Cessation d’exploitation des pipelines - Document de travail sur les questions d’ordre technique et environnemental

Préparé pour le compte du Comité directeur sur la cessation d’exploitation des pipelines (constitué de représentants de l’Association canadienne des producteurs pétroliers, de l’Association canadienne des pipelines de ressources énergétiques, de l’Alberta Energy and Utilities Board et de l’Office national de l’énergie)

Novembre 1996

Visitez le site Internet d’Alberta Energy Utilities Board (EUB) [anglais seulement] pour voir le document connexe, intitulé Pipeline Abandonment Legal Working Group Report. Vous pouvez accéder au site en qualité de visiteur et trouver le document à l’aide des mots clés pipeline abandonment.

Le présent document de travail a été préparé sous les auspices du Comité directeur sur la cessation d’exploitation des pipelines, constitué de représentants et d’employés de l’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP), de l’Association canadienne des pipelines de ressources énergétiques (ACPRÉ), de l’Alberta Energy and Utilities Board (EUB) et de l’Office national de l’énergie (ONÉ). Même si, à notre avis, les renseignements contenus dans ce document sont fiables, l’ACPP, l’ACPRÉ, l’EUB et l’ONÉ ne peuvent en garantir l’exactitude. Le présent document ne reflète pas nécessairement les points de vue ou les opinions de l’ACPP, de l’ACPRÉ, de l’EUB ou de l’ONÉ ou de compagnies membres de l’ACPP et de l’ACPRÉ. En particulier, le document ne représente pas la politique de réglementation de l’EUB ou de l’ONÉ et ne saurait servir à cette fin. Toute personne utilisant ce rapport ou tous renseignements qu’il renferme le fait à ses propres risques, et ce, indépendamment de toute faute ou négligence imputable à l’ACPP, à l’ACPRÉ, à l’EUB ou à l’ONÉ.

On peut se procurer une copie du présent document auprès des organismes suivants :

Association canadienne des producteurs pétroliers
Bureau 2100, 350 - 7^e Avenue s.-o.
Calgary (Alberta)
T2P 3N9
Téléphone : 403-267-1100
Internet : https://www.capp.ca/

Association canadienne des pipelines de ressources énergétiques
Bureau 1650, 801 - 6^e Avenue s.-o.
Calgary (Alberta)
T2P 3W2
Téléphone : 403-221-8777
Internet : https://cepa.com/fr/

Alberta Energy and Utilities Board
640 - 5^e Avenue s.-o.
Calgary (Alberta)
T2P 3G4

Bureau des publications
Régie de l'énergie du Canada
210-517 10 Av SO
Calgary AB  T2R 0A8
Courrier électronique : publications@rec-cer.gc.ca
Téléphone : 403-299-3561
Téléphone (sans frais) : 1-800-899-1265
Télécopieur : 403-292-5503
Télécopieur (sans frais) : 1-877-288-8803

Table des matières

Résumé à l’intention de la direction

Liste des représentants du comité

Abréviations

Glossaire

1. Introduction

1.1 Aperçu
1.2 Initiatives d’examen
1.3 Portée
1.4 Options de cessation d’exploitation
1.5 Objectif
1.6 Exigences réglementaires

2. Élaboration d’un plan de cessation d’exploitation

3. Problèmes d’ordre technique et environnemental

3.1 Détermination des problèmes
3.2 Gestion de l’utilisation des terres
3.3 Subsidence du sol
3.4 Contamination des sols et des eaux souterraines
3.5 Propreté des conduites
3.6 Franchissements de plans d’eau
3.7 Érosion
3.8 Croisements de route, de chemin de fer ou d’installations de service public
3.9 Renardage
3.10 Équipement associé
3.11 Coût de la cessation d’exploitation

4. Responsabilités consécutives à la cessation d’exploitation

Annexes

1. Règlements actuellement en vigueur
2. Liste de contrôle des opérations à exécuter au cours de la cessation d’exploitation
3. Questionnaire pour l’industrie
4. Lignes directrices sur le nettoyage
5. Bibliographie

Résumé à l’intention de la direction

L’industrie pétrolière et gazière canadienne et les organismes de réglementation fédéraux et provinciaux reconnaissent qu’il y a lieu d’élaborer des lignes directrices que les compagnies pourront suivre lorsqu’elles souhaitent cesser d’exploiter un oléoduc ou un gazoduc d’une façon qui soit sécuritaire, économique et sans danger pour l’environnement. Pour atteindre cet objectif, l’Association canadienne des producteurs pétroliers et l’Association canadienne des pipelines de ressources énergétiques (par l’entremise de leurs participants industriels) ont élaboré, de concert avec l’Office national de l’énergie et divers ministères du gouvernement de l’Alberta, le présent document de travail.

Le document, dans lequel on examine les aspects, d’ordre technique et environnemental, de la cessation d’exploitation d’un pipeline, est destiné à servir de base aux débats futurs qui porteront sur cette question. Il faudra, pour évaluer cette question, examiner les aspects d’ordre juridique et financier de la cessation d’exploitation d’un pipeline. Plus particulièrement, il faudra examiner les questions clés de la responsabilité et du financement à long terme, tant dans le contexte de pipelines orphelins que dans celui de pipelines dont on connaît le propriétaire ou l’exploitant.

Le document vise à aider les compagnies à élaborer un plan de cessation d’exploitation en les informant des questions générales qui découlent de la cessation d’exploitation d’un pipeline et en leur fournissant les moyens de répondre à ces questions. Parmi les sujets examinés, on compte la gestion de l’utilisation des terres, la subsidence du sol, la contamination des sols et des eaux souterraines, l’érosion et la possibilité de renardage.

Un certain suivi peut être nécessaire en ce qui concerne l’analyse technique présentée sur la question de la subsidence du sol. Il est recommandé d’élaborer des critères de tolérance et de compléter l’examen de l’industrie, dont il est question dans le présent document, par un programme d’enquête sur le terrain. Des modélisations à l’échelle permettraient également de confirmer les calculs théoriques sur la subsidence du sol.

Comme l’illustre le diagramme à la page suivante, la planification de la cessation d’exploitation d’un pipeline est un processus multidimensionnel qui exige un apport important des personnes concernées. Le calendrier du projet de cessation d’exploitation doit aussi permettre au public touché de contribuer utilement au processus de planification, comme on le définit dans la portée du projet. Il importe en particulier que les propriétaires fonciers et les gestionnaires des terres jouent un rôle prépondérant dans ce processus.

En pratique, la décision de cesser d’exploiter un pipeline en le laissant sur place ou en l’enlevant doit être prise à la suite d’une évaluation exhaustive des éléments propres au site. Dans ce contexte, l’analyse présentée dans le présent document est limitée du fait que tous les éléments propres au site n’ont pu être évalués, surtout en ce qui concerne les répercussions éventuelles sur l’environnement ou l’utilisation des terres.

L’élaboration et la mise en oeuvre d’un plan de cessation d’exploitation rentable permettant de réduire au minimum ces répercussions comportent de nombreuses activités dont la portée est semblable au processus de planification ou aux travaux de pose d’un nouveau pipeline. Dans le cas d’un projet decessation d’exploitation à grande échelle, il est peu probable qu’on fera appel à une seule technique de cessation d’exploitation. Plutôt, un tel projet comportera normalement le recours à l’enlèvement pour certains tronçons et l’abandon sur place d’autres tronçons le long du tracé du pipeline. L’utilisation actuelle et future des terres constitue un facteur clé qui influera sur le choix entre ces deux options.

En résumé, un plan convenable de cessation d’exploitation comprend les aspects clés suivants :

Il reste encore à résoudre l’importante question de savoir qui serait responsable en cas d’insolvabilité du propriétaire ou de l’exploitant. À cet égard, l’industrie a créé un fonds en Alberta destiné à payer les frais de remise en état et de cessation d’exploitation de puits de pétrole ou de gaz orphelins et de certaines installations de pipeline.

Liste des représentants des comités

Comité directeur

Sous-comité technique

Sous-comité de l’environnement

Abréviations

Glossaire

Section 1 - Introduction

1.1 Aperçu

Il y a actuellement au Canada environ 540 000 km d’oléoducs et de gazoducs, dont à peu près la moitié se trouvent en Alberta. Tous les oléoducs et gazoducs finiront par atteindre leur durée de vie utile et on cessera alors de les exploiter. La question de la cessation d’exploitation d’un pipeline devrait donc être examinée par toutes les parties concernées.

L’Alberta Energy and Utilities Board (EUB) évalue à environ 17 000 km la longueur des pipelines que l’on a cessé d’exploiter en Alberta depuis avril 1994. Ce chiffre inclut quelque 3 600 km de pipelines orphelins laissés sur place. La plupart de ces pipelines en Alberta sont des lignes collectrices possédant un diamètre externe d’au plus 168,3 mm.

Les règlements relatifs à la cessation d’exploitation d’un pipeline varient selon les compétences territoriales au Canada et, souvent, ne règlent pas les problèmes à long terme qui y sont associées.

1.2 Initiatives d’examen

En 1984, plusieurs parties ont, lors d’une audience de l’Office national de l’énergie (ONÉ) sur les droits de péage d’une importante compagnie de gazoducs, manifesté de l’intérêt sur la question de la récupération négative dans le cadre de la cessation d’exploitation d’un pipeline. Dans cette foulée, l’ONÉ a publié, en septembre 1985, un document d’information sur les impacts de la cessation d’exploitation d’un pipeline sur la récupération négative. Cette question n’a plus été abordée avant 1990, date à laquelle l’Office de conservation des ressources énergétiques de l’Alberta (maintenant l’EUB) et le ministère de la Protection de l’environnement de l’Alberta (MPE) ont examiné la question de la cessation d’exploitation des pipelines en envisageant d’apporter des modifications au règlement sur les pipelines conformément à la Pipeline Act (statuts révisés de l’Alberta, 1980). La question est alors restée sans réponse, puis a de nouveau été soulevée en 1993 par l’Alberta Pipeline Environmental Steering Committee, un groupe de personnes concernées représentant l’industrie, le gouvernement et le public, qui a été mis sur pied pour résoudre les questions touchant les pipelines.

En octobre 1993, l’ACPP a reçu l’appui de l’Alberta Petroleum Industry Government Environment Committee pour créer un comité directeur chargé de surveiller la question de la cessation d’exploitation des pipelines. Peu de temps après, l’EUB a demandé à l’ACPP et à l’ACPRÉ de mettre sur pied un comité directeur chargé de résoudre les problèmes relatifs à la cessation d’exploitation.

En avril 1994, des représentants de l’ACPP, de l’ACPRÉ, de l’EUB et de l’ONÉ se sont rencontrés en vue de créer un comité directeur sur la cessation d’exploitation. Il a également été décidé à ce moment de mettre sur pied des sous-comités distincts chargés d’examiner les aspects d’ordre technique, environnemental, juridique et financier de la cessation d’exploitation des pipelines. Le sous-comité technique et le sous-comité de l’environnement, qui ont été les premiers à voir le jour, étaient, avec lecomité directeur, responsables du présent document de travail. Les sous-comités chargés des aspects d’ordre juridique et financier n’ont pas encore été mis sur pied.

