Essais hydrostatiques

Ordonnance MO-045-2015 de l’ONÉ du 18 juin 2015

Note administrative

Mise à jour Octobre 2015

Essais hydrostatiques Mise à jour - octobre 2015 Note administrative

TABLE DES MATIÈRES

1. MISE EN CONTEXTE ........................................................................................................................ 2

2. ANALYSE ET COMMENTAIRES (AOÛT 2015) ..................................................................................... 4

3. ANALYSE ET COMMENTAIRES (MISE À JOUR SEPTEMBRE 2015) ....................................................... 6

4. ANALYSE ET COMMENTAIRES (MISE À JOUR OCTOBRE 2015)........................................................... 7

ANNEXE 1 : ORDONNANCE MO-045-2015 DE L’ONÉ DU 18 JUIN 2015 ................................................. 10

ANNEXE 2 : ORDONNANCE XO-E101-003-2014 DE L’ONÉ DU 10 FÉVRIER 2014 ................................... 13

ANNEXE 3 : ORDONNANCE AO-001-MO-045-2015 DU 27 JUILLET 2015 ............................................... 28

ANNEXE 4 : LETTRE DU 3 AOÛT 2015 DE LORRAINE CARON, DU GROUPE LES CITOYENS AU COURANT,

AU MAIRE DE MONTRÉAL ET PRÉSIDENT DE LA COMMUNAUTÉ .......................................................... 32

ANNEXE 5 : RAPPORT FINAL DE LA FIRME D’EXPERTS MANDATÉE PAR LE MINISTÈRE DU DÉVELOPPEMENT DURABLE, DE L’ENVIRONNEMENT, DE LA FAUNE ET DES PARCS DU GOUVERNEMENT

DU QUÉBEC, 9 AVRIL 2014 ................................................................................................................ 34

ANNEXE 6 : LETTRE DE LORRAINE CARON, DU GROUPE LES CITOYENS AU COURANT, À L’ONÉ DU

19 AOÛT 2015. ................................................................................................................................. 58

ANNEXE 7 : LETTRE DE L’ONÉ AU GROUPE LES CITOYENS AU COURANT DU 31 AOÛT 2015 ................ 65

ANNEXE 8 : LETTRE DU PRÉSIDENT ET DIRECTEUR GÉNÉRAL D’ENBRIGE AU MAIRE DE MONTRÉAL ET

PRÉSIDENT DE LA COMMUNAUTÉ DU 23 AVRIL 2015 ......................................................................... 67

ANNEXE 9 : COMPTE RENDU DE LA RECONTRE TENUE LE 1 OCTOBRE 2015 ENTRE L’ONÉ ET LES ÉLUS

DU CONSEIL DE LA CMM ................................................................................................................... 71

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SOMMAIRE

Le 18 juin 2015, l’Office national de l’énergie (ONÉ) émettait une autre ordonnance concernant la mise en service de l’oléoduc 9B de la compagnie Enbridge.

Cette ordonnance demandait notamment à l’entreprise une validation supplémentaire, par des essais

hydrostatiques, de l’intégrité de l’oléoduc sur trois tronçons où les inspections internes n’ont pas été jugées concluantes en fonction de la technologie utilisée. Dans la région métropolitaine de Montréal, l’un

de ces tronçons est localisé dans la ville de Mirabel, et ce, pour une longueur d’environ 20 kilomètres.

Le 27 juillet, l’ONÉ a modifié l’ordonnance du 18 juin 2015, à la suite du dépôt du plan d’essais

hydrostatiques de la compagnie Enbridge. En effet, la pression demandée pour effectuer les essais hydrostatiques aurait été supérieure à celle qui était exigée à l’origine par la condition 10 de l’ordonnance

XO-E101-003-2014 du mois de février 2014.

Le 3 août, le groupe Les Citoyens au Courant a demandé au maire de Montréal et président de la

Communauté de faire pression auprès de l’ONÉ afin que soit annulée l’ordonnance du 27 juillet. Pour le groupe Les Citoyens au Courant, ce changement de pression diminue la marge de sécurité.

L’analyse de cette demande a été réalisée par la Communauté en fonction des 30 conditions émises par l’ONÉ au mois de février 2014 et a permis de constater que les ordonnances du 18 juin et du 27 juillet

doivent nécessairement se référer à la condition 10 qui oblige Enbridge à réparer toutes les anomalies dont le facteur de sécurité est inférieur à 125 % de la pression maximale autorisée (PMS).

L’analyse de la Communauté a également tenu compte du fait que l’entreprise s’est dotée d’un

programme de surveillance de l’intégrité de l’oléoduc qui est représentatif des meilleures pratiques de

l’industrie selon le rapport final de la firme d’experts indépendante mandatée par le ministère du Développement durable, de l’Environnement, de la Faune et des Parcs du gouvernement du Québec.

De plus, Enbridge devra respecter les engagements convenus le 23 avril 2015 dans une correspondance

transmise par le président et directeur général d’Enbridge, M. Al Monaco, au maire de Montréal et

président de la Communauté à l’effet de réaliser, notamment, une autre inspection interne à la suite de la mise en service de l’oléoduc. En fonction des résultats obtenus, l’entreprise s’engage à mener un essai

hydrostatique de la canalisation après la mise en service, le cas échéant, en consultation avec l’ONÉ (Annexe 8).

Par conséquent, on comprend le changement apporté par l’ONÉ puisque la condition de l’ordonnance du

18 juin 2015 de réaliser des essais hydrostatiques sur 3 tronçons spécifiques vise à valider les exigences

formulées de la condition 10 aux endroits où les inspections internes n’ont pas été concluantes.

Il ne faut pas oublier que l’ordonnance du 18 juin fixe également de nouvelles conditions pour la détection des fuites sur une période de 2 ans et des fissures sur une période d’un an ainsi que le dépôt

d’une évaluation technique de l’oléoduc dans les 18 mois suivant sa mise en service.

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1. MISE EN CONTEXTE

Le 18 juin dernier, l'ONÉ ordonnait la réalisation d’essais hydrostatiques sur trois tronçons

désignés de l’oléoduc 9B de la compagnie Enbridge, dont celui de Mirabel au Québec (Annexe 1 :

ordonnance MO-045-2015 de l’ONÉ du 18 juin 2015).

L’ONÉ ordonnait également de nouvelles mesures de sécurité, notamment, pour la détection des

fuites. Ainsi, au cours des deux premières années suivant l’entrée en exploitation de l’oléoduc,

Enbridge est, entre autres, tenue de s’acquitter des tâches suivantes :

mener des examens au sol, au moins toutes les deux semaines, de chaque zone

sujette à de graves conséquences pour constater la présence éventuelle de fuites, et fournir sur demande une analyse des résultats de tels examens;

effectuer chaque trimestre un examen acoustique de la canalisation 9 au moyen

d’un outil d’inspection interne, et fournir à l’Office, sur demande, les résultats d’un tel examen.

C’est la première fois que l’ONÉ exige de nouvelles conditions à la suite d’une première

ordonnance d’autorisation (Annexe 2 : ordonnance XO-E101-003-2014 de l’ONÉ du 10 février

2014).

Le 27 juillet, l’ONÉ modifiait l’ordonnance MO-045-2015 du 18 juin 2015 relativement à la

pression exigée pour la réalisation des essais hydrostatiques (Annexe 3 : ordonnance AO-001-

MO-045-2015 du 27 juillet 2015).

Dans l’ordonnance MO-045-2015 du 18 juin 2015, la pression demandée pour la réalisation des

essaies hydrostatiques correspondait à 100 % de la limite de l'élasticité dynamique (100 % SMYS), soit la norme CSA Z662-11.

Dans sa nouvelle ordonnance AO-001-MO-045-2015 du 27 juillet 2015, la pression demandée est

modifiée et correspond 125 % de la pression maximale autorisée (125 % de MOP), soit la norme CSA Z662-15.

Le 3 août, une lettre a été envoyée au maire de Montréal et président de la CMM par Mme

Lorraine Caron pour signaler les préoccupations du groupe Les Citoyens au Courant eu égard à la

nouvelle ordonnance de l’Office national de l’énergie (ONÉ) et à la pression exigée pour la réalisation des essais hydrostatiques (Annexe 4 : lettre du 3 août 2015 de Loraine Caron, du

groupe Les Citoyens au Courant, au maire de Montréal et président de la Communauté).

Les Citoyens au Courant considère que : « ce changement n’est en rien motivé par un souci de

sécurité, mais par convenance pour l’exploitant ».

Les Citoyens au Courant demande au maire de Montréal et président de la Communauté, de faire

pression auprès de l’ONÉ afin que soit annulée la décision du 27 juillet 2015.

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2. ANALYSE ET COMMENTAIRES (AOÛT 2015)

Dans sa nouvelle ordonnance du 27 juillet 2015, l’ONÉ signale que tout essai effectué à une

pression supérieure à 125 % de la pression maximale d’exploitation excéderait le critère visant les réparations qu’il a imposé au moyen de l’ordonnance XO-E101-003-2014 du mois de février

2014.

Rappelons que l’ordonnance XO-E101-003-2014 est celle autorisant l’inversion de l’oléoduc 9B de

la compagnie Enbridge à la suite de l’exercice d’audience publique et d’analyse menée par l’ONÉ, et ce, dans la mesure où 30 conditions sont respectées.

Aucun essai hydrostatique n’était, au départ, demandé dans l’ordonnance XO-E101-003-2014.

L’ordonnance MO-045-2015 du 18 juin 2015 a pour but de valider, par des essais hydrostatiques,

les inspections internes effectuées préalablement par Enbridge.

Trois tronçons où les inspections internes n’ont pas été concluantes ont été sélectionnés. Si les

essais hydrostatiques valident les données déjà recueillies, on peut alors dire que les outils

utilisés pour les inspections internes fonctionnent bien.

Par conséquent, puisque l’objet des essais hydrostatiques est de valider le programme

d’inspections internes, il apparaît justifiable de se référer à l’ordonnance XO-E101-003-2014 et de

modifier la pression demandée. La condition 10 de cette ordonnance fixe notamment la pression demandée pour la réparation des anomalies constatées.

En ce qui a trait aux essais hydrostatiques et à l’expert consulté par le groupe Les Citoyens au

Courant, il s’agit d’arguments déjà discutés lors du processus d’audience de l’ONÉ mené en 2013.

Dans le document intitulé « Motifs de décision » accompagnant l’ordonnance XO-E101-003-

2014 :

(p. 53) « L’Office accepte les constatations du rapport Accufacts, soit que les outils

d’inspection interne mis au point plus récemment obligent à effectuer davantage de fouilles de vérification et que même lorsque ces outils fonctionnent correctement,

l’exploitant, du pipeline doit intégrer des évaluations techniques appropriées. L’Office

estime qu’avec les 600 excavations et plus qu’Enbridge a prévu effectuer dans le cas de la canalisation 9 et la condition l’obligeant à déposer son évaluation technique à

jour avant l’autorisation de mise en service, Enbridge a l’occasion d’effectuer suffisamment d’évaluations et de vérifications de ses outils d’inspection interne avant

la mise en service. »

D’après les informations disponibles, Enbridge aurait conduit près de 1 000 fouilles d’inspection et

réparé toute anomalie en suivant les conditions de l’ordonnance XO-E101-003-2014.

