Gestion de la fissuration par corrosion sous contrainte sur les pipelines vulnérables
Place du Centre
200, promenade du Portage
4e étage
Gatineau (Québec)
K1A 1K8
617-02/19
P18H0088
le 26 juin 2019
Lettre adressée à la vice-présidente principale et chef de l'exploitation, Enbridge Inc.
Objet : Avis de sécurité de pipeline : Gestion de la fissuration par corrosion sous contrainte sur les pipelines vulnérables
Le 9 octobre 2018, vers 17 h 24, heure avancée du Pacifique, le pipeline de gaz naturel non corrosif NPS 36 L2Note de bas de page 1 (diamètre nominal de conduite de 36 po) de Westcoast Energy Inc. (Westcoast) s'est rompu et s'est enflammé à environ 13 km au nord-est de Prince George (Colombie-Britannique). Personne n'a été blessé (événement P18H0088 du BST).
À proximité immédiate du pipeline NPS 36 L2 se trouvent l'oléoduc NPS 12 de Plateau Pipeline Ltd. (Pembina) et le gazoduc NPS 30, également de Westcoast. Avant l'événement, le pipeline NPS 36 L2 fonctionnait dans les limites de pression maximale d'exploitation approuvée par l'Office national de l'énergie (ONÉ).
Une section d'environ 37 m du pipeline rompu a été transportée à un laboratoire pour fins d'analyse de défaillance. L'analyse métallurgique a permis de faire les constatations suivantes :
- De nombreuses indications correspondant à des colonies de fissuration par corrosion sous contrainte (FCC) ont été relevées sur la surface externe des tronçons de conduite.
- La rupture a pris naissance au niveau de fissures de corrosion sous contrainte sur la surface externe de la conduite, qui ont dépassé la dimension critique.
- Le mode de fissuration correspondait à une FCC à pH quasi neutre.
La FCC à pH quasi neutre sur les pipelines résulte de la combinaison d'un matériau métallique vulnérable, d'une contrainte de traction appliquée ou résiduelle et d'un milieu propice. Ce mécanisme s'amorce sur la surface externe des conduites vulnérables et peut se développer en profondeur et en longueur (circonférentiellement ou longitudinalement).
Au cours des 20 dernières années, à la suite de la publication du Rapport de l'enquête : Fissuration par corrosion sous tension des oléoducs et gazoducs canadiensNote de bas de page 2 par l'ONÉ et des recommandations qui en découlent, de nombreuses mesures ont été mises en place pour aider à résoudre le problème de la FCC. Parmi ces mesures, on compte l'élaboration et la publication de pratiques recommandées par l'industrie ainsi que la mise à jour de la réglementation fédérale et des normes sur les pipelines. De nouvelles exigences ont été instaurées concernant l'élaboration et la mise en œuvre de systèmes de gestion et de programmes de gestion de l'intégrité, ce qui a permis aux exploitants de pipelines canadiens d'améliorer la gestion de la FCC à pH quasi neutre.
L'un des facteurs associés à la FCC à pH quasi neutre sur les pipelines est l'utilisation d'un revêtement de ruban de polyéthylène. Ce type de revêtement a tendance à se détacher de la conduite, ce qui permet à l'humidité présente dans le sol d'entrer en contact avec la surface de la conduite tout en empêchant le courant de protection cathodique d'atteindre cette surface.
D'après les dossiers de la compagnie, environ 500 km de conduites sont recouvertes de ruban de polyéthylène dans la canalisation NPS 36 du réseau de transport sud de Westcoast. Étant donné la présence de conduites vulnérables à la FCC, il serait souhaitable que Westcoast examine ses pratiques de gestion de la FCC, notamment les intervalles d'inspection interne, afin de s'assurer que les risques associés aux conduites recouvertes de ruban de polyéthylène sont atténués.
Je vous prie d'agréer l'expression de mes sentiments les meilleurs.
Original signé par
Kirby Jang
Le directeur des Enquêtes (Rail/Pipeline)
cc:
Vice-présidente, Activités systémiques – Office national de l’énergie
Vice-président, Sécurité et Ingénierie – Association canadienne de pipelines d’énergie
Renseignements de base
No d'événement
P18H0088