1.3 Portée

Le présent document de travail est destiné à s’appliquer à tous les pipelines métalliques enterrés visés par la norme CSA Z662-94 Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz, à l’exception des pipelines marins. Plusieurs des mêmes questions et des mêmes concepts (par exemple, ceux relatifs à l’utilisation des terres et à la propreté des conduites) s’appliquent également aux pipelines en plastique et en fibre de verre. Ce document n’aborde que la question de la cessation d’exploitation des pipelines (c.-à-d. la mise hors service permanente) et n’examine pas la mise hors service temporaire. De même, il ne traite pas des installations en surface laissées sur place, associées aux pipelines, comme les stations et les installations de stockage en vrac, ou d’installation spécifiques, comme les enceintes souterraines.

Ce document examine les aspects, d’ordre technique et environnemental, de la cessation d’exploitation des pipelines. Il faudra, pour évaluer cette question, examiner les aspects d’ordre juridique et financier de la cessation d’exploitation des pipelines. Plus particulièrement, il faudra examiner les questions clés de la responsabilité et du financement à long terme, tant dans le contexte de pipelines orphelins que dans celui de pipelines dont on connaît le propriétaire ou l’exploitant.

1.4 Options de cessation d’exploitation

Les deux options de base examinées dans le présent document sont : (i) l’abandon sur place et (ii) l’enlèvement du pipeline. Dans le premier cas, on suppose, aux fins du présent document, que la protection a été discontinuée et qu’aucune autre mesure n’a été prise pour maintenir l’intégrité structurale du pipeline laissé sur place (sauf peut-être l’utilisation d’un matériau de remblai aux endroits où le pipeline traverse une route ou une voie ferrée ou à d’autres endroits où le risque de subsidence est élevé).

Comme nous le mentionnons à la section 2, il est peu probable qu’on fera appel à une seule technique dans le cas d’un projet de cessation d’exploitation à grande échelle. Plutôt, un projet comportera normalement à la fois le recours à l’enlèvement et l’abandon sur place le long du tracé. L’utilisation actuelle et future des terres constitue un facteur clé qui influera sur le choix entre ces deux options.

Nous mentionnons aussi que les techniques de cessation d’exploitation présentées se limitent à celles réalisables à l’aide de la technologie actuellement disponible. Même si nous avons évalué les progrès réalisés dans les technologies d’enlèvement et d’abandon des pipelines, nous n’avons découvert aucune amélioration importante des méthodes couramment utilisées. Toutefois, de meilleures méthodes seront probablement mises au point au fur et à mesure que la cessation d’exploitation deviendra fréquente.

1.5 Objectif

Le présent document de travail a comme objectif d’aider l’utilisateur à élaborer un plan de cessation d’exploitation des pipelines, dont un cadre est donné à la section 2. Plus particulièrement, ce document a pour but d’aider les parties en cause à faire un choix éclairé entre l’abandon sur place etl’enlèvement. Dans la section 3, on décrit les aspects généraux, d’ordre technique et environnemental, dont il y a lieu de tenir compte lors de la cessation d’exploitation d’un pipeline, tandis que la section 4 examine en détail les responsabilit´s après la cessation d’exploitation. Les questions propres au site devraient être examinées individuellement.

L’objectif de l’élaboration d’un plan de cessation d’exploitation est de s’assurer que les questions identifiées ont été réglées et que la cessation d’exploitation se déroule d’une façon qui permette aux parties concernées de contribuer utilement au processus et qui assure le maintien de la sécurité du public et de la stabilité environnementale.

1.6 Exigences réglementaires

C’est l’ONÉ qui réglemente les pipelines interprovinciaux et internationaux au Canada, tandis que les provinces sont responsables de la réglementation des pipelines intraprovinciaux. Dans chaque province, les pipelines de collecte, de transport et de distribution peuvent être réglementés par divers organismes. Par exemple, en Alberta, l’EUB réglemente les lignes de collecte et de transport ainsi que les lignes de distribution sous pression élevée (plus de 700 kPa), tandis que les lignes de distribution sous faible pression sont réglementées par l’Alberta Transportation and Utilities. En vertu de l’Environmental Protection and Enhancement Act (EPEA), le MPE réglemente les activités de conservation et de remise en état sur les trois catégories de pipelines.

En plus des organismes de réglementation primaires, d’autres organismes gouvernementaux au sein de chaque administration peuvent s’occuper de la cessation d’exploitation et de la remise en état. Ces autres organismes peuvent comprendre les municipalités, plus spécialement dans des régions populeuses où la cessation d’exploitation d’un pipeline peut influer sur l’utilisation des terres.

En Alberta, c’est l’EUB qui établit les exigences relatives à la cessation d’exploitation des lignes de collecte et de transport. En plus de respecter les exigences de cessation d’exploitation de l’EUB, l’emprise du pipeline doit être remise en état conformément aux normes du MPE. Des certificats de remise en état sont délivrés par des inspecteurs nommés en vertu de l’EPEA. Dans le cas de projets d’enlèvement classés comme projets de classe I^[1], on exige de l’exploitant qu’il obtienne auprès du MPE l’autorisation en vertu de l’EPEA, en vue d’assurer l’application de mesures appropriées de conservation et de remise en état. Dans le cas de projets de moindre envergure, il faut, durant la construction, suivre les Environmental Protection Guidelines for Pipelines du MPE.

[1] Un pipeline de classe I est défini dans l’Activities Designation Regulations (AR 110/93) de l’EPEA comme tout pipeline possédant un indice de 2690 ou plus, déterminé en multipliant le diamètre du pipeline, en millimètres, par sa longueur, en kilomètres (par exemple, 168,3 mm x 16 km = 2693).

Dans le cas des pipelines réglementés par le gouvernement fédéral, il faut obtenir l’autorisation de cessation d’exploitation auprès de l’ONÉ, et la cessation d’exploitation doit se faire conformément aux dispositions du Règlement sur les pipelines terrestres. Ce règlement fait actuellement l’objet d’une révision, et le prochain règlement exigera probablement que toute demande de cessation d’exploitation de pipeline soit traitée individuellement.

Un résumé des exigences réglementaires actuellement en vigueur au Canada est donné à l’annexe A.

Section 2 - Élaboration d’un plan de cessation d’exploitation

Le présent document examine les points courants que doivent comprendre les plans de cessation d’exploitation de pipelines, et ce, indépendamment de l’autorité réglementaire. Il a pour but d’aider les compagnies à élaborer un plan de cessation d’exploitation, en reconnaissant les problèmes généraux qui découlent de la cessation d’exploitation d’un pipeline et en fournissant les moyens de résoudre ces problèmes.

En pratique, la décision de cessation d’exploiter un pipeline en le laissant sur place ou en l’enlevant doit être prise à la suite d’une évaluation exhaustive des éléments propres au site. Dans ce contexte, l’analyse présentée dans le présent document est limitée du fait que tous les éléments propres au site n’ont pu être évalués, plus particulièrement en ce qui concerne les répercussions éventuelles sur l’environnement ou les répercussions sur l’utilisation des terres, actuelle et future.

L’élaboration et la mise en oeuvre d’un plan de cessation d’exploitation rentable permettant de réduire au minimum les impacts sur l’environnement et sur l’utilisation des terres comportent de nombreuses activités dont la portée est semblable au processus de planification ou aux travaux de pose d’un nouveau pipeline. Dans le cas d’un projet de cessation d’exploitation à grande échelle, il est peu probable qu’on fera appel à une seule technique de cessation d’exploitation. Donc, une fois cette technique choisie, le propriétaire ou l’exploitant devrait déterminer, en tenant compte des aspects propres au site, s’il y a lieu de suivre une autre méthode pour certains tronçons du pipeline.

Le calendrier du projet de cessation d’exploitation doit aussi permettre au public touché de contribuer utilement au processus de planification, comme on le définit dans la portée du projet. Il importe plus spécialement que les propriétaires fonciers et les gestionnaires des terres jouent un rôle prépondérant dans ce processus.

Lors de l’élaboration d’un plan de cessation d’exploitation, on doit revoir les exigences générales des organismes de réglementation dont relève l’exploitation du pipeline. En plus de ces exigences, le projet particulier de cessation d’exploitation peut être régi par d’autres lois. Par exemple, des exigences municipales ou encore des lois fédérales comme la Loi sur la protection des eaux navigables ou la Loi sur les pêches peuvent influer sur les options de cessation d’exploitation.

Il est également très important de revoir les ententes relatives aux servitudes, car leurs modalités et leurs conditions peuvent influer sur la prise de décision.

Voici les sept étapes minimales que doivent comprendre l’élaboration et la mise en application d’un plan de cessation d’exploitation :

1. examen des exigences réglementaires courantes applicables au projet de cessation d’exploitation;
2. compilation de tous les renseignements pertinents sur le réseau pipelinier, y compris les ententes relatives aux servitudes;
3. analyse par tronçon, en tenant compte des facteurs examinés à la section 3 du présent document, y compris les utilisations actuelles et futures des terres;
4. élaboration d’un plan de cessation d’exploitation en consultation avec les parties concernées (par exemple, propriétaires fonciers, autorités gouvernementales et autres parties directement concernées), en incorporant les renseignements compilés à l’étape ci-dessus;
5. obtention, auprès des organismes de réglementation et des propriétaires fonciers, des autorisations exigées pour la cessation d’exploitation du pipeline et la remise en état du site;
6. mise en application du plan de cessation d’exploitation dont la portée doit comprendre les responsabilités consécutives à la cessation d’exploitation (mentionnées à la section 4);
7. obtention de la renonciation réglementaire finale.

On doit, lors de l’élaboration du plan, suivre ces sept étapes, tout en reconnaissant qu’il sera peut-être nécessaire d’ajouter d’autres étapes en raison des conditions propres au site.

Veuillez vous reporter au diagramme illustrant le processus de cessation d’exploitation, donné à la page suivante, ainsi qu’à la liste de contrôle détaillé à l’annexe B.

Figure 2-1
Pipeline Abandonment Flowchart

Section 3 - Problèmes d’ordre technique et environnemental

3.1 Détermination des problèmes

La cessation d’exploitation des pipelines pose des problèmes en raison de la nécessité d’assurer la sécurité du public, la protection de l’environnement et l’utilisation future des terres. On a dressé un premier bilan de ces divers problèmes, d’ordre technique et environnemental. Après avoir dressé la liste détaillée des problèmes, nous avons effectué des études sur place des installations actuellement abandonnées afin de vérifier la réalité des problèmes. Dans certains cas, on a commandé des études détaillées afin de mieux élucider les tenants et les aboutissants de certains problèmes.^[2]

[2] Consulter la bibliographie de l’Annexe E, qui dresse la liste des études, que le public peut consulter dans les bibliothèques de l’ACPP, de l’ACPRÉ, de l’ONÉ et de l’EUB.