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Pour ce qui est de l’argument en quoi « ce changement n’est en rien motivé par un souci de

sécurité, mais par convenance pour l’exploitant », il est à noter que l’ONÉ, dans sa nouvelle

ordonnance du 27 juillet 2015, rappelle également à Enbridge que l’essai d’étanchéité de quatre

heures exigé par la norme CSA Z662-15 (essai effectué après la mise en pression de l’oléoduc à 125 % de la pression maximale d’exploitation pendant une heure) doit être fait à une pression

minimale de 110 % de la pression maximale d’exploitation. Dans son plan d’essais hydrostatiques déposé le 22 juillet 2015, Enbridge avait plutôt indiqué que l’essai d’étanchéité de quatre heures

serait mené à 100 % de la pression maximale d’exploitation.

Quant à l’opportunité de mener des essais hydrostatiques, rappelons que le rapport final de la

firme d’experts indépendante mandatée par le ministère du Développement durable, de

l’Environnement, de la Faune et des Parcs du gouvernement du Québec, daté du 9 avril 2014 (Annexe 5), eu égard à l’examen et l’analyse de l’évaluation technique du projet d’inversion de la

canalisation 9B d’Enbridge soulignait, à la suite de différents commentaires et analyses que :

o (p. 31) « 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 »;

o (p. 16) « 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. […] 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. »;

o (p.18) « 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. »;

o (p.20) « Pratiques d’évaluation des installations […] Un programme de surveillance

régulière de la corrosion externe tel que celui-ci est représentatif des meilleures pratiques

de l’industrie. »;

o Dans son annexe B, la firme d’expert n’émet aucune recommandation en ce qui a trait à

la pression demandée par l’ONÉ à la condition numéro 10 de son ordonnance XO-E101-003-2014. Il est à noter que c’est principalement cette condition qui motive le

changement apporté, le 27 juillet 2015, à la pression exigée pour les essais hydrostatiques.

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3. ANALYSE ET COMMENTAIRES (MISE À JOUR SEPTEMBRE 2015)

Le 19 août 2015, le groupe Les Citoyens au Courant, écrivait à l’ONÉ afin de demander une

révision administrative de l'ordonnance AO-001-MO-045-2015 (Annexe 6 : lettre du 19 août 2015 de Loraine Caron, du groupe Les Citoyens au Courant, à l’ONÉ).

Le 31 août 2015, l’ONÉ répondait ainsi à la demande du groupe Les Citoyens au Courant

(Annexe 7 : Lettre de l’ONÉ au groupe Les Citoyens au Courant) :

o « Le collectif est d’avis que les essais hydrostatiques devraient être effectués à une pression équivalant à 100 % de la limite d’écoulement minimale spécifiée, ce qui pourrait

être supérieur à 125 % de la pression maximale d’exploitation (PME). »

o « Tel qu’il est indiqué dans la lettre de l’Office du 27 juillet 2015, si la pression des essais hydrostatiques dépassait 125 % de la PME, elle serait alors supérieure au minimum

imposé par l’Office dans l’ordonnance XO-E101-003-2014 pour les critères de réparation et ne serait donc pas conforme à l’objectif visé par les essais, qui est d’apporter une

nouvelle validation au programme d’évaluation des inspections internes de la société. »

o « Pour ces motifs, l’Office a conclu que le collectif ne soulève pas de doute quant au caractère approprié de la décision et rejette la demande de révision en vertu de l’alinéa

45(1)a) des Règles de pratique et de procédure de l’Office national de l’énergie (1995). »

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4. ANALYSE ET COMMENTAIRES (MISE À JOUR OCTOBRE 2015)

Le 22 août, un essai hydrostatique a été mené sur le tronçon de Mirabel suivi, dans les jours

suivants, d’un essai sur le tronçon situé près de Gananoque et d’un essai près de Port Hope en Ontario.

Le 16 septembre, Enbridge a déposé auprès de l’ONÉ les résultats des essais hydrostatiques

effectués.

Enbridge a considéré que ces essais hydrostatiques étaient concluants.

Le 30 septembre, l’ONÉ émettait un communiqué pour annoncer que les résultats répondaient

aux exigences des conditions 1 et 2 de l’ordonnance MO-045-2015 rendue le 18 juin 2015, dans

sa version modifiée (AO-001-MO-045-2015).

Il s’agit de la dernière étape avant la mise en service de l’oléoduc 9B.

Le 1er octobre, l’ONÉ est venu présenter sa décision aux élus du conseil de la CMM.

Lors de la période d’échanges, une question a notamment été posée en ce qui a trait au

changement apporté à la pression demandée pour les essais hydrostatiques.

Le représentant de l’ONÉ a rappelé que la décision rendue en 2014 ne prévoyait pas d’essais

hydrostatiques, mais que l’ONÉ pouvait en exiger si cela était jugé nécessaire à la suite des

inspections internes et externes effectuées. C’est dans ce contexte que l’ONÉ a exigé, en juin dernier, la réalisation de trois essais hydrostatiques pour des segments où les inspections

internes n’ont pas été en mesure de valider avec certitude l’intégrité de l’oléoduc. La modification apportée, le 27 juillet 2015, à la pression demandée pour la réalisation des essais hydrostatiques,

avait pour objectif d’être conforme aux autres conditions demandées, en 2014, dans l’ordonnance

XO-E101-003-2014 (Annexe 9).

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ANNEXES

ORDONNANCE MO-045-2015

RELATIVEMENT À la Loi sur l’Office national de l’énergie (la Loi) et à ses règlements d’application;

RELATIVEMENT À l’ordonnance XO-E101-003-2014 rendue par l’Office national de l’énergie (dossier OF-Fac-Oil-E101-2012-10 02);

RELATIVEMENT À la promotion de la sécurité et de la sûreté d’un pipeline exploité par Pipelines Enbridge Inc. (Enbridge).

DEVANT l’Office, le 4 juin 2015.

ATTENDU QUE, le 29 novembre 2012, Enbridge a déposé une demande aux termes de l’article 58 et de la partie IV de la Loi visant le projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9 (le projet);

ATTENDU QUE, le 10 février 2014, l’Office a rendu l’ordonnance XO-E101-003-2014, autorisant la construction et l’exploitation du projet;

ATTENDU QUE, le 6 février 2015, Enbridge a déposé sa dernière demande d’autorisation de mise en service partielle (no 6) en rapport avec le projet, au sujet de la nouvelle tuyauterie et des nouveaux assemblages aux installations North Westover « B », Hilton « A », Cardinal « A » et Montréal « A », aux termes de l’article 47 de la Loi;

ATTENDU QUE, le 18 juin 2015, l’Office a rendu l’ordonnance OPSO-E101-011-2015, accordant à Enbridge l’autorisation de mettre en service les installations décrites dans sa demande d’autorisation de mise en service partielle no 6;

ATTENDU QUE l’ordonnance OPSO-E101-011-2015 aurait pour effet de permettre à Enbridge d’exploiter sur-le-champ, selon une capacité accrue, la canalisation 9 et la canalisation 9B, après inversion du sens d’écoulement;

ATTENDU QUE l’Office s’est penché sur la question de savoir si le pipeline pouvait être exploité sans danger dans ces conditions;

IL EST ORDONNÉ ce qui suit, conformément à l’alinéa 13a) et au paragraphe 48(1.1) de la Loi ainsi que de l’article 6 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres.

Essais hydrostatiques

1. Enbridge doit mener des essais hydrostatiques de validation, en respectant les paramètres énoncés à la condition 2 de la présente ordonnance, pour les tronçons suivants de la canalisation 9B avant d’en déposer les résultats auprès de l’Office pour approbation :

a. autour des vannes 26 et 28 (de la BK 3 167,65 à la BK 3 185,25);

b. autour des vannes 41 et 42 (de la BK 3 354,97 à la BK 3 375,65);

c. autour de la vanne 55 (de la BK 3 580,71 à la BK 3 601,64).

2. Pour chaque tronçon, en son point le plus élevé, Enbridge doit mener les essais à un niveau de résistance correspondant à 100 % de la limite d’écoulement minimale spécifiée et en maintenant la pression au niveau voulu pendant une heure une fois qu’elle aura été stabilisée. Doit suivre un essai d’étanchéité de quatre heures à la pression maximale d’exploitation du tronçon selon ce qui est précisé dans la norme CSA Z662-11.

3. Enbridge doit donner un préavis de cinq jours ouvrables à l’Office avant d’effectuer tout travail exploratoire et de réparation supplémentaire dans le cas des tronçons énumérés à la condition 1 si de tels travaux commencent avant que les essais soient effectués.

Meilleure détection des fuites

4. Au cours des deux premières années suivant l’entrée en exploitation du pipeline, Enbridge est tenue de s’acquitter des tâches suivantes :

a. mener des examens au sol, au moins toutes les deux semaines, de chaque zone sujette à de graves conséquences (comme cernée par la société dans sa réponse, datée du 5 septembre 2013, à la demande de renseignements no 4.10 de l’Office), pour constater la présence éventuelle de fuites, et fournir sur demande une analyse des résultats de tels examens;

b. effectuer chaque trimestre un examen acoustique de la canalisation 9 au moyen d’un outil d’inspection interne, et fournir à l’Office, sur demande, les résultats d’un tel examen;

c. mettre à jour la liste des zones sujettes à de graves conséquences dont il est question à la condition 4.a, de manière à y intégrer tout changement aux composantes de l’écopaysage qui pourrait survenir ultérieurement. Une nouvelle liste doit être remise à l’Office après chaque mise à jour.

Meilleure détection des fissures

5. Enbridge doit vérifier la présence éventuelle de fissuration au moyen d’un outil d’inspection interne au cours de la première année d’exploitation.

ORDONNANCE MO-045-2015

Évaluation technique mise à jour

6. Enbridge doit déposer une évaluation technique mise à jour dans les 18 mois suivant la mise en service du pipeline. Cette évaluation doit comprendre les résultats de l’examen mené au moyen d’un outil d’inspection interne conformément à la condition 5 afin de déceler la présence éventuelle de fissuration, et comparer ces résultats avec ceux obtenus par la société à l’occasion d’inspections internes antérieures. Enbridge doit en outre déposer toutes les données pertinentes découlant d’observations au sujet des conditions d’exploitation réelles du pipeline après inversion du sens d’écoulement.

Entrée en exploitation

7. Enbridge doit commencer à exploiter la canalisation 9 de capacité accrue, après inversion du sens d’écoulement, à 72 % de la limite d’écoulement minimale spécifiée pour le matériau du tuyau, puis donner un préavis d’au moins dix jours à l’Office avant chaque augmentation prévue de la pression d’exploitation.

OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE

La secrétaire de l’Office,

Original signé par

Sheri Young

ORDONNANCE MO-045-2015

ORDONNANCE XO-E101-003-2014 RELATIVEMENT À la Loi sur l’Office national de l’énergie (la Loi) et à ses règlements d’application; RELATIVEMENT À une demande datée du 29 novembre 2012, dans sa version modifiée, que Pipelines Enbridge Inc. (Enbridge) a déposée devant l’Office national de l’énergie aux termes de l’article 58 de la Loi relativement au projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9 (dossier OF-Fac-Oil-E101-2012-10 02).

