Seattle, qui a travaillé plus de 40 ans dans l'industrie. L'acier utilisé dans la fabrication des pipelines est de bonne qualité en général, et ce, depuis des décennies, bien que la technologie ait permis des améliorations au fil des ans, selon lui.

Mais un pipeline neuf n'est pas nécessairement plus sécuritaire qu'un autre qui a 40 ans, souligne-t-il.

On constate un manque de contrôle de la qualité sur plusieurs pipelines récents et on voit une hausse des défaillances sur des pipelines relativement neufs.

Richard Kuprewicz

« Dans les projets de plusieurs milliards de dollars, ça devient très difficile pour les gestionnaires de maîtriser tous les aspects. J'ai vu un cas où une entreprise n'a pas inspecté correctement la qualité de l'acier utilisé. C'est allé dans le sol et il y a eu défaillance », ajoute M. Kuprewicz, joint au téléphone.

Ce n'est pas le cas partout, mais parfois, les entreprises prennent des raccourcis [soit dans la fabrication du tuyau, l'installation ou le suivi]. Et ça arrive trop souvent.

Richard Kuprewicz

Le porte-parole de l'ONE, Darin Barter, fait aussi remarquer que l'âge d'un tuyau n'est pas si important. « Les exigences sont les mêmes, dit-il. L'entreprise qui l'utilise doit s'assurer que, même si la conduite a 50 ans, elle est sécuritaire. Si ce n'est pas le cas, elle ne peut pas l'avoir en exploitation. »

Une surveillance plus étroite

M. Barter souligne que le nombre d'incidents a augmenté de façon importante dans les années 1990. Mais depuis les années 2000, quand l'ONE a pris une approche plus systématique pour surveiller le réseau et intervenir auprès des entreprises, le nombre a baissé, mentionne-t-il.

Pour regarder ce graphique sur votre appareil mobile, cliquez ici (Nouvelle fenêtre).

Il souligne que la majorité des incidents sont mineurs : il s'agit surtout de petites fuites de gaz (émissions fugitives) qui surviennent ponctuellement au niveau des valves.

Pour ce qui est du pétrole, les quantités déversées sont de 300 barils par année – sur les 400 millions de barils transportés dans les oléoducs. « Les fuites surviennent majoritairement le long du droit de passage du pipeline ou dans une installation de surface où le pétrole est contenu dès le départ », affirme-t-il.

Intervenir à temps

Les entreprises qui exploitent les pipelines ont trois heures pour avertir l'ONE lors d'un incident, peu importe l'ampleur. Si c'est un cas majeur, l'ONE intervient sur le terrain. Selon M. Barter, en raison des vérifications, il est très difficile pour une entreprise de cacher le fait qu'une fuite s'est produite.

Richard Kuprewicz n'est pas du même avis. Selon lui, les données sont moins fiables qu'on pourrait le penser. Il se base toutefois sur l'expérience américaine, ne voulant pas trop s'avancer pour ce qui est du Canada. « Ce n'est pas illégal pour une entreprise de mentir aux États-Unis. Je ne veux pas dire que c'est la cause de toutes les données manquantes, ça peut venir d'un manque d'information, d'un manque de suivi », note-t-il.

Il affirme aussi que même si des entreprises disent utiliser la technologie de pointe lors des inspections des tuyaux, il est impossible de détecter toutes les fissures.

D'ailleurs, une base de données du Bureau de la sécurité des transports du Canada pour les années 2003 à 2013 montrait que seulement 10,8 % des fuites au pays durant la dernière décennie ont été détectées, en utilisant une technologie appelée SCADA – qui a recours à des capteurs pour détecter les chutes de pression dans les canalisations.

L'inversion de la ligne 9B en question

M. Kuprewicz avait été appelé à se prononcer en 2013 sur l'inversion de la canalisation 9B d'Enbridge. Dans une étude déposée devant l'ONE, il énumérait une série de problèmes qui multiplieraient les risques éventuels de rupture du pipeline si ce projet allait de l'avant.

Trois ans plus tard, il dit qu'il aurait aimé voir un processus décisionnel plus transparent, avant que l'ONE donne son feu vert à l'inversion.

Enbridge dit utiliser une technologie qui peut cibler de façon très fiable les fissures dues à la corrosion. Et je me dis : "Wow, c'est chouette, nous n'avons pas encore mis ça au point aux États-Unis."

Richard Kuprewicz

« Je sais qu'ils font beaucoup de vérifications sur le terrain sur la ligne 9, en utilisant des racleurs intelligents ["smart pigs"]. Alors si c'est le cas, ils devraient rendre publiques les données des inspections qu'ils ont faites pour trouver des fissures dues à la corrosion. Et ils ne l'ont pas fait. »

Selon lui, Enbridge a encore du travail à faire tant aux États-Unis qu'au Canada pour rétablir la confiance, à la suite de la catastrophe de la rivière Kalamazoo, au Michigan, en 2010.

Darin Barter de l'ONE soutient pour sa part que l'organisme fédéral a rendu le processus d'approbation de l'inversion du pipeline 9B très transparent et que toutes les données d'inspections sont publiques : « Les tests [hydrostatiques] menés ont été annoncés publiquement au Québec. Nous rendons l'information disponible. Il y a toujours place à amélioration, mais la transparence est notre priorité. »

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