Voici les principaux problèmes que l’on a relevés et dont il est question dans la présente section :

• la gestion de l’utilisation des terres;
• la subsidence du sol;
• la contamination des sols et des eaux souterraines;
• la propreté des conduites;
• les franchissements de plans d’eau;
• l’érosion;
• les croisements de pipelines et d’installations de service public;
• le renardage (cheminement préférentiel de l’eau);
• l’équipement associé;
• le coût de la cessation d’exploitation.

On a déterminé que la plupart des problèmes ne se limitaient pas à l’étape de la cessation d’exploitation, dans le cycle de vie du pipeline, mais qu’ils pouvaient avoir une portée, survenir à des périodes ou intéresser des intervenants différents de ceux de la pose et de l’exploitation du pipeline. Afin de cesser d’exploiter le pipeline de façon responsable, l’exploitant doit tenir compte de tous les problèmes, déterminer comment ils s’y appliquent, répondre aux préoccupations des intervenants et faire la synthèse des renseignements collectés.

Dans tout projet de cessation d’exploitation, on peut combiner abandon sur place et enlèvement des ouvrages, selon les exigences spécifiques de chaque site. Il importe de tenir compte de tous les aspects. Comme on le constatera dans les pages qui suivent, l’abandon sur place n’affranchit pas de la nécessité de perturber le terrain ou d’effectuer des activités sur place, tandis que l’enlèvement du pipeline n’a pas besoin d’entraîner le même degré de perturbation ou d’activité que sa pose.

3.2 Gestion de l’utilisation des terres

L’utilisation des terres est le principal facteur dont il faut tenir compte quand on détermine si un tronçon de pipeline doit être laissé sur place ou enlevé. Il importe donc de bien comprendre la nature des modes actuels et éventuels d’utilisation des terres le long de l’emprise afin de prendre des décisions éclairées sur les options de cessation d’exploitation.

Les milieux vulnérables à la perturbation des sols sont particulièrement préoccupants en ce qui concerne la gestion des terres (par exemple, la prairie naturelle, les parcs et les réserves écologiques, les pentes instables ou fortement érodables, les secteurs susceptibles à une érosion éolienne grave, les terres irriguées, notamment les dispositifs d’irrigation par submersion). En outre, les formes d’amélioration des terres telles que les champs d’épuration ou d’autres formes de drainage, l’aménagement paysager et les ouvrages permanents pourraient souffrir de la décision du promoteur de cessation d’exploiter le pipeline.

On devrait tenir compte des utilisations futures des terres, parce qu’un pipeline laissé sur place pourrait nuire à leur mise en valeur, par exemple au creusage pour la pose de fondations, de pieux ou de pilots, ou aux pratiques permanentes d’aménagement, par exemple, au labour profond ou à l’installation de drains souterrains. Il est vital de réunir les données à partir des sources convenables (propriétaires fonciers, gestionnaires des terres, preneurs à bail et municipalités), afin d’étayer la décision de laisser l’ouvrage sur place. En outre, il faut conserver une documentation suffisante pour permettre aux développeurs ou propriétaires éventuels d’obtenir des renseignements détaillés sur l’emplacement du pipeline.

Comme nous l’avons fait observer dans la section 2, la décision de laisser l’ouvrage sur place ou de l’enlever devrait reposer sur une évaluation locale complète. Dans ce contexte, les caractéristiques de l’aménagement qui peuvent mieux convenir à l’abandon sur place comprennent les suivantes, sans cependant s’y limiter :

• les parcs et les zones naturelles;
• les surfaces instables ou fortement érodables;
• les franchissements de plans d’eau;
• les champs irrigués par submersion;
• les croisements de routes ou de chemins de fer;^[3]
• les croisements d’autres pipelines;
• l’enfouissement profond des conduites (c’est-à-dire à plus d’un mètre de profondeur);
• la prairie et la prairie-parc naturelles;
• les blocs d’exploitation forestière;
• l’habitat désigné de la faune et de la sauvagine;
• les secteurs peu accessibles ou d’accès difficile.

[3] Comme nous le précisons à la section 3.8, il faudrait songer à combler les tronçons laissés sur place sous la voirie et les chemins de fer au moyen d’un matériau solide tel que le béton, compte tenu des répercussions éventuelles de la subsidence des sols.

Voici les mesures clés de protection de l’environnement à envisager si le pipeline doit être laissé sur place :

• perturbation minimale des activités actuelles ou éventuelles de gestion des terres;
• nettoyage complet et documenté du pipeline;
• dépollution de tout lieu contaminé et collecte de toute matière répandue, conformément aux règlements en vigueur;
• stratégie de restauration de la végétation pour que la végétation ressemble à ce qu’elle était avant la cessation d’exploitation, la priorité allant à la lutte contre l’érosion et à la stabilité des sols;
• conservation de la couche arable de toutes les zones perturbées au cours du processus de cessation d’exploitation;
• remise en état de toutes les routes d’accès, y compris de celles qui ont été construites pour l’exploitation du pipeline et les routes ouvertes ou construites pour faciliter la cessation d’exploitation;
• information d’après exécution, étayée, pour consultation à venir;
• emploi d’écrans, s’il y a lieu (par exemple dans les zones de loisir et les habitats fauniques);
• programme de surveillance acceptable par toutes les parties touchées, afin d’assurer un processus menant à une décontamination complète.

On devrait appliquer les mesures convenables de protection de l’environnement, y compris les méthodes convenables de manutention des sols, d’aménagement forestier, d’intervention d’urgence (contre les déversements et contre l’érosion éolienne et hydrique, par exemple), de protection des caractéristiques culturelles, de lutte contre les mauvaises herbes et de remise en état des terrains. Par exemple, en Alberta, le MPE peut exiger un rapport sur la conservation et la remise en état pour les pipelines posés avant la mise en vigueur des règlements sur la conservation et la remise en état.

Avant d’entreprendre les travaux sur place, le propriétaire/exploitant du pipeline, les autorités et le propriétaire foncier devraient s’entendre sur les critères qui s’appliquent à la remise en état. Le programme de remise en état sera normalement conçu de façon à restituer la surface de l’emprise au moins dans un état équivalant à celui qui existait immédiatement avant le début des travaux de cessation d’exploitation et, autant que les circonstances le permettent, dans l’état où se trouvait le terrain avant la pose du pipeline, ce qui peut exiger :

• l’enlèvement, le stockage et la remise en place de la couche arable;
• l’analyse de la contamination du sol et la décontamination de ce dernier, s’il y a lieu;
• la maîtrise du drainage des terrains perturbés par l’aménagement de son relief;
• l’ensemencement des terrains touchés pour empêcher l’érosion et restaurer la végétation;
• l’enlèvement de tous les ouvrages qui se trouvent à une profondeur minimale d’un mètre sous le niveau final du sol;^[4]
• l’emploi de sol rapporté ou le compactage des zones creusées pour prévenir le tassement ultérieur;
• la conformité aux exigences locales en matière d’environnement (par exemple, reboisement).

[4] Dans les régions où existent des circonstances telles que des pratiques agricoles spéciales ou l’urbanisation proche, on devrait songer à enlever les ouvrages qui se trouvent à plus d’un mètre de profondeur sous le niveau final du sol.

Comme on le notera dans la section 4, il faudrait élaborer un plan de surveillance de l’emprise pour s’assurer que l’effort de remise en état a été mené à bien et qu’aucun problème n’en découle.

3.3 Subsidence du sol

3.3.1 Généralités

La dégradation à long terme d’un pipeline laissé sur place peut mener à un certain degré de subsidence du sol. C’est un problème de première importance, dont il faut tenir compte dans le cas d’un pipeline de gros diamètre, en raison des préoccupations qu’il risque de soulever pour l’environnement et la sécurité. Plus particulièrement, la subsidence du sol pourrait favoriser le renardage et l’érosion qui en découle, entraîner la perte de la couche arable, se répercuter sur la forme d’utilisation des sols et sur la beauté du site ainsi que poser un problème de sécurité.

Les limites acceptables de la subsidence et les facteurs susceptibles de les influencer sont des paramètres importants dont il faut tenir compte dans l’élaboration du plan de cessation d’exploitation. L’érosion peut causer l’envasement d’un cours d’eau ou entraîner des glissements de pente et l’envasement consécutif du cours d’eau. Lorsque le risque d’envasement fait problème, le promoteur doit être prêt à appliquer des mesures de protection des pêcheries, pour continuer à se conformer aux lois provinciales et fédérales.

Il est difficile de prédire le rythme et l’ampleur de la subsidence, puisque le phénomène dépend d’une combinaison complexe de facteurs locaux, tels que la mécanique de la corrosion à proximité du pipeline, l’épaisseur et le diamètre de ce dernier, la qualité du revêtement du pipeline, la profondeur d’enfouissement du pipeline, la nature du sol, la mécanique de la rupture du matériau dont est construit le pipeline et la mécanique de l’affaissement du sol.

Faute de travaux de recherche étayés, on a commandé des études sur la corrosion et la mécanique des sols afin de corréler la corrosion des pipelines, la dégradation de la structure des conduites et la subsidence résultante que l’on pourrait observer. Le résumé de ces études et des conclusions auxquelles on est arrivé suit.

3.3.2 Corrosion du pipeline

Le rapport de l’expert-conseil sur la corrosion s’est attaché au mécanisme de la corrosion menant à la rupture finale du pipeline. On y signale que la vitesse de corrosion d’un pipeline laissé sur place peut varier considérablement, sous l’effet des nombreux facteurs qui doivent être présents pour qu’il y ait corrosion. La corrosion des pipelines enterrés découle d’une réaction électrochimique qui fait intervenir la perte de métal en un endroit (appelé anode) à la faveur du transfert des ions métalliques vers un autre endroit du pipeline (appelé cathode). La vitesse du transfert de métal dépend d’un certain nombre de facteurs tels que la qualité du revêtement du pipeline, l’aération du sol (qui fournit l’oxygène nécessaire à la corrosion), la nature et l’homogénéité du sol, son humidité et les facteurs qui créent les différences de potentiel entraînant nla création d’une pile de corrosion.

La corrosion d’un pipeline muni d’un revêtement se limite normalement aux défauts isolés de ce dernier ou aux zones où le revêtement s’est détaché de la conduite. On peut s’attendre à ce que la corrosion soit presque négligeable aux endroits où le revêtement est intact. À la lumière de son expérience, l’expert-conseil a observé que les lacunes dans le revêtement ou le détachement de ce dernier concernent moins de 1 % de la longueur de la plupart des pipelines. Dans la plupart des cas, la corrosion se manifeste sous la forme de piqûres localisées ou de zones de corrosion en spirales qui finissent par provoquer des perforations aléatoires sur toute la longueur du pipeline. Il est extrêmement rare que la corrosion ronge une vaste surface du pipeline, rendant un long tronçon de ce dernier susceptible à une rupture soudaine et complète.