DEVANT l’Office le 10 février 2014. ATTENDU QUE, le 29 novembre 2012, Enbridge a présenté, aux termes de l’article 58 et de la partie IV de la Loi, une demande, modifiée les 30 avril, 15 mai, 25 juin et 10 septembre 2013, relativement au projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9 en vue, plus particulièrement, d’inverser le sens d’écoulement du tronçon de la canalisation s’étendant de North Westover, en Ontario, à Montréal, au Québec, et d’apporter les ajouts et modifications nécessaires à l’accroissement de la capacité de transport annuelle sur l’ensemble de la canalisation 9, de Sarnia, en Ontario, à Montréal, au Québec, pour un coût estimatif de 170 000 000 $ (le projet); ATTENDU QU’Enbridge a demandé, aux termes de l’article 58 de la Loi, à être soustraite à l’application de l’alinéa 30(1)b) et des articles 31, 33 et 47 de la Loi pour le projet; ATTENDU QUE la demande déposée par Enbridge aux termes de la partie IV de la Loi, concernant une révision des règles et règlements tarifaires aux fins du transport de brut lourd et une dispense de l’application de l’alinéa 5(1)c) du Règlement de normalisation de la comptabilité des oléoducs (RNCO) et des dispositions de la rubrique BB du Guide de dépôt de l’Office, fait l’objet d’une ordonnance distincte de l’Office TO-002-2014; ATTENDU QU’en vertu de l’ordonnance d’audience OH-002-2013, l’Office a tenu une audience publique afin de recueillir la preuve écrite, d’entendre les plaidoiries finales orales, de prendre connaissance des plaidoiries finales écrites et d’examiner la contre-preuve écrite; ATTENDU QUE l’Office a entendu les plaidoiries finales orales à Montréal, au Québec, du 8 au 11 octobre 2013 et à Toronto, en Ontario, du 16 au 18 octobre 2013;

XO-E101-003-2014

ATTENDU QUE, le 25 octobre 2013, Enbridge a déposé sa contre-preuve écrite; ATTENDU QUE l’information relative au projet figure à l’annexe A, qui est jointe à la présente ordonnance et en fait partie intégrante; ATTENDU QUE, conformément à la partie III de la Loi, l’Office a examiné toutes les questions pertinentes qui ont un lien direct avec le projet, y compris les questions environnementales; ATTENDU QU’après avoir examiné la demande et les présentations connexes, l’Office estime qu’il est dans l’intérêt public d’accorder, en partie, l’autorisation sollicitée; IL EST ORDONNÉ QUE, conformément aux articles 58 et 20 de la Loi, le projet visé par la demande, tel qu’il est décrit à l’annexe A qui est jointe à la présente ordonnance et qui en fait partie intégrante, soit soustrait à l’application de l’alinéa 30(1)a) et des articles 31 et 33 de la Loi et qu’il soit approuvé sous réserve des conditions ci-après.

1. Sauf avis contraire de la part de l’Office, Enbridge doit se conformer à toutes les conditions énoncées dans l’ordonnance.

2. Enbridge doit veiller à ce que le projet soit conçu, situé, construit, mis en place et

exploité conformément aux plans et devis, normes et autres renseignements mentionnés dans sa demande ou dans ses présentations connexes.

3. Enbridge doit appliquer, ou faire appliquer, l’ensemble des politiques, pratiques,

programmes, mesures d’atténuation, recommandations, modalités et engagements concernant la protection de l’environnement qui sont compris ou mentionnés dans sa demande ou ses présentations connexes.

Avant la construction

4. Enbridge doit déposer auprès de l’Office, au moins 30 jours avant le début de la

construction, un calendrier de construction énonçant les activités principales de la construction du projet et elle doit informer l’Office chaque fois que des modifications sont apportées au calendrier.

5. Enbridge doit :

a) au moins 30 jours avant le début de la construction, déposer auprès de l’Office et afficher sur son propre site Web, les versions anglaise et française d’un tableau de suivi des engagements énumérant tous les engagements pris à l’égard du projet dans sa demande, dans ses présentations connexes ou au cours de l’instance OH-002-2013, y compris les renvois nécessaires à ce qui suit :

i) les documents faisant état de l’engagement (par exemple, la demande et les dépôts subséquents, une réponse à une demande de renseignements, les transcriptions d’audience, les exigences liées aux permis, aux autorisations ou aux approbations, un dépôt de conformité à une condition);

XO-E101-003-2014

ii) les responsabilités liées à la mise en œuvre de chaque engagement;

iii) les délais fixés pour la réalisation de chaque engagement.

b) jusqu’à ce que tous les engagements énoncés au point a) de la condition 5 ci-dessus aient été réalisés, mettre à jour le site Web d’Enbridge lorsque nécessaire et informer l’Office par écrit que de telles mises à jour ont été apportées;

c) conserver à son ou ses bureaux de chantier :

i) les sections pertinentes du tableau de suivi des engagements qui portent sur l’environnement et qui énumèrent tous les engagements liés à la réglementation, y compris les engagements énoncés au point a) de la condition 5;

ii) les copies des permis, approbations ou autorisations délivrés par les autorités fédérales, provinciales ou autres dans le cadre du projet et qui comprennent les conditions environnementales ou les mesures d’atténuation ou de surveillance propres aux sites;

iii) les modifications apportées ultérieurement aux permis, approbations ou autorisations visées en ii), le cas échéant.

6. Enbridge doit soumettre à l’approbation de l’Office, au moins 30 jours avant le début

de la construction, une mise à jour du plan de protection de l’environnement relatif au projet. Le plan doit :

a) décrire chaque méthode de protection environnementale, mesure d’atténuation et engagement en matière de surveillance dont Enbridge a fait état dans sa demande et ses dépôts ultérieurs;

b) comprendre des cartes des caractéristiques environnementales de la zone d’évaluation locale de chaque site du projet;

c) comprendre un plan d’urgence relatif aux ressources archéologiques propre au projet.

7. Au moins 15 jours avant le début de la construction, Enbridge doit déposer auprès de

l’Office un plan d’intervention en cas d’urgence sur le terrain propre au projet qui sera mis en œuvre dès l’étape de la construction et comprendra notamment toutes les mesures particulières que la société devrait prendre en cas de déversement accidentel attribuable aux travaux de construction.

Pendant la construction

8. Enbridge doit transmettre à l’Office, sous une forme qui convient à ce dernier, des rapports d’étape mensuels indiquant l’avancement des travaux de construction. Ces rapports doivent renfermer notamment des renseignements sur ce qui suit :

a) les travaux qui ont été exécutés durant la période visée par le rapport;

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b) les questions liées à l’environnement, aux aspects socioéconomiques, à la sécurité et à la sûreté ainsi que les cas de non-conformité;

c) les mesures prises pour résoudre chaque problème et remédier aux cas de non-conformité.

Avant de demander l’autorisation de mise en service

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.

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

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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 (RPT) 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.

12. Enbridge doit déposer auprès de l’Office, au moins 60 jours avant de présenter sa

demande d’autorisation de mise en service, le manuel du système de détection de fuites (SDF) employé pour le projet. Ce manuel doit notamment inclure ce qui suit :

a) la politique et l’engagement de la haute direction en matière de détection des fuites;

b) les rôles, les responsabilités et les pouvoirs des membres du personnel lorsqu’une fuite est soupçonnée;

c) la théorie et les raisons à l’appui de la conception et de la mise en pratique du SDF. La conception du SDF d’Enbridge doit respecter ou dépasser les exigences énoncées à l’annexe E de la norme CSA Z662-11 relativement à l’ensemble des désignations de classe d’emplacement le long de la canalisation 9, entre les terminaux de Sarnia et de Montréal;

d) la méthodologie et les exigences en matière d’appareillage;

e) les indicateurs de rendement comme le degré d’exactitude, de fiabilité et de sensibilité du SDF;

f) les alertes de fuite et les messages de diagnostic, ainsi que les méthodes s’y rattachant;

g) les informations fournies par le SDF pour aider à faire fonctionner ce système et pour intervenir dans le cas d’une fuite;

h) la quantité maximale estimée de produit déversé avant qu’une fuite ne soit détectée;

i) le processus préconisé relativement aux protocoles d’amélioration constante, de non-conformité, de vérification et de redressement;

j) les méthodes relatives à la tenue de registres, à la formation et à l’évaluation du rendement du SDF;

k) le plan adopté pour l’entretien ainsi que pour les essais (c’est-à-dire signal simulé, extraction de fluide, etc.) et leur fréquence.

Le manuel du SDF doit également (en ce qui concerne le système de commande, le centre de contrôle, les exploitants et les équipes, les procédures, les alarmes, les calculs de bilan de matériel, la séparation de colonnes, etc. d’Enbridge) démontrer le

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respect des conclusions et des résultats pertinents du rapport 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 (mai 2013) et de l’ordonnance SO-E101-003-2013, qui lui est connexe.

13. Enbridge doit présenter à l’Office, au moins 60 jours avant la mise en service, un

cadre de coordination de la protection de l’environnement et de l’intervention en cas d’urgence (cadre) pour le projet qui démontre clairement la coordination, les couplages et l’harmonisation du Programme de protection de l’environnement et du Programme de gestion des situations d’urgence. Ce cadre doit tenir compte des objectifs de l’évaluation, de la protection, de l’atténuation et de la surveillance du risque et être conforme à l’article 6.5 du RPT.

14. Enbridge doit déposer auprès de l’Office, au moins 60 jours avant de présenter sa

demande d’autorisation de mise en service, le plan de mise à jour et de mise en œuvre de son programme de formation continue (y compris les exercices d’intervention d’urgence), de son programme de liaison et de ses activités de consultation relatives à la protection civile et à l’intervention d’urgence à l’égard du projet. Le plan doit respecter les exigences de l’annexe A des Notes d’orientation concernant le Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres (les notes d’orientation concernant le RPT) et préciser ce qui suit :

a) la portée du plan;

b) les objectifs du plan;

c) une liste des autorités de réglementation, des municipalités et des premiers intervenants qui ont été consultés ou le seront;

d) une liste des groupes autochtones qui ont été consultés ou le seront;

e) les méthodes pour assurer le suivi des engagements pris au cours des consultations (le cas échéant) et pour les intégrer au manuel des mesures d’urgence révisé.

15. Enbridge doit déposer auprès de l’Office, au moins 30 jours avant de présenter sa

demande d’autorisation de mise en service, la confirmation que le système d’arrêt d’urgence (y compris les sources d’énergie auxiliaire) de chaque installation entre les terminaux de Sarnia et de Montréal satisfait aux exigences de l’article 12 du RPT et à l’article 4.14.3.3 de la norme CSA Z662-11. Enbridge est aussi tenue de décrire en quoi ses systèmes d’arrêt d’urgence sont conformes aux exigences.

