Communiqué

Une fissuration par corrosion sous contrainte a entraîné la rupture d’un pipeline et un incendie en octobre 2018 près de Prince George (Colombie-Britannique)

Gatineau (Québec), le 4 mars 2020 — Dans son rapport d’enquête (P18H0088) publié aujourd’hui, le Bureau de la sécurité des transports du Canada (BST) conclut que la fissuration par corrosion sous contrainte a entraîné la rupture d’un pipeline et l’incendie qui a suivi près de Prince George (Colombie-Britannique), en 2018. Des faiblesses dans la prévision de l’ampleur des fissures et le report d’une inspection ont fait en sorte que le danger n’a pas été détecté avant la rupture du pipeline.

Le 9 octobre 2018, un pipeline de gaz naturel de 36 po exploité par Westcoast Energy Inc. s’est rompu à environ 13 km au nord-est de Prince George. Le gaz naturel qu’il transportait a alors pu fuir et s’est enflammé, ce qui a causé un incendie. Il n’y a eu aucun blessé, mais 125 personnes dans un rayon de 2 km du lieu de l’événement ont été évacuées à titre de précaution.

L’enquête a révélé que le pipeline s’est rompu en raison de fissures par corrosion sous contrainte sur la surface extérieure de la conduite et que le revêtement de ruban de polyéthylène qui avait été posé sur la surface extérieure de la conduite afin de la protéger contre la corrosion s’était dégradé au fil du temps. L’humidité du sol a ainsi pu entrer en contact avec la surface de la conduite, ce qui a provoqué de la corrosion et l’apparition de fissures. Ces fissures se sont propagées au fil du temps et ont fini par se rejoindre, réduisant la résistance de la conduite à des pressions d’exploitation normales.

L’exploitant du pipeline avait établi un plan de gestion des risques de fissuration par corrosion sous contrainte pour ce pipeline. Toutefois, l’ampleur des fissures existantes sur le tronçon de conduite qui s’est rompu n’avait pas été déterminée. Le modèle utilisé pour prévoir la propagation des fissures ne prenait pas en compte toutes les incertitudes. C’est pourquoi la propagation des fissures a été plus rapide que ce qu’avait prévu le modèle. En outre, une inspection de ce tronçon de pipeline prévue pour 2017 avait été reportée à l’automne 2018. Par conséquent, les fissures existantes n’ont pas été découvertes.

Même si les mesures d’urgence prises ont permis de réduire les répercussions de l’événement, l’enquête a révélé que lors des exercices périodiques d’intervention en cas d’urgence menés au cours des 4 années précédant l’événement, les communautés environnantes et les exploitants des pipelines à proximité n’avaient pas tous été inclus. Si des exercices d’intervention en cas d’urgence ne sont pas menés régulièrement avec tous les intervenants qui pourraient être touchés, des lacunes dans les plans d’intervention en cas d’urgence risquent de passer inaperçues, ce qui augmente le risque que les parties concernées ne soient pas toutes bien préparées à réagir en cas de situation d’urgence touchant un pipeline.

Après l’événement, le BST a envoyé un avis sur la sécurité du transport pipelinier à Westcoast Energy Inc. à propos de la gestion de la fissuration par corrosion sous contrainte pour les pipelines qui peuvent y être susceptibles. Cet avis suggérait à l’exploitant de revoir ses pratiques de gestion de la fissuration par corrosion sous contrainte, y compris les intervalles d’inspection, pour réduire les risques touchant les conduites recouvertes de ruban de polyéthylène. En réponse à cet avis, l’exploitant a révisé plusieurs aspects de ses pratiques d’inspection et de son programme de gestion de l’intégrité pour ce pipeline. L’Office national de l’énergie^{Note de bas de page 1} a imposé une restriction de pression d’exploitation jusqu’à l’approbation des évaluations techniques soumises par l’exploitant pour assurer la sécurité de l’exploitation des tronçons pertinents du pipeline. L’organisme de réglementation a également mené des inspections sur le terrain pour s’assurer que les exigences réglementaires étaient respectées.

Voir la page d’enquête pour obtenir plus d’information.