Afin de montrer quelle était la vitesse typique de la corrosion, l’expert-conseil a pris comme exemple un pipeline de 323,9 mm de diamètre extérieur traversant les sols ordinairement présents dans tout l’Alberta et il a estimé que les piqûres le perforeraient en 13 à 123 ans. Puisque, généralement, le processus de corrosion par piqûres est lent, l’affaissement complet n’est pas susceptible de survenir avant des décennies ou même des siècles. En outre, comme le phénomène n’est pas uniforme, on peut conclure qu’il est très peu vraisemblable qu’une longueur importante d’un tronçon du pipeline s’affaisse en un moment donné.

3.3.3 Mécanique du sol

Selon le rapport sur la mécanique du sol, il n’existe aucun cas officiel de subsidence du sol due à l’affaissement d’un pipeline. Afin de prédire la réaction du sol à ce type d’affaissement, l’expert-conseil a modélisé son examen d’après la recherche sur l’exploitation minière et le percement de tunnels à faible profondeur et il a réuni des études de cas. L’objectif de l’étude était d’estimer l’éventuelle subsidence de la surface attribuable à l’affaissement complet des tunnels de même diamètre et profondeur que ceux des pipelines modélisés. Cela représentait le pire scénario possible, puisque, comme nous venons de le faire observer, on considère comme très improbable qu’un tronçon d’une longueur significative d’un pipeline s’affaisse complètement en un moment donné.

Le rapport s’inspirait de deux techniques de modélisation théorique des sols : le modèle du parallélépipède de sol et le modèle du coin actif de sol, pour décrire les types les plus communs de sol que l’on peut observer. L’étendue de la subsidence calculée pour divers diamètres de pipeline a fourni une approximation des répercussions qu’un affaissement notable d’un pipeline exercerait sur les sols. L’analyse a montré que la subsidence du sol reliée à l’affaissement des pipelines de jusqu’à 329,9 mm de diamètre serait négligeable aux profondeurs typiques d’enfouissement. Elle a en outre montré que si les pipelines de plus grand diamètre donnaient lieu à quelque forme de subsidence, celle-ci serait probablement assez minime pour que le phénomène se cantonne dans le domaine du tolérable.

3.3.4 Programme d’examens sur place

Afin de valider les conclusions des rapports techniques, les sous-comités ont entrepris de mesurer la subsidence du sol le long du tracé de pipelines dont l’exploitation a cessé.

Dans un premier temps, les sous-comités ont épluché les dossier de l’EUB et déterminé les pipelines d’un diamètre minimal de 168,3 mm qui avaient été laissés sur place. On a fait parvenir des questionnaires aux propriétaires et aux exploitants de certains de ces tronçons, en leur demandant desrenseignements sur le diamètre du pipeline, son type de revêtement, l’année de sa cessation d’exploitation, la suppression ou non de la protection cathodique et les observations de subsidence du sol (voir le questionnaire à l’annexe C). Les réponses à l’enquête de même que les discussions de l’industrie n’ont pas permis de révéler des cas de subsidence observée.^[5]

[5] Comme nous l’indiquons dans l’annexe C, le public peut examiner les résultats des enquêtes des sous-comités dans les bibliothèques de l’ACPRÉ, de l’ACPP, de l’ONÉ et de l’EUB.

3.3.5 Sommaire des conclusions

Les analyses ont montré que la rupture d’un pipeline laissé sur place, du fait de la corrosion, peut survenir au bout de nombreuses décennies et que des longueurs importantes du pipeline ne s’affaisseront jamais en raison de la nature locale des piqûres. En outre, les analyses ont montré que même si étaient réunies les conditions du scénario le plus pessimiste d’un affaissement uniforme et total, la subsidence du sol serait négligeable pour les pipelines d’un diamètre de jusqu’à 323,9 mm.

Le degré de subsidence relié aux pipelines de gros diamètre dépend fortement du diamètre, de l’épaisseur de la couverture et des conditions pédologiques locales, mais, dans de nombreux cas, on peut s’attendre à ce qu’il reste dans un intervalle tolérable. À noter que la tolérance à la subsidence du sol est en soi un problème qui se rapporte précisément à l’emplacement, puisqu’elle dépend du type d’occupation du sol et du contexte écologique local. Tout propriétaire/exploitant qui envisage de cesser laisser son pipeline sur place devrait donc, si le diamètre du pipeline est important, effectuer une analyse propre à l’emplacement afin d’évaluer le degré de subsidence et la tolérance à long terme à cette dernière, quelle qu’elle soit. Cette analyse devrait tenir compte des éventuelles fortes charges exercées par les véhicules lourds (par exemple, l’équipement de ferme ou les camions d’exploitation forestière).

À la lumière de ce qui précède, on est porté à croire que la subsidence du sol consécutive à l’affaissement des pipelines abandonnés sur place ne semle pas être une question vitale. Cette conclusion a été corroborée par l’enquête de l’industrie dont il est question à la section 3.3.4. Dans les domaines où aucun tassement n’est autorisé, soit par les règlements, soit en vertu d’une entente (par exemple sur les croisements de grandes routes, comme il est expliqué plus en profondeur à la section 3.8), une option permettrait de combler le pipeline au moyen d’un matériau solide autorisé, tel que le béton ou le sable.

Dans le suivi de cette question, il est conseillé d’élaborer des critères de tolérance et de compléter d’un programme d’observation sur place l’enquête réalisée auprès de l’industrie, dont il est question dans le présent document. On pourrait également effectuer une modélisation à l’échelle, afin de confirmer les calculs théoriques de la subsidence du sol.

3.3.6 Subsidence résultant de l’enlèvement du pipeline

Essentiellement opération inverse de la pose, l’enlèvement du pipeline comporte l’enlèvement de la couche arable, le creusage du sous-sol à la pelle rétrocaveuse, jusqu’à une profondeur qui, pour le moins, correspond au dessus de la conduite, l’extraction de la conduite, le remblayage de la tranchée et le compactage des remblais, la remise en place de la couche arable et la restauration de la végétation.

Au cours de la pose, on utilise habituellement un matériau rapporté, constitué de sous-sol recouvert de sol arable, pour compenser le tassement ultérieur des remblais. La même stratégie peut s’employer au stade de l’abandon sur place pour éviter la nécessité d’une remise en état ultérieure en raison de l’affaissement et de l’érosion. En général, si des matériaux supplémentaires du sous-sol et de la couche arable sont nécessaires pour cette opération, ils devraient être pris immédiatement à côté de l’emprise. Dans le cas des vieux pipelines posés avant que la conservation des sols ne soit obligatoire, c’est l’endroit où la couche arable et le sol excédentaire peuvent avoir été éliminés. On peut avoir besoin d’enquêtes ou d’examens plus poussés de la profondeur de la couche arable ou du volume de sol afin de relever les endroits où on peut se procurer les matériaux.

Lorsqu’elle n’a pas à se soucier du tassement qui pourrait endommager le pipeline, l’entreprise peut commencer à compacter le sol remis dans la tranchée, après l’enlèvement de la conduite. Ce compactage peut être plus rigoureux qu’après le remblayage d’un nouvel ouvrage. Le compactage supplémentaire peut également alléger la manutention de la couche arable et, par conséquent, entraîner moins de répercussions, en raison de la nécessité moindre de retirer la couche arable pour neutraliser la diminution de volume du sous-sol causée par l’excavation.

3.4 Contamination des sols et des eaux souterraines

Le plan d’abandon sur place devrait s’attarder au risque de contamination découlant des travaux de cessation d’exploitation, de même qu’à la nécessité d’éliminer toute contamination existante et prévoir la méthode convenable de nettoyage ou de raclage des conduites. Toute contamination observée avant l’abandon sur place devrait être supprimée conformément à la norme réglementaire applicable avant que l’on ne perturbe entièrement tout le chantier, à moins qu’il soit plus économique et plus efficace d’intégrer la décontamination dans l’abandon sur place et que l’on puisse démontrer que l’on n’amplifiera pas les dommages survenus à l’environnement.

Afin de mieux élucider le problème de la contamination, on a commandé une étude des types et de la quantité de contaminants qui pourraient être libérés des pipelines laissés sur place.

Voici les sources éventuelles de contamination relevées :

• les substances produites, à partir du réservoir, dans la veine d’hydrocarbures et déposées sur la paroi du pipeline;
• les agents de traitement chimique qui pourraient s’introduire dans le pipeline et s’y déposer;
• les conduites et les installations associées;
• le revêtement du pipeline et les produits de sa dégradation;
• les fuites et les déversements antérieurs de produit qui n’ont pas été décontaminés conformément aux normes en vigueur;
• la contamination possible par les BPC, si ces derniers ont servi dans les huiles de graissage de la pompe ou du compresseur à un moment donné de l’existence du pipeline.

On peut s’attendre à ce que la quantité de contaminants résiduels diminue de la tête de puits jusqu’aux réseaux de collecte, de traitement et de distribution. Traditionnellement, les oléoducs contiennent plus de paraffine et ils sont plus entartrés que les gazoducs, mais cela dépend des caractéristiques du champde production. L’étude a permis de conclure que l’efficacité du raclage et du nettoyage du pipeline avant son abandon était le premier facteur des quantités éventuelles de contaminants résiduels.

La question du nettoyage du pipeline est traitée de façon exhaustive à la section 3.5 et l’annexe D. L’exploitant devrait se familiariser avec les normes réglementaires en vigueur à l’égard du sol et des eaux souterraines, puisque ces normes peuvent dicter le degré minimal acceptable de propreté des conduites. Tout au long du nettoyage du pipeline, on devrait se conformer à des pratiques saines de protection de l’environnement, par exemple l’emploi de dispositifs de retenue et de stockage convenablement calculés pour toutes les substances collectées, leur bonne utilisation, des processus d’élimination conformes aux règlements locaux et des plans efficaces d’intervention d’urgence en cas de déversement. Il est recommandé de documenter les résultats des nettoyages ou de la décontamination d’un lieu.

L’exploitant devrait connaître la composition du revêtement des conduites et leurs caractéristiques connexes afin d’évaluer tout risque associé à un pipeline laissé sur place. Par exemple, un revêtement renfermant de l’amiante devrait être manipulée par des moyens spéciaux, par un personnel formé à cette fin. On a avancé que si les composés servant à revêtir une conduite étaient acceptés dans les décharges locales, alors l’abandon d’un pipeline sur place renfermant les mêmes composés pourrait ne pas être préoccupant, selon les conditions locales et les concentrations. Actuellement, on possède peu de renseignements sur la décomposition à long terme du revêtement. Toutefois, une chose est sûre, à mesure que l’adhésif du revêtement se détériore ou qu’il est consommé par les organismes du sol, le revêtement finit par se détacher et contribue au processus de corrosion.

Beaucoup des mêmes mesures de prévention de la contamination à employer au cours de l’abandon sur place interviennent également dans le contexte de l’enlèvement du pipeline. Revêt une importance primordiale la nécessité de nettoyer le pipeline selon les normes acceptées avant le début de l’enlèvement et de prendre des mesures pour prévenir le déversement des substances collectées du fait du nettoyage. Au cours du découpage de la conduite, on devrait recueillir tout liquide résiduel dans des bacs collecteurs.