16. Enbridge doit déposer auprès de l’Office, au moins 90 jours avant de présenter sa

demande d’autorisation de mise en service, les résultats de son projet de mise à niveau du mécanisme de vannes de la canalisation 9 faisant partie de la canalisation principale entre les terminaux de Sarnia et de Montréal, selon sa méthode du positionnement intelligent de vannes (PIV). Avec ces résultats, Enbridge doit :

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a) de prouver que le nouveau mécanisme de vannes de la canalisation 9 respecte ou dépasse les exigences de l’article 4.4. de la norme CSA Z662-11 visant l’emplacement et l’espacement des vannes, tout particulièrement en ce qui concerne la note 2 de l’article 4.4.8;

b) de démontrer et d’expliquer pourquoi la société estime que le volume maximal d’un déversement entre les vannes est aussi faible que raisonnablement possible et permet d’éviter les déversements d’un volume qui représente un risque important pour le public ou l’environnement, dont les cours d’eau, les prises d’eau, l’infrastructure urbaine et les zones fragiles. L’évaluation doit reposer sur le plan de gestion des franchissements de cours d’eau exigé à la condition 18. Elle doit également porter sur le profil du terrain et les conditions d’écoulement qui pourraient interagir avec le franchissement en question et ainsi constituer un risque pour la population ou l’environnement à des endroits autres que le lieu du déversement;

c) de préciser les critères et le raisonnement sur lesquels repose le choix de huit vannes à commande manuelle (VCM) sur le pipeline, au lieu de vannes télécommandées, et décrire comment les VCM seront entretenues, comment il sera possible d’y avoir accès (y compris par temps neigeux) et donner, pour chaque vanne, une estimation du délai de fermeture maximal une fois l’alarme déclenchée;

d) de décrire la procédure qui sera suivie pour trouver la cause de l’alarme avant de déployer du personnel pour fermer les vannes manuellement. Enbridge doit en outre décrire toutes les autres mesure seront prises relativement aux VCM dans le but de réduire le volume de tout déversement éventuel et l’incidence de ces mesures sur l’ampleur prévue du déversement;

e) d’expliquer si le recours aux VCM risque d’avoir une incidence négative sur l’évaluation du contrôle des fuites faite par Enbridge relativement au projet (p. ex., volume initial déversé par rapport à 95,2 m3, volume total déversé, risque supplémentaire associé au projet évalué à 2,2 %, etc.).

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 contamination de la profondeur du couvert menées en 2012 et en 2013.

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.

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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;

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.

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.

20. Au moins 60 jours avant de présenter sa demande d’autorisation de mise en service,

Enbridge doit déposer auprès de l’Office un plan d’intervention en cas d’urgence visant la canalisation 9, qui démontre la conformité à chacun des éléments indiqués à l’annexe A des notes d’orientation concernant le RPT, et ce, pour chacune des municipalités et des zones sujettes à de graves conséquences, ce qui comprend les principaux franchissements de cours d’eau et les zones densément peuplées. Conformément aux stipulations de l’annexe A des notes d’orientation concernant le RPT, Enbridge doit tenir à jour son plan d’intervention en cas d’urgence et en transmettre à l’Office la version la plus récente.

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Après la construction

21. Dans les 30 jours suivant la réception de l’autorisation de mise en service, Enbridge doit déposer auprès de l’Office une déclaration, de la part d’un dirigeant responsable de la société nommé selon les termes de l’article 6.2 du RPT, confirmant que le projet a été réalisé et construit en conformité avec toutes les conditions préalables à la mise en service contenues dans l’ordonnance. Si la conformité avec l’une ou l’autre de ces conditions préalables à la mise en service ne peut pas être confirmée, le dirigeant responsable de la société doit en présenter les raisons par écrit à l’Office.

22. Dans les 30 jours suivant la mise en service, Enbridge doit déposer auprès de l’Office

les résultats de ses études techniques détaillées et des études connexes afin de valider le rendement réel du système computationnel de surveillance en ce qui concerne plus particulièrement la sensibilité et la fiabilité du SDF de la canalisation 9. Les résultats doivent être fonction de fenêtres à long terme de calcul des mesures du fluide transporté pour une journée, une semaine ou un mois donné.

23. Enbridge doit présenter à l’Office, dans un délai de six mois suivant la mise en

service du projet :

a) les résultats de la vérification du niveau de bruit après la construction au terminal de Sarnia, aux stations North Westover, Hilton, Cardinal et Terrebonne et au terminal de Montréal;

b) si nécessaire, un plan de réduction du bruit visant les terminaux et les stations, afin de veiller au respect des lignes directrices provinciales de l’Ontario et du Québec en matière de bruit.

24. Enbridge doit déposer auprès de l’Office, au moins 30 jours avant la mise en service

et, par la suite, tous les six mois pendant les trois premières années d’exploitation, un rapport d’engagement permanent pour l’exploitation continue de la canalisation 9. Ce rapport doit comprendre au minimum :

a) les personnes ou les groupes qu’Enbridge a cherché à consulter au cours des six mois précédents;

b) les personnes ou les groupes qu’Enbridge a consultés au cours des six mois précédents;

c) la confirmation qu’Enbridge a consulté ou cherché à consulter, au minimum une fois l’an, au moins un représentant de groupe de propriétaires fonciers, de la municipalité, de l’office de protection de la nature et de groupes autochtones dont une terre, un territoire ou autre est traversé par la canalisation 9;

d) les dates et lieux des démarches de consultation, et les moyens employés;

e) l’information distribuée aux personnes ou aux groupes (par exemple, des renseignements sur la santé, la sécurité et le rendement environnemental de la canalisation 9);

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f) un résumé des commentaires reçus de la part des personnes ou groupes éventuellement touchés et des préoccupations exprimées au sujet du projet;

g) un résumé de la réponse apportée par le demandeur à chacun des commentaires ou sujets de préoccupation :

h) la façon dont les préoccupations non résolues seront réglées;

i) la manière dont les interventions des personnes ou groupes ont influencé l’exploitation du projet;

j) des détails sur les discussions avec les groupes autochtones;

k) le détail et le résultat des consultations menées auprès de toutes les personnes susceptibles d’être touchées par les modifications au projet;

l) des détails sur les discussions avec les intervenants d’urgence de la municipalité.

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 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 propres au réseau (rendement sur un 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;

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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;

c) une description de la façon dont les données recueillies seront utilisées pour satisfaire aux exigences de gestion des risques pour l’environnement, y compris les effets de l’environnement sur les franchissements de cours d’eau;

d) un échéancier des mises à jour futures, qui inclut les activités de surveillance prévues à la condition 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;

e) 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.

26. Enbridge doit déposer auprès de l’Office, dans les 12 mois suivant l’autorisation de mise en service et, par la suite, tous les 12 mois pendant les trois premières années d’exploitation, un rapport détaillant l’état du programme de formation continue d’Enbridge (y compris les exercices de gestion des situations d’urgence), du programme de liaison et des activités de consultation menées auprès des autorités de réglementation, des municipalités, des groupes autochtones et de toute autre partie prenante qui pourrait avoir un rôle à jouer dans l’intervention d’urgence. Le rapport doit notamment comprendre l’information suivante : a) une liste des participants, du type de consultation, des endroits et des séances du

programme de formation continue (y compris les exercices de gestion des situations d’urgence), du programme de liaison et des activités de consultation qui ont été menées au cours des 12 mois précédents;

b) les personnes ou les groupes auxquels Enbridge a offert ces activités au cours des 12 mois précédents;

c) une confirmation qu’Enbridge a mené ou offert de mener des activités de formation continue et des exercices d’intervention en cas d’urgence de la manière, selon les délais et avec les personnes ou groupes indiqués dans l’annexe A des notes d’orientation concernant le RPT;

d) une description de tous les accords ou protocoles mis au point;

e) une liste de toutes les questions ou préoccupations soulevées au cours du programme de formation continue (y compris pendant les exercices de gestion des situations d’urgence), du programme de liaison et des activités de consultation;

f) les raisons pour lesquelles les questions et préoccupations non résolues ne l’ont pas été et les mesures qu’Enbridge prendra ou a prises pour les résoudre ou, le cas échéant, les raisons pour lesquelles aucune mesure n’a été prise.

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

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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 la station 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.

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.

29. Enbridge doit soumettre à l’approbation de l’Office, en même temps que la version

définitive de son rapport d’engagement permanent, un plan décrivant la manière dont elle s’y prendra pour continuer à favoriser la participation des gens et des groupes pendant l’exploitation de la canalisation 9 et à promouvoir la transparence de l’information auprès des parties prenantes.

30. Sauf avis contraire donné par l’Office avant le 6 mars 2015, la présente ordonnance

expire le 6 mars 2015, à moins que les travaux de construction prévus dans le cadre du projet n’aient commencé à cette date.

OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE La secrétaire de l’Office,

Sheri Young

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ANNEXE A

Pipelines Enbridge Inc. (Enbridge)

Projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9

Ordonnance d’audience OH-002-2013

Demande datée du 29 novembre 2012

évaluée sous le régime de l’article 58 de la Loi sur l’Office national de l’énergie

Dossier OF-Fac-Oil-E101-2012-10 02 Caractéristiques techniques – Canalisation 9 d’Enbridge

Canalisation 9B (inversion du sens d’écoulement et accroissement de la capacité)

Canalisation 9A (accroissement de la capacité seulement)

Type de projet En place

Capacité Moyenne quotidienne annuelle : 300 000 b/j Maximum quotidien : 333 333 b/j

Sens d’écoulement D’ouest en est, de la station de pompage North Westover au terminal de Montréal

D’ouest en est, du terminal de Sarnia à la station de pompage North Westover

Extrémités (BK) De la BK 2998 (North Westover, en Ontario) à la BK 3637 (Montréal, au Québec)

De la BK 2804 (Sarnia, en Ontario) à la BK 2998 (North Westover, en Ontario)

Longueur approximative 639 km (tronçon seulement) 194 km (tronçon seulement)

Diamètre extérieur NPS 30 (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

6,35 mm x 140,808 km 7,14 mm x 43,644 km 7,92 mm x 4,279 km 8,74 mm x 0,042 km 12,7 mm x 4,27 km

Matériau du tube Acier ordinaire Norme régissant le matériau/calibre du tube

API 5L X52 (359 MPa)

Procédé de fabrication Double soudure à l’arc submergé Type de revêtement extérieur Une couche de ruban de polyéthylène

Produit Pétrole brut conforme aux exigences du tarif

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Annexe A (suite)

Pressions maximales de service (PMS) Caractéristiques techniques – Canalisation 9 d’Enbridge

Fourchette de PMS Tronçon pipelinier PMS

approuvée Référence de

l’Office Canalisation 9A (accroissement de la capacité seulement)

BK 2804,572 à BK 2826,137 BK 2826,137 à BK 2903,031 BK 2903,031 à BK 2961,804 BK 2961,804 à BK 2997,500

5 551 kPa 4 037 kPa 4 422 kPa 4 714 kPa

OPLO-E101-13-99

Canalisation 9B (inversion du sens d’écoulement et accroissement de la capacité)

BK 3023,973 BK 3093,529 BK 3136,644 BK 3182,478 BK 3213,957 BK 3237,067 BK 3291,623 BK 3354,967 BK 3430,402 BK 3483,119 BK 3527,473 BK 3601,647 BK 3616,533 BK 3636,470

5 915 kPa 4 547 kPa 4 452 kPa 4 656 kPa 4 335 kPa 6 040 kPa 5 396 kPa 4 856 kPa 4 775 kPa 4 747 kPa 4 783 kPa 4 557 kPa 4 778 kPa 2 498 kPa

3400-E101-86

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ANNEXE A (suite) Caractéristiques techniques – Canalisation 9 d’Enbridge

Terminal de Sarnia (station de pompage)

Station de pompage North Westover

Station de pompage Hilton

Station de pompage Cardinal

Station Terrebonne

Terminal de Montréal

Type de projet Mise à niveau d’installations existantes

Emplacement (BK) BK 2804 BK 2998 BK 3214 BK 3430 BK 3617 BK 3637

PMS (de la conduite de refoulement de pompe à la vanne de commande)

9 930 kPa s.o. 9 930 kPa

PMS relative à la station (refoulement)

4 964 kPa

Description

• Les ajouts et les modifications requis aux six sites du projet, ainsi que les changements nécessaires en résultant, dans le contexte des marches à suivre connexes ou des engagements à prendre en vue d’inverser le sens d’écoulement du pétrole brut entre la station North Westover et le terminal de Montréal.