Au cours de l’enlèvement des conduites, il faut prendre les mesures convenables en ce qui concerne la manutention de la couche arable du sol afin d’en assurer la conservation.

Outre le démantèlement du pipeline même, celui de toute installation qui lui est reliée devrait viser à maîtriser le risque de contamination, grâce à la bonne méthode de collecte et de stockage en vue de l’élimination des matières dans une installation approuvée.

3.5 Propreté des conduites

3.5.1 Critères de propreté

Le risque de contamination étant préoccupant, la propreté du pipeline intéresse les deux techniques de cessation d’exploitation. Bien que l’on précise et discute dans le détail, à la section 3.5.2 de l’annexe D, des méthodes sérieuses de nettoyage, la notion de propreté reste à définir. Reste encore à déterminer si les tronçons de conduite à enlever sont assujettis aux mêmes critères de propreté que les tronçons abandonnés sur place. Il va de soi que le tronçon à enlever devrait être nettoyé au point où tout résidu qui y subsiste sera inoffensif quelle que soit l’utilisation prévue de la conduite. Les tronçons enlevés qui peuvent être remployés à d’autre chose (par exemple pieux ou pilots) peuvent exiger une étude plus approfondie afin de déterminer la propreté exigée pour leur emploi ultérieur. Quant aux conduites à éliminer, on déterminera à leur égard, à l’aide des lignes directrices sur l’élimination ou l’enfouissement en vigueur, le degré exigé de propreté.

La propreté de la conduite abandonnée sur place dépend de la corrosion et du renardage de l’eau. La corrosion finira par perforer la conduite, laquelle, sous l’action destructrice du gel et du dégel de l’eau infiltrée, perdra de sa solidité. Personne ne sait si sa dégradation sera plus rapide que celle des contaminants qui subsistent à l’intérieur. De même, on discute encore de la vitesse de la corrosion et de l’emplacement où elle a lieu, lequel permettrait à l’eau de s’infiltrer à l’intérieur de la conduite abandonnée et d’entraîner les résidus vers un autre point de sortie.

3.5.2 Méthodes de nettoyage

La méthode de raclage utilisée vers la fin du cycle d’exploitation du pipeline et au cours de sa vidange est vitale pour préparer le pipeline à l’abandon. L’étude des contaminants arrive à la conclusion que le peu d’hydrocarbures laissés dans la conduite après un effort concerté de raclage n’est pas inquiétant pour l’environnement.

Les facteurs de l’efficacité du raclage varient selon le pipeline. Le programme de nettoyage doit donc être adapté aux circonstances. Dans le souci d’orienter les efforts, l’annexe D énonce les considérations générales qui s’appliquent au nettoyage d’une conduite en service moyen^[6] ou d’un gazoduc transportant du gaz naturel relativement sec. L’exploitant préparant le raclage d’une conduite devrait considérer ces lignes directrices uniquement comme un minimum. La cessation d’exploitation d’un pipeline servant au transport de tout autre produit que les deux que nous venons de mentionner exige un raclage sur mesure pour assurer un nettoyage convenable. On devrait veiller, dans tous les cas, à bien confiner et à bien éliminer l’effluent du raclage.

[6] C’est-à-dire relativement exempt de paraffine et de souillures, et soumis occasionnellement à un programme de raclage de tout ce qui s’est accumulé sur sa paroi ou qui s’y adhère.

La conduite à laisser sur place ne devrait laisser paraître aucun solide ni accumulation paraffinique en aucun point le long du pipeline quand on l’observe par les ouvertures habituelles telles que les raccords à brides ouverts ou les points de prélèvement des échantillons. Le contenu aura été nettoyé au point qu’il ne subsiste, sur la paroi interne, pas plus qu’une mince pellicule huileuse, que l’on peut déceler au toucher ou à la vue. Une conduite de liquides acides ou un gazoduc devraient être vérifiés, afin de confirmer que les concentrations de H₂S sont inférieures aux limites acceptables.

Le nettoyage de la conduite revêt également une importance vitale quand on se propose d’enlever le pipeline, puisqu’il est souhaitable de réduire au minimum le risque de contamination du sol et des eaux souterraines au cours de l’enlèvement et de réduire également au minimum les risques que comporte l’opération (par exemple risques pour la santé et risques d’inflammabilité des vapeurs dégagées). Il faudrait également tenir compte de la propreté recherchée pour l’utilisation ou l’élimination éventuelle de la conduite, en se rappelant que l’on peut employer des techniques supplémentaires de nettoyage lorsque la conduite a été extraite du sol.

On peut déterminer l’efficacité du nettoyage en prélevant des éprouvettes de la conduite et des échantillons d’écouvillonnage de la pellicule trouvée sur la paroi intérieure de la conduite, puis en en analysant la contamination, en utilisant, pour le prélèvement, des moyens tels que le piquage sur conduite en charge ou des découpes.

Après avoir laissé les liquides résiduaires s’accumuler dans les tronçons situés dans des dépressions (pendant au moins une semaine), le pipeline devrait être dégagé dans des dépressions choisies au hasard. On conseille au moins un point d’excavation par gare de piston racleur ou par tronçon de 80 km. Toutefois, dans les terrains ondulés, il peut être nécessaire de creuser en plusieurs endroits. Ces endroits devraient être choisis de façon à éviter les environnements fragiles et à réduire au minimum le défrichage ou l’enlèvement de la végétation qu’entraîne l’ouverture d’une route d’accès. Si l’examen de la paroi interne montre que l’on a satisfait aux critères de propreté, on peut considérer que le nettoyage est terminé.

3.6 Franchissements de plans d’eau

L’effet des pipelines au contact de l’eau est une question importante à toute étape du cycle de vie du pipeline. La question revêt une grande importance sociale en raison de la visibilité des travaux de franchissement, de l’importance des ressources halieutiques, de l’utilisation publique des voies d’eau, de la fragilité de la ressource et du fait que les voies d’eau constituent un élément culturel et historique important du pays.

De nombreux facteurs sont à prendre en considération quand on décide de laisser sur place ou d’enlever un tronçon de pipeline franchissant une nappe d’eau ou une terre humide (par exemple muskeg, marécage, plaine inondable). Plus précisément, il faut comparer les risques reliés à l’abandon sur place, y compris le risque de contamination et d’exposition de la conduite aux coûts et aux répercussions de son enlèvement sur l’environnement.

Ces solutions de compromis devraient être évaluées chaque fois ponctuellement, en tenant compte de la taille et de la dynamique de la nappe ou du cours d’eau, de la conception du franchissement, des caractéristiques du sol, de la stabilité de la pente et de la fragilité de l’environnement. Si ces paramètres doivent être évalués, on peut s’attendre, dans la plupart des cas, à ce que l’abandon sur place soit la solution à retenir.

Si le pipeline passant dans l’eau doit être laissé sur place, la conduite devrait être laissée dans un état de propreté le plus élevé possible, afin de réduire au minimum le risque de contamination de l’eau, au cas où la perforation ou la rupture éventuelle de la conduite laisserait échapper des résidus. Comme nous le décrivons à la section 3.9, la mise en place stratégique de bouchons et d’obturateurs rassurera, en s’opposant au déplacement des éventuels contaminants tout le long de la conduite laissée sur place.

Le risque d’exposition de la conduite aux éléments est double. Premièrement, le pipeline pourrait être exposé si le sol qui le recouvre est graduellement entraîné ou érodé sous l’action de l’eau (par exemple divagation de la berge, affouillement, crues). Deuxièmement, le pipeline vide pourrait s’élever à la surface de l’eau si son lest lâche (par exemple si les lests de béton posés dessus glissent sur le côté). Dans un cas comme dans l’autre, le propriétaire/exploitant devrait évaluer la probabilité d’expositiondu pipeline et les répercussions que cette exposition entraînerait. Si le risque de flottabilité est préoccupant, on pourrait le neutraliser, soit en perforant la conduite après l’avoir nettoyée convenablement, pour qu’elle s’emplisse d’eau, soit par remplissage de la conduite avec du béton ou quelque autre matériau solide. Si l’on retient la première solution, on devrait utiliser des bouchons et des obturateurs pour empêcher la migration de l’eau le long de la conduite.

S’il y a lieu, on devrait également évaluer les risques rattachés à l’abandon sur place, si ce dernier est parallèle à un pipeline exploité et passant dans l’eau.

Si le pipeline doit être enlevé en tout ou en partie, les problèmes devraient être semblables à ceux que soulève le franchissement au stade de la pose. Plus précisément, on devrait répéter beaucoup des techniques de pose et des mesures de protection de l’environnement alors appliquées. Les aspects dont il faut tenir compte englobent la vulnérabilité périodique des ressources halieutiques, la protection de l’habitat, la maîtrise de la sédimentation, les méthodes de franchissement avec les véhicules et l’équipement, les caractéristiques des remblais et leur provenance, les mesures de défense contre l’érosion (à court terme comme à long terme) et la restauration des berges. Il faudrait tenir compte des dégâts causés à tout ouvrage actuel de stabilisation des berges ou de la déstabilisation de berges antérieurement stables.

Il est indispensable que la conduite soit le plus propre possible avant l’excavation, afin de réduire au minimum le risque de contamination du plan d’eau, si la conduite devait être endommagée et si un déversement survenait au cours de son enlèvement. On recommande d’obturer les extrémités des tronçons que l’on enlève afin d’empêcher la contamination par les traces résiduelles de matières.

3.7 Érosion

L’érosion du sol est préoccupante à toutes les étapes du cycle de vie du pipeline, notamment parce qu’elle se rattache à la stabilité des pentes. Si on laisse le pipeline dans le sol, cela peut entraîner une certaine activité le long de l’emprise afin d’assurer une cessation d’exploitation qui tienne compte de toutes les conséquences, par exemple creusage, pour confirmer la qualité du nettoyage, ainsi que la pose de bouchons ou d’obturateurs. Les répercussions éventuelles des perturbations ultérieures le long de l’emprise varient fortement selon l’emplacement géographique. Par exemple, la couche d’humus brut d’une forêt peut ne pas être aussi susceptible à l’érosion et à l’instabilité de la pente que la couche arable d’une prairie naturelle.

Si la conduite doit être enlevée, les préoccupations à l’égard de l’érosion et de la stabilité des pentes sont semblables à celles qui s’appliquaient au moment de la pose. Par exemple, la circulation, le tassement du sol ainsi que l’érosion éolienne et hydrique du sol perturbé peuvent être une cause d’inquiétude. En outre, le pipeline peut, au fil du temps, être devenu un ouvrage de soutènement de nombreuses pentes : son enlèvement pourrait en menacer l’intégrité.

Au cours de l’élaboration d’un plan de cessation d’exploitation, le propriétaire/exploitant du pipeline devrait examiner les mesures prises pour lutter contre l’érosion durant le cycle d’exploitation du pipeline. Si ces mesures ont été régulièrement exigées en des endroits précis, il serait bon de déterminer s’il est indiqué d’en mettre en oeuvre un plan d’action à long terme.