• Les ajouts et les modifications requis aux divers sites du projet, ainsi que les

changements nécessaires en résultant, dans le contexte des marches à suivre connexes ou des engagements à prendre en vue de permettre l’accroissement de la capacité entre le terminal de Sarnia et celui de Montréal, pour la porter à une moyenne quotidienne annuelle d’environ 47 696 m3/jour (300 000 b/j).

• L’installation, la modification ou le remplacement d’équipement et de tubes

aux six sites du projet qui ont été décrits par Enbridge à la section 2 de la demande, qui a été modifiée par des dépôts subséquents.

• L’installation de plateformes de pompe pour injecter un additif modificateur

de frottement dans la canalisation 9, dont le sens d’écoulement aura été inversé, au terminal de Sarnia et aux stations North Westover, Hilton et Cardinal.

Produit Pétrole brut conforme aux exigences du tarif

Dossier OF-Fac-Oil-E101-2012-10 02 Le 27 juillet 2015 Maître Margery Fowke Directrice, Droit réglementaire Pipelines Enbridge Inc. 425, Première Rue S.-O., 30e étage Calgary (Alberta) T2P 3L8 Télécopieur : 403-767-3863

Monsieur Jesse Ho Analyste principal de la réglementation Pipelines Enbridge Inc. 425, Première Rue S.-O., 30e étage Calgary (Alberta) T2P 3L8 Télécopieur : 403-767-3863

Pipelines Enbridge Inc. (Enbridge) Projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9 Approbation du plan d’essais hydrostatiques Modification de la condition 2 – AO-001-MO-045-2015

Maître, Monsieur, Le 22 juillet 2015, Enbridge a déposé devant l’Office son plan d’essais hydrostatiques à jour, conformément à la condition 2 de l’ordonnance MO-045-2015, laquelle exige que la société effectue des essais hydrostatiques sur trois tronçons désignés de la canalisation 9B, afin de valider les résultats obtenus à la suite de l’inspection interne de la canalisation. La condition 2 de l’ordonnance MO-045-2015 précise ce qui suit :

2. Pour chaque tronçon, en son point le plus élevé, Enbridge doit mener les essais à un niveau de résistance correspondant à 100 % de la limite d’écoulement minimale spécifiée et en maintenant la pression au niveau voulu pendant une heure une fois qu’elle aura été stabilisée. Doit suivre un essai d’étanchéité de quatre heures à la pression maximale d’exploitation du tronçon selon ce qui est précisé dans la norme CSA Z662-11.

Dans la version à jour de son plan d’essais hydrostatiques, Enbridge a indiqué que la pression d’essai maximale serait de 125 % de la pression maximale d’exploitation, soit l’équivalent d’un facteur de sécurité de 1,25. La société estime qu’effectuer les essais à cette pression lui permettra de confirmer l’intégrité des trois tronçons désignés par l’Office tout en se conformant à la condition 10 de l’ordonnance XO-E101-003-2014, qui lui ordonne de réparer toutes les anomalies repérées dont le facteur de sécurité est inférieur à 1,25.

L’Office signale que tout essai effectué à une pression supérieure à 125 % de la pression maximale d’exploitation excéderait le critère visant les réparations qu’il a imposé au moyen de l’ordonnance XO-E101-003-2014 et, par conséquent, ne permettrait pas d’obtenir les données nécessaires pour valider les résultats de l’inspection interne menée par Enbridge. Il a ainsi décidé de son propre chef de modifier la condition 2 de l’ordonnance MO-045-2015, afin qu’elle décrive les essais hydrostatiques qui seront effectivement menés par Enbridge.

2. Pour chaque tronçon, Enbridge doit mener les essais à une pression de 125% de la pression maximale d’exploitation, en maintenant la pression pendant une heure une fois qu’elle aura été stabilisée. Doit suivre un essai d’étanchéité de quatre heures, selon ce qui est précisé dans la norme CSA Z662-15.

Le plan d’essais hydrostatiques à jour d’Enbridge indique que l’essai d’étanchéité de quatre heures doit être mené à 100 % de la pression maximale d’exploitation. L’Office fait remarquer que le test d’étanchéité exigé par la norme CSA Z662-15, et ordonné aux présentes, doit être fait à une pression minimale de 110 % de la pression maximale d’exploitation. L’ordonnance modifiée précise en outre que la condition 4b de l’ordonnance MO-045-2015 ne vise que la canalisation 9B. L’Office approuve le plan d’essais hydrostatiques d’Enbridge, conformément aux présentes, et rend à cet effet l’ordonnance modificatrice AO-001-MO-045-2015. La modification est conforme à l’ordonnance XO-E101-003-2014, ainsi qu’à l’esprit de l’ordonnance MO-045-2015. Si vous avez des questions sur ce qui précède, veuillez communiquer avec l’Office au 403-292-4800 ou, sans frais, au 1-800-899-1265. Veuillez agréer, Maître, Monsieur, mes salutations distinguées. La secrétaire de l’Office, Original signé par Sheri Young

ORDONNANCE AO-001-MO-045-2015

RELATIVEMENT À la Loi sur l’Office national de l’énergie (la Loi) et à ses règlements d’application; RELATIVEMENT À un document daté du 22 juillet 2015 déposé par Pipelines Enbridge Inc. (Enbridge) auprès de l’Office national de l’énergie (dossier OF-Fac-Oil-E101-2012-10 02).

DEVANT l’Office, le 24 juillet 2015. ATTENDU QUE le 18 juin 2015, l’Office a rendu les ordonnances MO-045-2015 et OPSO-E101-011-2015 ayant pour effet d’autoriser Enbridge à exploiter le projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9, sous réserve de certaines conditions, notamment la tenue d’essais hydrostatiques sur trois tronçons désignés de la canalisation 9B; ATTENDU QUE le 22 juillet 2015, Enbridge a soumis à l’approbation de l’Office une version à jour de son plan d’essais hydrostatiques visant les trois tronçons désignés de la canalisation 9B (le plan à jour); ATTENDU QUE l’Office a étudié le plan à jour et estime qu’il est conforme à l’ordonnance XO-E101-003-2014 et à l’esprit de l’ordonnance MO-045-2015; ATTENDU QUE l’Office juge juste et convenable de prendre une mesure en sus de ce que la société a sollicité; IL EST ORDONNÉ ce qui suit en vertu de l’alinéa 12(1)b) et des paragraphes 15(3), 20(1) et 21(1) de la Loi. 1. La version à jour du plan d’essais hydrostatiques présentée par Enbridge est

approuvée, conformément aux présentes. 2. La condition 2 de l’ordonnance MO-045-2015 est annulée et remplacée par la

condition suivante :

Pour chaque tronçon, Enbridge doit mener les essais à une pression de 125 % de la pression maximale d’exploitation, en maintenant la pression pendant une heure une fois qu’elle aura été stabilisée.

Doit suivre un essai d’étanchéité de quatre heures, selon ce qui est précisé dans la norme CSA Z662-15.

3. La condition 4b de l’ordonnance MO-045-2015 est annulée et remplacée par la condition suivante :

effectuer chaque trimestre un examen acoustique de la canalisation 9B au moyen d’un outil d’inspection interne et fournir à l’Office, sur demande, les résultats d’un tel examen;

OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE La secrétaire de l’Office, Original signé par Sheri Young

ORDONNANCE AO-001-MO-045-2015

Saint-Lazare, le 3 août 2015 Cher Monsieur Coderre, Lors de l'Assemblée du Conseil de la CMM le 18 juin dernier, vous vous êtes montré satisfait des conditions imposées par l'Office national de l'énergie (ONÉ) dans son ordonnance MO-045-2015 pour l'exploitation de la canalisation 9B d'Enbridge. Bien que nous ne souscrivions pas à la position de l'ONÉ, qui considère qu'un test hydrostatique effectué avec succès sur les trois tronçons sélectionnés établiera que le pipeline peut être exploité sans danger, nous sommes d'accord avec l'ONÉ sur un point : la spécification fournie dans l'ordonnance MO-045-2015 pour la réalisation du test permet sans aucun doute de faire la preuve de l'intégrité structurale des tronçons désignés. À cet effet, le critère important du test est d'atteindre un niveau de résistance équivalant à 100% SMYS pendant une heure, ce qui correspond pour ce pipeline à 1.39 fois la pression maximale d'exploitation (Maximum Operating Pressure, MOP)1. Dans un courriel daté du 22 juin 2015, l'expert américain Richard Kuprewicz a salué la spécification émise dans l'ordonnance du 18 juin de l'ONÉ au sujet du test hydrostatique : "The proposed NEB hydrotests method is a superior hydrotest approach that will clearly demonstrate the integrity of the pipe for its new intended service. Numerous hydrotest failures would indicate the pipe segment should be junked/replaced". Le 22 juillet, Enbridge a déposé son plan pour la réalisation des tests hydrostatiques. Ce dernier comporte une spécification différente de celle établie à la condition 2 de l'ordonnance MO-045-2015. Le 24 juillet, l'ONÉ a accepté le plan d'Enbridge et, par conséquent, a revu ses exigences à la baisse dans une nouvelle ordonnance (AO-001-MO-045-2015). La nouvelle ordonnance prévoit que le test hydrostatique sera effectué à 125% de la pression maximale d'exploitation (MOP), sans préciser le niveau de résistance qui doit être atteint. Nous avons questionné M. Kuprewicz au sujet de la nouvelle spécification (125% MOP) émise dans l'ordonnance du 24 juillet, et voici ce qu'il nous a répondu : “The test modifications now mimic the dismal approach utilized in the US regarding hydrotest in which all those rupture failures have occurred. Nowhere does it say what the minimum % SMYS of the hydrotest at the 125 % MOP new standard will be, which is very important for crack failure determination and crack engineering assessments. The NEB has gone extremely backward with this modification, safety wise”.

1 La méthode préconisée dans l'ordonnance MO-045-2015 correspond à un « Spike Hydrostatic Test », lequel est employé pour revalider les pipelines existants (Department of Transportation. Research and Special Programs Administration. Office of Pipeline Safety : Spike Hydrostatic Tests Evaluation, Final Report by M. Baker, 2004).