Si les travaux de cessation d’exploitation exigent de perturber des secteurs exposés à l’érosion, y compris des pentes, on devrait mettre en oeuvre des mesures conçues selon les normes en vigueur. En outre, on devrait examiner de nouveau l’intégrité et l’efficacité de tout barrage de fossé, drain souterrain, berme ou autre installation.

Habituellement, il convient plus d’abandonner la conduite sur place quand on se trouve sur une pente instable, en raison du risque de devoir apporter de plus amples correctifs si on l’enlève. Sur les pentes instables, on devrait envisager l’emploi d’écrans ou d’autres moyens pour dissuader les éventuels utilisateurs de l’emprise. Dans les régions où l’accès de l’emprise a traditionnellement été accordé aux amateurs de loisirs ou aux chasseurs, l’exploitant devrait chercher à s’entendre avec l’aménageur du territoire sur des mesures correctrices permanentes, s’il y a lieu.

Dans les régions où on a contrôlé le mouvement des pentes au cours du cycle d’exploitation du pipeline, on devrait réévaluer et poursuivre le programme de surveillance, si cela est indiqué. Il faudrait remettre en état, s’il y a lieu, les voies d’accès temporaires aux pentes.

Les mesures de protection à envisager lorsqu’on extrait le pipeline de la pente devraient être semblables aux mesures utilisées au cours de sa pose. Il faut maintenir l’intégrité de la pente au cours des travaux d’enlèvement et même après. Si ces travaux exigent de creuser des niches ponctuelles, plutôt que d’ouvrir une tranchée, il faudrait évaluer la stabilité de toute la pente de même que des parages des niches. Il peut être nécessaire de réaménager des bermes de dérivation et des barrages de fossé pour empêcher le cheminement préférentiel de l’eau.

L’élaboration du plan de cessation d’exploitation devrait s’accompagner de consultations auprès des propriétaires et des exploitants d’autres pipelines, qui peuvent être touchés par la perturbation de l’emprise sur la pente. En outre, il faudrait consulter les autorités et les propriétaires fonciers afin de déterminer une période convenable de surveillance de l’emprise après l’enlèvement du pipeline. Normalement, elle serait de deux ans. Dans les programmes de restauration de la végétation, on devrait encourager l’utilisation d’une espèce végétale qui s’établit rapidement dans le mélange d’espèces utilisées et qui peut contribuer à la défense contre l’érosion à court terme; toutefois, il faut tenir compte de l’effet écologique de l’introduction d’une espèce non indigène. Il sera probablement nécessaire de faire approuver le mélange de semences par les autorités et les propriétaires fonciers. Au cours de l’enlèvement des conduites, un plan de désherbage devrait être adopté pour répondre aux éventuels motifs de préoccupation immédiatement après que la surface aura été perturbée.

3.8 Croisements de route, de voie ferrée ou d’installations de service public

Tous ces croisements ou traversées par un pipeline laissé sur place doivent faire l’objet de soins appropriés. Revêtent une importance particulière les accords sur le croisement de chemins de fer, de routes principales et secondaires, de chemins, d’autres pipelines, de lignes de transport d’électricité et de lignes de communication ainsi que les contraintes que ces infrastructures peuvent imposer au processus de cessation d’exploitation.

Les paramètres dont il faut alors tenir compte dans la sélection de la technique de cessation d’exploitation comprennent le diamètre de la conduite, les détails qui ont présidé à sa pose (y comprissa profondeur d’enfouissement), la tolérance à la subsidence, les répercussions du creusage, les répercussions sur d’autres dispositifs de protection cathodique (par exemple pour le croisement d’autres pipelines) et les plans de mise en valeur à long terme. On devrait accorder une attention spéciale à la vulnérabilité des croisements de route et de voie ferrée aux légères dépressions du sol qui pourraient résulter de toute subsidence reliée à la cessation d’exploitation. Existe également le risque de perturber la circulation sur ces routes et chemins de fer, tant au cours des travaux de cessation d’exploitation du pipeline que par la suite. On peut donc imposer des conditions plus rigoureuses, par exemple le remplissage du pipeline au croisement, au moyen de béton ou d’un autre matériau approuvé. De même, les croisements protégés par des gaines peuvent exiger un remplissage solide, même si la conduite en est retirée.^[7]

[7] Si cette conduite reste sur place, elle peut exiger, de même que l’espace annulaire entre elle et la gaine, un remplissage solide, dont la nécessité devrait être évaluée localement.

La bonne notification de l’existence et de l’emplacement précis du pipeline ou de l’installation de service public traversés est essentielle au maintien d’un climat de travail sécuritaire. Les exploitants de ces installations et des autres pipelines peuvent avoir établi des plans ou nourrir des attentes qui peuvent influer sur la conception et le moment de la cessation d’exploitation. Le point de croisement de ces installations ou de ces pipelines peut être préoccupant lorsque l’on enlève le pipeline, ce qui les prive d’appui; les travaux d’abandon sur place ou d’enlèvement peuvent nuire à leur bon fonctionnement. Ainsi, les discussions avec les services publics et les exploitants des pipelines permettront d’améliorer le plan de cessation d’exploitation et d’entreprendre la planification des mesures de protection.

Voici les principales étapes de l’évaluation et de la mise en oeuvre de la cessation d’exploitation en un point donné de croisement :

• examen des accords en vigueur à l’égard du croisement et détermination des modalités pouvant concerner l’abandon sur place ou l’enlèvement du pipeline;
• entrée en communication avec le service public ou l’exploitant du pipeline et négociation des modalités (d’ordre technique et juridique) de l’abandon sur place ou de l’enlèvement du pipeline;
• modification de l’accord en vigueur sur le croisement pour régler les modalités du plan de cessation d’exploitation;
• notification des travaux de cessation d’exploitation et des responsabilités connexes à toutes les parties touchées;
• obtention et enregistrement des autorisations nécessaires (par exemple des autorités, du service public dont l’installation est traversée et du propriétaire foncier);
• obtention de la localisation précise et de l’identification des pipelines et des installations de service public dans la région, grâce au concours d’organismes tel qu’Alberta First Call, avant le début des travaux d’enlèvement; notification des travaux effectués aux propriétaires;
• archivage des enregistrements permanents nécessaires du plan de cessation d’exploitation du pipeline auprès des parties intéressées (y compris les autorités chargées de la réglementation du pipeline, les services provinciaux centralisés à appeler avant de creuser, les groupes d’écologistes, les services d’enregistrement des titres fonciers, les systèmes d’enregistrement des pipelines et les parties touchées au point de croisement);
• si le pipeline est laissé sur place, inclusion, dans le plan de surveillance ultérieure, des exigences concernant l’inspection du croisement.

3.9 Renardage

La possibilité de renardage (cheminement préférentiel de l’eau) du fait de la cessation d’exploitation est préoccupante, puisque le phénomène peut mener à un drainage artificiel et au dépalcement de matières. Cette préoccupation est particulièrement importante lorsque le pipeline est laissé sur place, puisque l’eau finira par s’infiltrer dans la conduite à la faveur des perforations causées par la corrosion.

À moins que le cheminement de l’eau dans le pipeline ne soit interrompu, cela pourrait mener à des formes artificielles de drainage de secteurs tels que les muskegs, les fondrières ou les marécages, ce qui perturberait l’équilibre naturel de l’écosystème. De même, une dépression autrefois stable pourrait être massivement inondée par l’eau sortant d’un pipeline perforé. À ce problème peuvent s’ajouter la crainte de la contamination et le souci de protéger les terres humides. L’eau qui s’infiltre dans le pipeline laissé sur place risque d’entraîner avec elle tout contaminant résiduel, jusqu’à un point de sortie. Ce pourrait être un cours d’eau qui serait contaminé si la concentration et le volume de contaminants reçus sont suffisamment élevés. Il y a également risque de contamination du sol, selon la nature du contaminant transporté dans le pipeline.

Il faudrait installer dans le pipeline, à des distances convenables les uns des autres, des obturateurs pour s’assurer que les modifications touchant l’état des eaux de surface et des eaux souterraines n’entraîneront pas la circulation de l’eau d’un bout à l’autre du pipeline. Lorsque l’on détermine l’emplacement des obturateurs, il faudrait porter attention à l’accès au pipeline au cours de leur pose et aux effets que cela exercera sur la perturbation du sol. Lorsqu’un pipeline traverse un terrain humide, l’obturateur devrait être placé immédiatement en aval de ce terrain, pour en empêcher le drainage et, également, à un endroit convenable en amont, pour empêcher la contamination du terrain par de l’eau circulant dans le pipeline. Les obturateurs devraient être suffisamment longs pour que la corrosion en aval de l’obturateur n’entraîne pas l’admission de l’eau dans la conduite.

Sur les terrains en pente, l’eau pourrait s’infiltrer dans le pipeline à la faveur de perforations et en ressortir à des endroits inacceptables (par exemple, dans des terres agricoles ou dans des secteurs où l’érosion serait excessive). On devrait laisser l’eau sortir à des intervalles nombreux et en des endroits sciemment prévus à cette fin, afin de réduire au minimum les risques rattachés à l’écoulement de l’eau et à la perturbation des réseaux naturels de drainage. Le tableau ci-dessous explique à quel endroit habituellement on place les obturateurs.

Les obturateurs devraient adhérer aux parois de la conduite, être imperméables et non rétractables et pouvoir résister à la détérioration. Parmi les matériaux convenables, on trouve le coulis de ciment ou la mousse de polyuréthanne. Les obturateurs de terre imperméables peuvent aussi être une solution.

Si on enlève le pipeline, il faut empêcher ou interrompre le cheminement préférentiel de l’eau dans le matériau non tassé dont on remplit la tranchée. Les principes gouvernant l’emplacement des barrages de tranchée sont les mêmes que ceux qui gouvernent le choix de l’emplacement des obturateurs des pipelines laissés sur place.

3.10 Équipement associé

Lorsqu’on élabore le plan de cessation d’exploitation, on devrait prendre en compte le débranchement, l’enlèvement et l’élimination de l’équipement associé au pipeline, notamment :

• les claviatures et vannes au-dessus du sol;
• les claviatures et vannes souterraines de même que les éléments sortant du sol tels que la partie supérieure des robinets;
• les réservoirs souterrains;
• les gares de pistons racleurs;
• les colonnes montantes de pipeline;
• les réchauffeurs de conduites;
• les pots de purge;
• les buses d’accès au pipeline (par exemple pour les raccordements, les vannes, les chemisages, etc.);
• les poteaux servant aux tests cathodiques, les stations Fink, les redresseurs, les dispositifs de mise à la terre du pipeline (jusqu’à la profondeur d’un mètre);
• les réservoirs non souterrains et les bermes de retenue;
• les routes d’accès, les barrières et les clôtures;
• les blocs d’ancrage et les pieux d’acier;
• l’équipement divers tel que les antennes de radio, les immeubles, les clôtures, le câblage, l’équipement électrique et de équipement de surveillance des pentes.