Le changement consenti par l'ONÉ est de taille, car il a pour effet d'annuler la marge de sécurité que le test hydrostatique visait à procurer en raison des lacunes relevées par l'ONÉ concernant la fiabilité des inspections internes et des réparations effectuées. La spécification établie dans l'ordonnance du 24 juillet (125% MOP) est tellement peu exigeante qu'elle ne garantie qu'une marge de sécurité de 20%. Avec une si petite marge de sécurité, et considérant le taux de croissance annuel des fissures sur ce type de pipeline, le succès d'un tel test hydrostatique permet d'estimer tout au plus que la vie restante du pipeline se situe entre 3.2 et 8.5 années2. L'ONÉ a justifié le changement de spécification du test comme suit : « tout essai hydrostatique effectué à une pression supérieure à 125% de la pression maximale d'exploitation excéderait le critère visant les réparations qu'il a imposé au moyen de l'ordonnance XO-E101-003-2014 et, par conséquent, ne permettrait pas d'obtenir les données nécessaires pour valider les résultats de l'inspection interne menée par Enbridge » (Lettre de l'ONÉ à Enbridge, 27 juillet 2015). Il est clair que ce changement n'est en rien motivé par un souci de sécurité, mais par convenance pour l'exploitant. Pire, il vide le test de sa substance. Rappelons qu'il a fallu les résolutions de 23 municipalités, de 6 MRC et de la CMM pour que l'ONÉ étudie en bonne et due forme l'opportunité d'exiger les tests hydrostatiques. Ce gain important pour la sécurité du pipeline vient d'être éliminé sans aucune raison valable. C'est comme si votre médecin venait de décider que la biopsie qu'il vous fera allait servir à valider la précision du scan qu'il vous a passé, plutôt que d'établir si vous avez ou non le cancer. Afin que le test hydrostatique à effectuer soit pertinent et permette d'obtenir une réelle marge de sécurité, il est essentiel que l'ONÉ ré-établisse une spécification qui prévoit l'atteinte d'un niveau de résistance de 100% SMYS. Comme vous le soutenez depuis le début, ce projet n'a pas droit à l'erreur. Nous vous prions donc de tout faire en votre pouvoir pour que l'ONÉ annule les reculs compris dans sa décision du 24 juillet 2014. Il en va de la sécurité du pipeline et de celle de notre approvisionnement en eau potable. Si le test va de l'avant selon la nouvelle spécification, nous n'obtiendrons qu'un faux sentiment de sécurité. Nous souhaitons connaître votre position sur cet enjeu le plus rapidement possible, avant que la Ville de Montréal-Est ne donne l'autorisation à Enbridge d'obtenir l'eau requise pour effectuer le premier test hydrostatique à Mirabel. Sincèrement vôtre,

Lorraine Caron PhD Les Citoyens au Courant 2 Selon Charles Rhodes, ingénieur et PhD, dont le document Pipeline Basics a été admis en preuve lors des Audiences pour la Phase 1 du projet d'inversion de la canalisation 9.

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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.

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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.

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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.

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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

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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.

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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

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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.

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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

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RAPPORT FINAL

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

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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.

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RAPPORT FINAL

Figure 2

Figure 3

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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.

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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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RAPPORT FINAL

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

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

d’examen de Dynamic Risk Référence du rapport

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

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

d’examen de Dynamic Risk Référence du rapport

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

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

d’examen de Dynamic Risk Référence du rapport

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

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

d’examen de Dynamic Risk Référence du rapport

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.

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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

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 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.

• 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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condition de

l’ONÉ

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

d’examen de Dynamic Risk Référence du rapport

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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Numéro de la

condition de

l’ONÉ

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

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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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condition de

l’ONÉ

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

d’examen de Dynamic Risk Référence du rapport

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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Numéro de la

condition de

l’ONÉ

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

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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 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.

• 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.

Les Citoyens au Courant 271, route Principale

Très-Saint-Rédempteur (Québec) J0P 1P1 Le 19 août 2015 Office national de l’énergie 517, Dixième Avenue S.-O. Calgary (Alberta) T2R 0A8 À l’attention de Mme Sheri Young, Secrétaire de l’Office national de l'énergie OBJET : URGENT : Projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de

la capacité de la canalisation 9 de Piplines Enbridge Inc. (OH-002-2013) Demande de révision administrative de l'ordonnance AO-001-MO-045-2015 de l'Office national de l'énergie du 24 juillet 2015 modifiant l’ordonnance MO-045-2015 du 18 juin et de suspension des essais hydrostatiques à être entrepris par Enbridge

Chère madame Young, Le 24 juillet dernier l’Office modifiait la condition 2 de l’ordonnance MO-045-2015 suite au dépôt du plan d'essai hydrostatique par Enbridge le 22 juillet dernier. La décision rendue dans l'ordonnance AO-001-MO-045 du 24 juillet modifie les caractéristiques de l'essai hydrostatique de solidité ordonné par l'Office le 18 juin dernier, de manière à accepter les conditions de réalisation proposées par Enbridge. Ce faisant, les nouvelles conditions de l'essai hydrostatique de solidité imposées par l'Office résultent en une baisse de la pression qui sera appliquée dans les tronçons désignés pour l'essai de solidité et, par le fait même, réduira la marge de sécurité qui sera dégagée advenant un essai hydrostatique réussi. Les Citoyens au courant considèrent que cette modification des caractéristiques demandées pour l'essai hydrostatique de solidité sur les tronçons désignés va à l'encontre de la mission de l'Office de protection de la sécurité publique. Par conséquent les Citoyens au Courant demandent à l'Office qu'il révise sa décision du 24 juillet et qu'il ré-établisse les caractéristiques stipulées dans l'ordonnance du 18 juin 2015 pour l'essai hydrostatique de solidité (100 % SMYS au point le plus élevé du tronçon pendant une heure) et qu'il suspende l'essai en préparation à Mirabel en attendant la révision de l'ordonnance du 24 juillet 2015.

Les Citoyens au Courant demandent respectueusement un traitement expéditif de la présente, comme Enbridge l'a fait lors du dépôt de son plan d'essai, afin d'obtenir une action de l'Office avant le samedi le 22 août 2015, date à laquelle sont prévus les tests hydrostatiques modifiés à Mirabel. Contexte procédural de la présente demande

1. Le 18 juin 2015, l'Office rendait publique une décision, assortie des ordonnances

OPSO-E101-011-2015 et MO-045-2015 datées du 4 juin 2015, par laquelle il autorisait Enbridge à : 1) mettre en service les installations North Westover «B», Hilton «A», Cardinal «A» et Montréal «A» aux fins du transport de pétrole brut (OPSO-E101-011-2015) et 2) exploiter la canalisation 9B sous réserve des conditions énumérées dans l'ordonnance MO-045-2015 ;

2. Le 18 juin 2015, l'Office ordonnait, à la condition 2 de l'ordonnance MO-045-

2015, que : « Pour chaque tronçon, en son point le plus élevé, Enbridge doit mener les essais [hydrostatiques] à un niveau de résistance correspondant à 100% de la limite d'écoulement minimale spécifiée et en maintenant la pression au niveau voulu pendant une heure une fois qu'elle aura été stabilisée » ;

3. Le 20 juillet 2015, les Citoyens au Courant ont transmis à l'Office une demande

de révision administrative de la décision de l'Office du 18 juin 2015 concernant la demande d'autorisation de mise en service partielle no 6 datée du 6 février 2015 relativement à l'exploitation de la canalisation 9B et incluant les ordonnances OPSO-E101-011-2015 et MO-045-2015 ;

4. Dans la demande de révision administrative du 20 juillet 2015, les Citoyens au

Courant contestent le bien-fondé des motifs au soutien de la décision de l'Office de ne pas exiger des essais hydrostatiques sur toute l'étendue de la canalisation 9B et proposent, appuyés de l'opinion d'un expert (Richard Kuprewicz) en la matière, qu'il est essentiel pour la sécurité publique qu'un essai hydrostatique soit réalisé sur l'ensemble de la canalisation 9B pour en valider l'intégrité et la sécurité d'exploitation avant sa mise en service ;

5. Le 22 juillet 2015, Enbridge soumettait à l'Office son plan d'essai hydrostatique

pour l'oléoduc 9B, dans lequel il indiquait en page 9, que : « l'essai hydrostatique sera effectué sur chaque tronçon désigné selon un niveau de résistance correspondant à 125 % de la pression maximale d'exploitation, en maintenant la pression pendant une heure une fois qu'elle aura été stabilisée (notre traduction) » ;

6. Le 24 juillet 2015, l'Office modifiait la condition 2 de l'ordonnance MO-045-2015

pour la remplacer par la suivante : « Pour chaque tronçon, Enbridge doit mener les essais [hydrostatiques] à une pression de 125% de la pression maximale

d'exploitation, en maintenant la pression pendant une heure une fois qu'elle aura été stabilisée », tel qu'il appert dans l'ordonnance modifiée AO-001-MO-045-2015 ;

7. Le 27 juillet 2015, l'Office approuvait le plan d’essai hydrostatique d'Enbridge

sous réserve des modifications apportées dans l'Ordonnance AO-001-MO-045-2015 ;

8. Le 13 août 2015, l'Office refusait de réviser sa décision du 18 juin 2015 et, par le fait même, refusait de justifier davantage sa décision de ne pas ordonner les essais hydrostatiques sur l'ensemble du pipeline pour assurer la sécurité publique

9. Le 17 août 2015, la compagnie Enbridge annonçait, via son porte-parole M. Ken Hall, que les préparatifs étaient en cours pour la réalisation du test hydrostatique prévu le 22 août 2015 sur le tronçon compris entre les vannes 55 et 56 situé à Mirabel ;

Description sommaire de différentes méthodes pour les essais hydrostatiques de solidité

10. D'après le document d'Enbridge sur les essais hydrostatiques soumis à l'Office le 16 juin 2014 pour satisfaire à la condition 11 de l'ordonnance XO-E101-003-2014, il est indiqué en page 8 que :

« A hydrostatic test may be completed for a variety of reasons. A test may be used as a method to demonstrate pipe safety to the public or regulatory agency, to validate the integrity management program, increase the MOP, re-validate the MOP, or to confirm the remaining defect population on the line. Identifying the purpose of a hydrostatic test is important to define the type of hydrostatic test. A test for public safety may involve a strength test with a large safety margin between the lowest predicted failure pressure and test pressure. An extensive In-Line Inspection (ILI) program followed by a conservative and possibly over-conservative dig program would be completed to minimize the likelihood of a rupture during the test. A leak test would also be beneficial to attempt to locate leaking defects.»

11. Toujours d'après le document d'Enbridge sur les essais hydrostatiques soumis à l'Office le 16 juin 2014, il est indiqué en page 6 que :

« The confidence level that a pipeline or pressure vessel is fit for service increases as the ratio of test pressure to operating pressure increases. This beneficial aspect of a hydrostatic test applies to both new components to be placed in service for the first time and in-service components that are subjected to a revalidation test.»