Il est recommandé que tous les dispositifs en surface et enterrés (y compris les panneaux de signalisation) le long du tracé du pipeline à enlever soient également enlevés dans le cadre des travaux de cessation d’exploitation.

Pour les tronçons d’un pipeline à laisser sur place, on recommande d’enlever tout l’équipement associé en surface et enterré jusqu’à une profondeur d’au moins un mètre, à l’exception, en particulier, des panneaux de signalisation de l’emplacement de la conduite enterrée (c’est-à-dire marqueurs de lignes et balises aériennes). Ceci s’applique à l’équipement situé sur le terrain appartenant à l’exploitant de même qu’à l’équipement situé sur un terrain public ou privé faisant l’objet d’un bail de surface pour le seul pipeline.

On devrait immobiliser, bien marquer et enregistrer tout équipement laissé sur place, qui ne devrait pas poser de danger pour les gens, d’autres équipements, la faune et le bétail.

3.11 Coût de la cessation d’exploitation

Le coût global de la cessation d’exploitation d’un pipeline peut être considérable. On va des coûts traditionnels liés à la cessation d’exploitation aux coûts plus abstraits tels que l’image publique de l’entreprise et les coûts des conséquences pour l’environnement. Afin de prendre des décisions éclairées, il faut tenir compte de tous ces coûts.

Le coût de la cessation d’exploitation du pipeline dépend des ressources exigées pour réaliser le travail, de la valeur des matériaux récupérés, du degré exigé de la décontamination, de la remise en état (de même que de toutes les exigences connexes en matière de sécurité)^[81], et de nombreux autres facteurs. Le promoteur devrait également tenir compte des coûts découlant de la surveillance du lieu et de l’éventuelle décontamination, de même que des conséquences des travaux de cessationd’exploitation et de toutes questions litigieuses éventuelles. L’évolution du contexte de réglementation peut aussi donner lieu à des coûts imprévus pour dégager le propriétaire/exploitant de toute responsabilité après une période prescrite de surveillance.

[8] Par exemple, en Alberta, s’il faut obtenir une autorisation en vertu de l’EPEA, pour cesser d’exploiter un pipeline de classe I, il faut fournir un cautionnement au MPE avant la délivrance de l’autorisation. Le montant du cautionnement est déterminé d’après l’estimation du coût de la rémise en état.

Section 4 - Responsabilités consécutives à la cessation d’exploitation

Même lorsqu’il cesse d’exploiter un pipeline, le propriétaire/exploitant peut conserver un certain nombre de responsabilités. Plus précisément, il peut être tenu de faire en sorte que l’emprise et toute installation laissée sur place ne posent aucun problème. C’est pourquoi il faudrait inclure un programme de surveillance de l’emprise dans le plan des travaux qui suivent la cessation d’exploitation et en tenir compte dans le budget des coûts de cessation d’exploitation.

Les plans de surveillance varient d’un cas à l’autre, selon l’emplacement et la taille du pipeline, la forme d’utilisation des sols et les caractéristiques du terrain traversé par l’emprise (par exemple un terrain en pente ou le franchissement de plans d’eau). Lorsqu’on élabore un plan de surveillance, on devrait examiner soigneusement, pour chaque tronçon du pipeline que l’on se propose de cesser d’exploiter, l’effet de chaque problème posé par la cessation d’exploitation et décrit dans la section 3. Le plan devrait compoter des exigences précises pour la surveillance des environnements fragiles.

L’entretien de l’emprise devrait également être intégré dans le plan de surveillance ultérieur à la cessation d’exploitation, et son coût devrait être intégré, si c’est nécessaire, au budget des coûts de cessation d’exploitation. Comme on l’a fait observer à la section 3.2, le programme de remise en état visera normalement à s’assurer que l’emprise soit remise au moins dans l’état qui existait immédiatement avant le début des travaux de cessation d’exploitation et, dans la mesure du possible, dans l’état du terrain qui existait avant la pose du pipeline. Le degré dans lequel il faut maintenir l’emprise dans cet état dépend en grande partie du mode d’occupation des sols et de la vulnérabilité de l’environnement. Si la conduite est laissée sur place, le propriétaire/exploitant serait normalement tenu à l’entretien de la signalisation.

En outre, le propriétaire/exploitant peut être chargé d’actualiser l’information sur le pipeline après la cessation d’exploitation. Cette information devrait être inscrite dans un bilan, que l’on pourra consulter au besoin et remettre aux autorités responsables qui prendront sa relève, si cela est exigé par les règlements à venir. Ce bilan devrait comprendre les éléments suivants :

• tout permis prévu par les règlements et les conditions qui y sont rattachés (y compris le certificat de remise en état);
• toutes les particularités des installations reliées au pipeline et laissées sur place, y compris leur description physique, leur emplacement, l’épaisseur du revêtement, l’emplacement des obturateurs et les détails sur tout tronçon rempli d’un matériau solide;
• les copies de tous les accords antérieurs sur les points de croisement;
• l’enregistrement de toutes les surveillances aériennes consécutives à la cessation d’exploitation;
• l’enregistrement de tout affaissement de la conduite ou de l’écoulement de l’eau par la conduite, que l’on a observés après la cessation d’exploitation, grâce à la surveillance;
• l’enregistrement du changement d’état du pipeline relativement au plan de cessation d’exploitation d’origine (par exemple si des tronçons de conduite laissés sur place ont par la suite été enlevés);
• l’enregistrement de tout travail correctif effectué sur le pipeline après sa cessation d’exploitation;
• l’enregistrement de la contamination de tout endroit après la cessation d’exploitation et après les travaux de remise en état.

Le propriétaire/exploitant est également chargé de notifier l’abandon sur place du pipeline au propriétaire foncier, aux autorités municipales et aux autres parties concernées (par exemple les associations centralisant l’information, à appeler avant de creuser). Toute intervention de ces groupes devrait être enregistrée dans le journal susmentionné.

Enfin, tout pipeline laissé sur place devrait continuer de faire partie de tout programme provincial de liaison centraliser, pour l’appel à faire avant de creuser, de sorte que les tierces parties puissent être averties de l’exploitation ou de l’abandon des conduites qu’elles souhaitent faire localiser.

Enfin, il reste une question de taille à régler : qui devient responsable, si le propriétaire/exploitant devient insolvable ? À cet égard, l’industrie a créé un fonds en Alberta pour éponger le coût de la remise en état et de la cessation d’exploitation des puits de pétrole et de gaz orphelins et de certaines installations associées aux pipelines.

Annexe A - Règlements actuellement en vigueur

Consulter les trois tableaux qui suivent, pour avoir un aperçu des exigences réglementaires actuellement en vigueur à l’égard de la cessation d’exploitation des pipelines au Canada.

Annexe B - Liste de contrôle des opérations à exécuter au cours de la cessation d’exploitation

Annexe C - Questionnaire pour l’industrie

Dans la page qui suit, on trouvera copie du questionnaire sur l’abandon qui a servi à l’enquête auprès de l’industrie à l’automne 1995.

RENSEIGNEMENTS - CESSATION D’EXPLOITATION

Renseignements généraux

Propriétaire/exploitant : ___________________________________________________

Nom du pipeline : _____________________________ Construit le : _______________

Désignation cadastrale de : ________________________ à : ____________________

Longueur : _____ Diamètre extérieur : _____ Épaisseur de paroi : _____ Nuance : ____

Substances transportés : _________________________________________________

Revêtement (type) : externe : ___________________ interne : ___________________

Protection cathodique pour l’exploitation : courant imposé : _______ anodes : _______

Profondeur d’enfouissement de la conduite : __________________________________

Le pipeline a-t-il été construit dans des zones humides : oui _____ non _____

Existe-t-il des conditions de sol néfastes (salinité, acidité, par ex.) :
oui _____ non _____

Dans l’affirmative, de quels types :
______________________________________________________________________

Le pipeline croise-t-il des routes, voies ferrées, plans d’eau, etc. : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, de quels types :
______________________________________________________________________

Cessation d’exploitation

Date de cessation d’exploitation : ___________________________________________

Motifs de cessation d’exploitation : __________________________________________

État de la conduite au moment de la cessation d’exploitation :

corrosion externe : aucune __________  un peu ________ beaucoup ________
corrosion interne : aucune ___________ un peu ________ beaucoup ________

Travaux menés à la cessation d’exploitation :

Dans votre réponse, précisez s’il s’agit du pipeline entier ou de tronçons particuliers.

Nettoyage : ________________________________________________________

Critères de nettoyage : _______________________________________________

Fermeture soudée : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, à quelle fréquence : ___________________________________

Nombre de tronçons visés : ____________________________________________

Remplissage (N₂, béton, ciment, etc.) : _____ non _____

Dans l’affirmative, type : ______________________________________________

Croisement de routes/voies ferrées : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, comment s’est fait la cessation d’exploitation :
_________________________________________________________________

Franchissements de plans d’eau : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, comment s’est fait la cessation d’exploitation :
_________________________________________________________________

Pentes : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, comment s’est fait la cessation d’exploitation :
_________________________________________________________________

Bouchonnage : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, comment s’est fait la cessation d’exploitation :
_________________________________________________________________

Protection cathodique : conservée _____ abandonnée _____

Surveillance après la cessation d’exploitation

Type de surveillance : ___________________________________________________

Fréquence de surveillance : ______________________________________________

Résumé des constatations après surveillance : _______________________________
____________________________________________________________________

Depuis la cessation d’exploitation, est-ce qu’une étude sur la méthode de cessation d’exploitation a été faite pour en déterminer l’efficacité? ________________________
____________________________________________________________________

Est-ce que les feuilles d’alignement et les devis sont disponibles pour aider à repérer les sites de creusage possibles : oui _____ non _____

Depuis la cessation d’exploitation, savez-vous si :

a) la surface s’est tassée au-dessus de la conduite : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, précisez : __________________________________________

b) Circulation de l’eau dans la conduite : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, précisez : __________________________________________

c) Exposition de la conduite : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, précisez : __________________________________________

d) Contamination environnementale : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, précisez : __________________________________________

e) Autres problèmes : oui _____ non _____

Dans l’affirmative, précisez : __________________________________________

D’autres mesures de cessation d’exploitation ont-elles été prises depuis la cessation d’exploitation originale? oui _____ non _____

Dans l’affirmative, précisez : ______________________________________________
____________________________________________________________________

Autres commentaires : __________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________

Est-ce que votre compagnie prévoit de faire, durant l’été, des travaux d’excavation au-dessus ou près du pipeline qui n’est plus exploité? oui _____ non _____

Dans l’affirmative, précisez : ______________________________________________
____________________________________________________________________

Pour obtenir plus de renseignements, contacter :

Nom : ____________________________________________________________
Titre : ____________________________________________________________
Tél. : __________________________ Télécopieur : ________________________

Annexe D - Lignes directrices sur le nettoyage

D.1 Généralités

Il faudrait examiner les antécédents de l’exploitation du pipeline pour planifier les méthodes précises de nettoyage à appliquer avant la cessation d’exploitation. Les renseignements portant sur les paramètres tels que la composition des hydrocarbures ou du gaz, les modifications apportées aux conduites, les enregistrements du débit de fonctionnement, des anomalies et des interventions d’entretien peuvent donner un aperçu du travail supplémentaire qu’il faudra consacrer à l’élaboration d’un plan efficace de nettoyage du pipeline.