12. Ainsi, selon les documents d’Enbridge, un plus grand écart entre la pression d'essai et la pression d'exploitation augmente la confiance avec laquelle on peut avancer que le pipeline peut être mis en service de manière sécuritaire ;

Description des pressions prévues qui doivent être appliquées lors de l'essai hydrostatique de solidité (strength test) dans le tronçon de Mirabel selon l'approche proposée par Enbridge le 22 juillet 2015 et acceptée par l'Office le 24 juillet 2015

13. L'annexe C du plan d'essai hydrostatique soumis par Enbridge le 22 juillet 2015, décrit le profil d'élévation du tronçon situé à Mirabel qui a été choisi par l'Office pour l'essai hydrostatique de solidité et d'étanchéité ;

14. Selon cette annexe C du plan d'Enbridge, il est indiqué que la pression maximale de service (PMS ou Maximum Operating Pressure MOP en anglais) approuvée en 1999 pour le poste kilométrique (KP) 3601.647 est de 4557 kiloPascal (kPa), soit 661 livres par pouce carré (psi). Ce point précis du tronçon correspond à la limite située à l'est du tronçon, bornée par la vanne 56 (numérotation actuelle qui tient compte des vannes ajoutées et qui correspond à la vanne 45 selon l'ancienne numérotation utilisée dans le plan d'Enbridge) ;

15. Selon les caractéristiques de l'essai hydrostatique de solidité proposées par Enbridge, la pression exercée correspondant à 125% de la MOP au point KP 3601.647 (extémité est du tronçon) sera de 826 psi (1.25 X 661 psi);

16. Selon les caractéristiques de l'essai hydrostatique de solidité proposées par Enbridge, la pression exercée au point le plus élevé du tronçon (high point) sera de 805 psi, soit 122 % de la PMS ;

17. Ainsi selon l'annexe C du plan d'essai hydrostatique d'Enbridge, l'essai hydrostatique de solidité selon la condition de pression équivalant à 125 % de la MOP entraînera des pressions de 826 psi à l'extrémité est du tronçon et de 805 psi au point d'élévation le plus élevé du tronçon. Ces pressions correspondent respectivement à 125 % et 122 % de la MOP ;

Description des pressions prévues qui devaient être appliquées lors de l'essai hydrostatique de solidité (strength test) dans le tronçon de Mirabel selon l'approche ordonnée par l'Office dans l'ordonnance du 18 juin 2015

18. Selon l'ordonnance du 18 juin 2015 de l'Office, l'essai hydrostatique devait être mené à une pression permettant d'atteindre 100 % de la limite d'écoulement minimale spécifiée (ou Specified Minimum Yield Strength SMYS en anglais) et maintenue pendant une heure lorsque stabilisée ;

19. Selon les calculs présentés à l'annexe 1 de la présente demande, il ressort que pour l'oléoduc 9, la pression qui doit être exercée au point le plus élevé du tronçon pour atteindre une valeur de 100 % SMYS est de 866 psi ;

20. Selon les valeurs de pression fournies par Enbridge dans l'annexe C de son plan soumis le 22 juillet 2015 à l'Office, il ressort que la pression exercée pour atteindre 100 % SMYS (866 psi) correspond à 131 % de la MOP ;

Modification à la baisse de la pression prévue pour l'essai hydrostatique de solidité dans le tronçon de Mirabel

21. Si le test était effectué selon la condition 2 de l'ordonnance du 18 juin 2015, la pression appliquée au point le plus élevé du tronçon de Mirabel devrait être de 100% SMYS ou, de façon équivalente 866 psi, ou encore 131% de la MOP ;

22. Si le test était effectué selon le plan approuvé d'Enbridge et l'ordonnance modifiée du 24 juillet de l'Office, soit 125% MOP à la valve situé à l'est du tronçon, cela résulterait en une pression exercée de 805 psi au point le plus élevé du tronçon de Mirabel, ce qui équivaut à 93% SMYS ou 122% MOP ;

23. Il ressort que la différence de pression exercée sur le point le plus élevé du tronçon de Mirabel serait de 61 psi (866-805psi) ou 7% SMYS (100 % SMYS - 93 % SMYS) ou encore de 8 % MOP (131 % MOP - 122 % MOP) ;

Conséquences de la baisse de pression prévue pour la sécurité publique

24. D'après le document d'Enbridge du 16 juin 2014 cité au paragraphe 10 de la présente demande, l'approche choisie pour l'essai hydrostatique varie en fonction de l'objectif recherché. Tel que cité au paragraphe 11 de la présente demande, plus la pression appliquée lors de l'essai est grande comparativement à la MOP, plus la confiance obtenu dans la sécurité et la sûreté de l'exploitation sera grande.

25. Le président de la firme Accufacts, M. Richard Kuprewicz, a indiqué dans une communication personnelle en date du 9 août 2015, que :

« the higher the minimum % SMYS above 90% SMYS the smaller the remaining cracks that survive a hydrotest, and the longer it takes for cracks to cycle grow on dilbit/bakken. » ;

26. Il ressort donc que les conditions prévues à l'ordonnance du 18 juin 2015 offrent une pression plus grande que celle du 24 juillet et donc une plus grande confiance dans la sécurité de l'exploitation (plus grande marge de sécurité) ;

27. Le graphe 6.25 de l'étude de Baker (2004) en page 50 -- étude citée en référence dans le document d'Enbridge du 16 juin 2014 cité au paragraphe 10 de la présente demande -- décrit un exemple de pipeline pour lequel on mesure la durée de vie avant défaillance pour différentes pressions appliquées dans le cadre d'un essai hydrostatique de solidité. Il ressort que la duréee de vie avant défaillance peut-être doublée en testant à une pression de 100 % SMYS plutôt

que 90 % SMYS ;

28. Il est impossible avec nos moyens d'ingénierie limités de procéder au même calcul dans le cas précis du tronçon de Mirabel, mais une baisse de pression de 8% de la MOP ou de 7% de la SMYS correspond obligatoirement à une diminution de la marge de sécurité ;

29. Selon la décision du 24 juillet, l’Office justifie ces conditions moins rigoureuses de l'essai hydrostatique de solidité par le fait qu’elles permettraient une meilleure validation de la méthode d’inspection interne d’Enbridge. Or, ce revirement favorise l’entreprise au détriment de la confiance que le public pourra avoir dans l'essai hydrostatique comme étant garant de la sécurité ;

Conclusions recherchées

30. Par conséquent, les Citoyens au Courant demandent à l’Office :

a) qu'il annule son approbation du plan d'essai hydrostatique d'Enbridge (lettre de l'Office du 27 juillet) autorisant Enbridge à effectuer les essais hydrostatiques de solidité selon les conditions stipulées dans l'ordonnance du 24 juillet, soit selon une pression de 125 % MOP pendant une heure ;

b) qu'il ré-établisse les caractéristiques stipulées dans l'ordonnance du 18 juin 2015 pour l'essai hydrostatique de solidité (100 % SMYS au point le plus élevé du tronçon pendant une heure) ;

c) qu'il suspende l'essai en préparation à Mirabel tant que l'Office n'a pas ré-ordonné un essai selon les conditions émises le 18 juin dernier pour la partie test de solidité.

31. De plus, les Citoyens au Courant demandent respectueusement un traitement

expéditif de la présente requête afin d'obtenir une action de l'Office avant le samedi le 22 août 2015, date à laquelle sont prévus les tests hydrostatiques modifiés à Mirabel.

Le tout, soumis respectueusement.

Lorraine Caron, PhD

Membre et porte-parole Les Citoyens au Courant Contact : 1705 rue du Bordeaux, Saint-Lazare, Qc, J7T 2C1 caronlor@yahoo.com

Annexe 1 Calcul de la baisse de pression par rapport à la décision du 18 juin 2015 de l'Office 1. La pression interne maximale P en psi (pound per square inch) est donnée par la

formule de Barlow P = 2 * SMYS * t / OD où : SMYS : Specified Minimum Yield Strength ou limite d’écoulement minimale spécifiée, qui est de 52,000 psi pour Ligne 9 t : épaisseur de la canalisation dans sa partie la plus mince, soit 0.25 pouce OD : diamètre du pipeline, soit 30 pouces pour Ligne 9 On résout : P = 2 * 52,000 * 0.25 / 30 = 866 psi. Il s’agit donc de la pression hydraulique qui produit un stress de 100% SMYS pour Ligne 9.

2. L’ordonnance MO-045-2015 du 18 juin stipule 100% SMYS au point le plus élevé du tronçon (HIGH POINT dans le plan de test d’Enbridge), donc une pression de 866 psi selon le point 7 ci-haut. Or dans la table des données du test on constate plutôt que la pression atteinte au HIGH POINT sera de seulement 805 psi. La baisse de pression en terme de psi est donc de 866 – 805 = 61 psi. En terme de SMYS, la pression atteinte par le test modifié sera de (805 / 866)%, soit 93% SMYS.

3. Le plan de test hydrostatique du 22 juillet stipule que la pression maximale de

service ou MOP (Maximum Operating Pressure) est de 661 psi (4856 kPa), telle qu’établie dans une lettre de l’Office du 5 mars 1999, cédule A.

4. À partir du MOP de 661 psi, on peut calculer la baisse de pression en terme du MOP entre le 18 juin et le 24 juillet au point le plus élevé : 18 juin : 100% SMYS = 866 psi, ce qui donne : (866 / 661) MOP = 1.31 MOP 24 juillet : 805 psi d’après le plan, on obtient : (805 / 661) MOP = 1.22 MOP

5. Finalement, un MOP de 661 psi implique que ce pipeline peut légalement opérer à (661 / 866 )% SMYS, soit 76.3% SMYS.

6. En résumé, les pressions du test de solidité dans toutes les unités selon les dates:

18 juin 1.31 MOP 866 psi 100% SMYS 24 juillet 1.22 MOP 805 psi 93% SMYS

Dossier OF-Fac-Oil-E101-2012-10 02 Le 31 août 2015 Madame Lorraine Caron Les Citoyens au Courant 271, route Principale Très-Saint-Rédempteur (Québec) J0P 1P1 Télécopieur 514-316-8143

Pipelines Enbridge Inc. (Enbridge) Projet dʼinversion de la canalisation 9B et dʼaccroissement de la capacité de la canalisation 9 (le projet) Demande de révision et de modification de la décision rendue le 27 juillet 2015 par l’Office national de l’énergie (la demande de révision)

Madame, Contexte Le 19 août 2015, le collectif Les Citoyens au Courant (le collectif) a déposé une demande de révision de la décision rendue le 27 juillet 2015 par l’Office national de l’énergie, laquelle modifiait la condition 2 de l’ordonnance MO-045-2015 au sujet de la pression à laquelle Pipelines Enbridge Inc. (Enbridge) doit effectuer ses essais hydrostatiques de validation (les essais hydrostatiques). Le collectif allègue que le changement de pression pour les essais hydrostatiques réduit la marge de sécurité et que ces essais devraient être menés conformément aux conditions précisées dans l’ordonnance précitée, avant sa modification. L’Office examine les demandes de révision et de modification en deux temps. Dans un premier temps, il détermine si le demandeur a soulevé un doute quant au bien-fondé de sa décision ou de son ordonnance. Dans un second temps, si la demande était fondée, l’Office devrait examiner la décision ou l’ordonnance sur le fond. Décision La priorité absolue de l’Office est la sécurité des Canadiens et la protection de l’environnement. L’objet des essais hydrostatiques, qui va dans le sens de ce qui précède, est la validation du modèle d’évaluation de l’intégrité fondé sur les résultats des inspections internes faites par Enbridge.

-2-

Le collectif est d’avis que les essais hydrostatiques devraient être effectués à une pression équivalant à 100 % de la limite d’écoulement minimale spécifiée, ce qui pourrait être supérieur à 125 % de la pression maximale d’exploitation (PME). Tel qu’il est indiqué dans la lettre de l’Office du 27 juillet 2015, si la pression des essais hydrostatiques dépassait 125 % de la PME, elle serait alors supérieure au minimum imposé par l’Office dans l’ordonnance XO-E101-003-2014 pour les critères de réparation et ne serait donc pas conforme à l’objectif visé par les essais, qui est d’apporter une nouvelle validation au programme d’évaluation des inspections internes de la société. Pour ces motifs, l’Office a conclu que le collectif ne soulève pas de doute quant au caractère approprié de la décision et rejette la demande de révision en vertu de l’alinéa 45(1)a) des Règles de pratique et de procédure de l’Office national de l’énergie (1995). Pour toute question, prière de communiquer avec l’Office au numéro 1-800-899-1265. Veuillez agréer, Madame, mes sincères salutations. La secrétaire de l’Office, Originale signé par L. George pour Sheri Young cc. Maître Margery Fowke, Directrice, droit réglementaire, Pipelines Enbridge Inc.

Télécopieur 403-767-3863

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COMPTE-RENDU

Présentation de l’Office National de l’Énergie (ONÉ) au conseil de la Communauté métropolitaine de Montréal (CMM) tenue le jeudi 1er octobre 2015 à 8h30, au

bureau de la CMM, au 1002, rue Sherbrooke Ouest, salle 24.10, Montréal (Québec) H3A 3L6.

Sont présents pour l’Office National de l’Énergie

M. Jacques Gauthier, membre de l’Office National de l’Énergie;

M. Marc-André Plouffe, directeur du bureau de Montréal ; M. Steven D. Rowe, communications stratégiques ;

Sont présents pour le conseil de la Communauté Métropolitaine de

Montréal

M. Denis Coderre - Maire de la Ville de Montréal ;

M. Marc Demers - Maire de la Ville de Laval ; Mme Marie Cinq-Mars - Membre du conseil de la Ville de Montréal, Mairesse de

l'arrondissement d'Outremont Mme Catherine Clément-Talbot - Membre du conseil de la Ville de Montréal

M. Gilles Deguire - Membre du conseil de la Ville de Montréal, Maire de l'arrondissement de Montréal-Nord

M. Alan DeSousa - Membre du conseil de la Ville de Montréal, Maire de

l'arrondissement de Saint-Laurent M. Pierre Desrochers - Président du comité exécutif de la Ville de Montréal

Mme Manon Gauthier - Membre du comité exécutif de la Ville de Montréal Mme Andrée Hénault - Membre du conseil de la Ville de Montréal

M. Lionel Perez - Membre du comité exécutif de la Ville de Montréal

Mme Chantal Rouleau - Membre du comité exécutif de la Ville de Montréal, Mairesse de l'arrondissement de Rivière-des-Prairies - Pointe-aux-Trembles

M. Aref Salem - Membre du comité exécutif de la Ville de Montréal M. Stéphane Boyer - Membre du conseil de la Ville de Laval

M. Gilbert Dumas - Membre du conseil de la Ville de Laval M. Alain Dépatie - Maire de la Ville de Saint-Lambert

Mme Chantal Deschamps - Mairesse de la Ville de Repentigny

M. Paul Larocque - Maire de la Ville de Bois-des-Filion M. Martin Damphousse - Maire de la Ville de Varennes

M. Normand Dyotte - Maire de la Ville de Candiac M. Bernard Gagnon - Maire de la Ville de Saint-Basile-le-Grand

N’ont pu assister

Mme Caroline St-Hilaire - Mairesse de la Ville de Longueuil M. Claude Dauphin - Membre du conseil de la Ville de Montréal, Maire de

l'arrondissement de Lachine

2

M. Philippe Roy - Maire de la Ville de Mont-Royal

M. Peter F. Trent - Maire de la Ville de Westmount M. Jean Martel - Maire de la Ville de Boucherville

M. Pierre Charron - Maire de la Ville de Saint-Eustache

M. Jean-Marc Robitaille - Maire de la Ville de Terrebonne M. Guy Pilon - Maire de la Ville de Vaudreuil-Dorion

Assiste également à la présentation

M. Massimo Iezzoni, directeur général de la CMM.

____________________

Présentation de l’Office National de l’Énergie

Forme de présentation

M. Gauthier fait son exposé tout en présentant un PowerPoint dont une copie est jointe en annexe.

Exposé de M. Jacques Gauthier

M. Gauthier explique la décision de l’Office National de l’Énergie rendue le 30 septembre 2015.

Il rappelle que le 18 juin dernier, l’Office a rendu une ordonnance exigeant

qu’Enbridge effectue des essais hydrostatiques sur 3 tronçons de la canalisation 9B,

incluant le secteur de Mirabel, où les inspections internes n’ont pas été jugées concluantes. Il mentionne que ces essais hydrostatiques avaient pour but de

corroborer les résultats obtenus par la compagnie lors des inspections et des évaluations internes en 2014 et 2015.

Après analyse, les ingénieurs de l’Office ont conclu que les essais hydrostatiques effectués respectaient les exigences demandées. Cette analyse est accessible sur le

site internet de l’Office.

Il mentionne que l’ordonnance rendue hier confirme que, suite à cette analyse, la canalisation 9B peut être mise en service commercial.

Il explique que la pression d’eau dans les canalisations testées a atteint 125 % de la capacité d’exploitation autorisée pour la prochaine année, soit 72 % de la capacité

maximale d’écoulement de celle-ci. Il mentionne que ce 72 % est le niveau de pression que l’Office a approuvé l’an dernier et qu’il est le même que celui qu’on

retrouvait dans la canalisation avant sa fermeture pour préparer l’inversion, soit

250 000 barils par jour. Il rappelle que les tests ont été effectués à une pression nettement plus élevée que celle qui prévaudra pour l’exploitation dans les prochaines

années, et ce, afin de leur permettre d’effectuer d’autres tests en cours d’exploitation.

3

Il mentionne que, fort de ces résultats, l’Office a entièrement confiance dans

l’opération sécuritaire de la ligne 9B.

Il rappelle que les conditions d’exploitation exigent notamment qu’Enbridge :

effectue des patrouilles au sol toutes les deux semaines pour détecter des

fuites mineures pendant les deux premières années d’exploitation ; vérifie l’intégrité de la canalisation tous les trois mois pendant deux ans et

soumette les résultats de ces tests d’intégrité à l’Office ;

effectue une inspection interne supplémentaire durant la première année

d’exploitation et soumette les résultats de cette inspection à l’Office pour examen et détermination de conditions si l’Office le juge nécessaire;

maintienne l’exploitation à 72 % pour tout au long de 2015 et pendant une

partie de 2016 ; obtenir l’approbation de l’Office pour chaque demande d’augmentation de

pression de la canalisation.

Il mentionne que l’Office pourrait exiger un ou des essais hydrostatiques supplémentaires après la mise en service de la canalisation suite aux résultats

obtenus lors des tests internes d’intégrité.

Il rappelle qu’Enbridge s’est engagé à une pleine transparence dans l’échange de ses

plans d’intervention d’urgence avec la CMM et le gouvernement du Québec.

Il mentionne qu’Enbridge s’est engagé à améliorer la coordination de la préparation aux interventions d’urgence. À cet effet, le comité conjoint a tenu sa première

réunion la semaine dernière en présence de l’ONÉ, de la CMM, de représentants du gouvernement du Québec et les spécialistes d’urgence d’Enbridge.

L’Office, en tant que régulateur, tient à maintenir des communications adéquates et continues avec toutes les communautés concernées et à procurer toutes les

informations nécessaires à la bonne compréhension du projet.

____________________

Période d’échange

Implication future de l’Office

L’Office, de par le pouvoir qui lui est accordé, peut à tout moment, intervenir pour fixer des conditions. Dépendamment de la pression qui sera planifiée par

l’entreprise, dépendamment des résultats des tests internes qui auront été obtenus, l’Office fixera des conditions d’analyse et d’interventions additionnelles pour les

années à venir, et ce, tout au long du cycle de vie de l’exploitation de l’oléoduc. Il

sera ainsi nécessaire qu’Enbridge obtienne des autorisations additionnelles de l’Office pour maintenir l’opération de la canalisation.

L’Office maintiendra son suivi de l’oléoduc et, étape par étape, elle fixera des

conditions en fonction de l’état du tuyau. L’Office a le droit, et compte utiliser ce

4

droit, d’intervenir à tout moment pour fixer des conditions qui reflètent la réalité du

moment. Par exemple, les prises d’eau où il y aura des évaluations qui devront être faites.

Pressions exigées pour les essais hydrostatiques

La décision qui a été rendue en mars 2014 ne prévoyait pas d’essais hydrostatiques, mais permettait à l’Office, si celle-ci le jugeait nécessaire suite aux tests internes

effectués, d’exiger ces tests. C’est dans ce contexte que l’Office a exigé en juin

dernier trois essais hydrostatiques pour les secteurs où les inspections internes n’ont pas été jugées concluantes.

Critères de détermination des secteurs choisis

Ce sont les secteurs où les inspections internes n’ont pas été jugées concluantes qui

ont été choisis, à savoir les sections où les machines d’intégrité n’ont pas été en mesure de valider avec certitude l’état de l’oléoduc. L’Office a alors exigé des tests

hydrostatiques pour valider l’information qui n’était pas parfaite. On suggère de se

référer à la lettre du 18 juin 2015 et à toutes les analyses qui en ont découlé pour obtenir de plus amples détails.

Fréquence d’inspection des inspections visuelles

S’il y a une fuite du pipeline, ce sont les équipements automatiques qui vont la

détecter et non pas les inspections visuelles. Ces inspections aux deux semaines servent plutôt à détecter les fuites mineures indétectables par les systèmes

d’inspection automatique de l’oléoduc.

Approbation de l’augmentation de la pression d’exploitation dans les deux premières années d’exploitation

Dans la lettre de l’Office du 30 septembre 2015, on doit comprendre que le 3e

paragraphe indique qu’à chaque fois que la compagnie veut augmenter la pression, elle doit aviser l’Office au moins dix jours avant. À la réception de l’avis, l’Office

décidera alors des conditions qu’elle exige pour permettre l’augmentation de la

pression. Par exemple, si l’Office demande de faire des tests d’intégrité interne, cela pourrait prendre jusqu’à six mois et l’entreprise ne pourrait pas augmenter la

pression avant l’analyse des résultats des tests d’intégrité par l’Office. Donc, les dix jours ouvrables, c’est pour informer l’Office et permettre à celle-ci de déterminer ses

exigences avant d’approuver l’augmentation de pression.

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Corrosion accélérée des conduites à proximité des lignes hydro-électriques

L’Office n’a pas de souvenir que, lors des auditions de 2014, de tels arguments ont

été soulevés, mais l’Office va approfondir cette question et vérifier si des dossiers

ont été menés à ce sujet. L’Office va revenir avec des précisions plus tard.

Préoccupation / Collaboration

L’Office et la CMM sont en train de conclure une entente formelle de collaboration. On rappelle que cette collaboration a permis d’obtenir la tenue d’essais

hydrostatiques, le retrait des exigences d’entente de confidentialité concernant les plans de mesures d’urgence, la mise sur pied d’un comité de vigie et l’ouverture d’un

bureau de l’Office à Montréal. Ce bureau de Montréal s’apprête d’ailleurs à ajouter

du personnel, dont des spécialistes en inspection de canalisation.

Durée de vie d’un oléoduc

Théoriquement, la durée de vie est pratiquement illimitée, cela dépend plutôt de la

fréquence et de la rigueur de l’entretien.

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