Le propriétaire/exploitant devrait s’assurer de l’existence de gares pour l’introduction et l’extraction des racleurs. Cela peut exiger l’emploi de montages temporaires. Si le pipeline fait partie d’un réseau plus vaste, le tronçon à laisser sur place devrait être physiquement débranché à la fin du processus de nettoyage.

Il faut établir tout au long des travaux des précautions de sécurité qui conviennent aux causes de danger que posent les produits au cours de l’exploitation (c’est-à-dire inflammabilité et explosibilité des hydrocarbures, toxicité des produits acides).

Dans le cas d’un gazoduc, on devrait purger ou torcher tout gaz résiduel dès que la pression interne du gazoduc a été réduite au minimum possible à l’aide des installations d’exploitation ou d’un compresseur de soutirage. Le gaz résiduel devrait faire l’objet d’une surveillance pour déceler la présence de liquide.

Dans le cas d’un oléoduc, il faudrait, avant d’interrompre le débit, faire parcourir la conduite par un nombre suffisant de racleurs afin d’enlever le gros de toute matière solide ou le gros des accumulations paraffiniques. Comme le montre la figure ci-dessous, on insère entre deux racleurs une quantité d’hydrocarbures aux propriétés dissolvantes, par exemple du carburant diesel ou du condensat. C’est la méthode recommandée à cette fin. On devrait répéter l’opération jusqu’à ce que l’on ne puisse plus déceler de matières solides sur les racleurs retirés des conduites à la gare d’extraction.

Figure D-1
Nettoyage initial, en service, d’un oléoduc

Un nettoyage chimique spécial peut être exigé si la méthode habituelle décrite ne donne pas de résultats, si le pipeline est réputé renfermer des quantités inhabituellement élevées de contaminants ou s’il faut satisfaire à des normes de propreté inhabituellement rigoureuses. Il faut prendre des précautions spéciales lorsque l’on ouvre le pipeline, pour maîtriser les risques d’inflammabilité, d’explosibilité et de toxicité rattachés aux vapeurs (par exemple les composés dangereux tels que le benzène).

D.2 Méthodes de nettoyage d’un gazoduc

On devrait faire parcourir le pipeline à un racleur de caoutchouc rigide (à vitesse constante, conforme aux recommandations du fabricant du racleur) en utilisant de l’azote ou un autre gaz inerte pour empêcher la formation de mélanges explosifs. Le racleur peut pousser les liquides libres dans le tronçon en aval du pipeline. On peut aussi les collecter dans un réservoir de retenue, conçu et isolé selon les lignes directrices locales en vigueur pour une élimination conforme aux lois ou règlements locaux en vigueur. On devrait répéter l’opération jusqu’à ce que l’on ne puisse plus déceler, par inspection visuelle, la présence de liquides libres. On devrait, dans les parties les plus basses du pipeline, vérifier la collecte de liquides ou d’autres contaminants.

Après ces premiers travaux de raclage, on devrait vérifier la propreté du pipeline. Si la contamination est évidente, on devrait répéter le raclage au moyen d’un piston de solvant situé entre deux racleurs. Comme dans le cas des liquides libres, le solvant doit être collecté dans un bassin de retenue et éliminé conformément aux lois ou aux règlements locaux. Les émanations de solvant devraient être purgées en présente d’azote ou d’un gaz inerte semblable.

D.3 Méthodes de nettoyage d’un oléoduc

Après un premier nettoyage en service, on devrait effectuer un nettoyage final, dans le contexte de l’évacuation de la conduite. Ordinairement, la marche à suivre est celle que l’on donne dans le paragraphe suivant, malgré les nombreuses variantes à prendre en considération. Les experts-conseils qui connaissent bien le nettoyage des installations contaminées peuvent donner des conseils et fournir des plans qui s’appliquent dans des circonstances normales et inhabituelles.

On pousse un piston d’hydrocarbures dissolvants (condensats ou carburant diesel, par exemple) dans le pipeline, entre deux racleurs de caoutchouc rigide, à une vitesse constante, au moyen d’un gaz inerte tel que l’azote. On peut ajouter beaucoup d’autres additifs ou agents chimiques de traitement. Comme règle empirique, il faudrait calculer le volume pour réduire la durée de contact entre la paroi et le liquide à au moins 5 à 10 minutes, selon l’efficacité du nettoyage initial en service.

Pour ce qui concerne les conduites incrustées ou sur lesquelles s’est fixée une accumulation importante de paraffine, on peut envisager d’augmenter le volume de solvant précédant le premier racleur. On devrait augmenter les temps de contact si la longueur de la conduite est excessive, puisque les hydrocarbures peuvent saturer le solvant avant la fin de l’opération. Le diagramme ci-dessous montre la séquence de mouvement dans le pipeline. À la fin, le solvant et les hydrocarbures sont poussés dans un autre tronçon du pipeline ou collectés dans un bassin de réception en vue d’être éliminés.

Figure D-2 - Nettoyage et évaluation finals des pipelines de transport de produits liquides

On devrait répéter ce raclage s’il subsiste des signes de la présence de liquides et de contaminants sur la paroi de la conduite, qui excèdent les critères établis de propreté. On peut estimer l’efficacité du nettoyage en prélevant des échantillons près de la queue du lot, à son passage, à des intervalles approximatifs de 25 km, puis en analysant ces échantillons pour calculer la teneur en hydrocarbures. On peut aussi exercer un contrôle qualitatif et quantitatif des hydrocarbures dissolvants expulsés de la conduite et les comparer avec le liquide injecté.

Annexe E - Bibliographie

Nous avons consulté les sources ci-après lors de la préparation du présent document de travail. On peut se procurer des exemplaires des études commandées par le Comité directeur sur la cessation d’exploitation des pipelines auprès de l’Association canadienne des producteurs pétroliers, de l’Association canadienne des pipelines de ressources énergétiques, de l’Alberta Energy and Utilities Board et de l’Office national de l’énergie.

Études commandées par le Comité directeur sur la cessation d’exploitation des pipelines

1. Roberts Thorne, Wendy E., Basso, Anne C., Sukhvinder, K. Dhol, Identification and Assessment of Trace Contaminants Associated with Oil and Gas Pipelines Abandoned in Place, Topical Report, Biophilia Inc., 1996.

2. Webster, R.D., Pipeline Corrosion Evaluation, Topical Report, Corrpro Canada, Inc., 1995.

3. Saunders, R., Preliminary Geotechnical Assessment of Pipeline Subsidence Phenomena, Topical Report, Geo-Engineering Ltd., 1995.

4. H.R. Heffler Consulting Ltd. et Tera Environmental Consultants (Alta.) Ltd., Environmental Issues Concerning Pipeline Abandonment, Topical Report, 1995.

Correspondance avec les Comités sur la cessation d’exploitation

5. Lettre datée du 29 janvier 1995 de Pipe-Line Montréal Limitée, accompagnée de l’historique d’un pipeline de 323,9 mm de diamètre laissé sur place en 1984.

6. Lettre datée du 2 novembre 1995 de Pipelines Trans-Nord Inc., décrivant l’historique d’un pipeline de 219,1 mm de diamètre, appelé latérla Ottawa, dont des tronçons ont été laissés sur place entre 1968 et 1987.

Autres sources

7. Office national de l’énergie, Document d’information sur la valeur de récupération négative, septembre 1985.

8. Willatt, R.M., Abandonment of the Angle Bay-Llandarcy Cross Country Pipeline, Pipeline Industry Guild et al Pipeline Management 90 Symposium Proceedings, Paper No. 16, London, Angleterre, 13-14 juin 1990.

9. Cooper, M.W., The Abandonment of Offshore Pipelines, Pipelines International, vol. 35, n^o 4, pp 15-20, juillet-août 1990.

10. Starsmore, R.P., History of a Wet Gas Transportation Pipeline from Design through to Decommissioning, Pipelines International, vol. 35, n^o 4, pp 11-14, juillet-août 1990.

11. O’Donoghue, A., Characteristics and Performance of Conventional Cleaning Pigs, Pipelines International, vol. 38, n^o 5, pp 17-21, septembre-octobre 1993.

12. Anderson, S., Environmental and Safety Implications, IBC Technical Services Ltd. Decommissioning & Removal of Offshore Structures Conference Proceedings, Londres, Angleterre, 15-16 septembre 1993.

13. Keys, M. S., Evans, R., Gel Pig Technology Used In Pipeline Conversion, Pipeline Gas Journal, vol. 220, n^o 3, pp. 26-28,30,33, mars 1993.

14. Linz, D.G., Woodyard, J.P., Geer, E. C., New Understandings in Prediction and Control of PCB (Polychlorinated Biphenyl) Migration in Gas Pipelines, Industrial Gas Technology Hazardous & Environmentally Sensitive Waste Management in the Gas Industry Conference Proceedings, Albuquerque, New Mexico, 20-22 janvier 1993.

15. Walsh, F.J., PCB Contaminated Gas Pipeline Risk Assessment, Topical Report, Roy F. Weston Inc., 1993.

16. Robinson, G., PCB (Polychlorinated Biphenyl) Site Investigation Adopts Efficient Sampling Strategy, Pipe Line Industry, vol. 75, n^o 2, pp. 51-55, février 1992.

17 Liebs, L. H., PCBs (Polychlorinated Biphenyl) in the Natural Gas Industry, Industrial Gas Technology Hazardous & Environmentally Sensitive Waste Management in the Gas Industry Conference Proceedings, Albuquerque, New Mexico, 20-22 janvier 1993.

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19. Van Everdingen, R. O., Potential Interactions Between Pipelines and Terrain in a Northern Environment, Technical Bulletin - Direction des eaux intérieures, Canada, n^o 114, 1979.

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22. LaShier, R., The TSCA PCB Regulations and Their Effect on Pipeline Removal and Abandonment Programs, American Gas Association 1989 Operating Section Proceedings, Report No. CONF-8905185--, Technical Paper 89-DT-61, American Gas Association, Arlington, Virginia, 1989.

23. Norman, S., Fiscal Issues of Abandonment, IBC Technical Services Ltd. Decommissioning & Removal of Offshore Structures Conference Proceedings, Londres, Angleterre, 15-16 septembre 1993.

24. Metcalf, R., The Legal Requirements For Abandonment, IBC Technical Services Ltd. Decommissioning & Removal of Offshore Structures Conference Proceedings, Londres, Angleterre, 15-16 septembre  .

25. Fjelsa, O., Decommissioning and Removal in Norway, IBC Technical Services Ltd. Decommissioning & Removal of Offshore Structures Conference Proceedings, Londres, Angleterre, 15-16 septembre 1993.

26. Joy, M.F., Major Federal Legislative Initiatives Affecting the Industry, API Pipeline Conference Proceedings, Houston, Texas, 7-8 avril 1992.

27. Sharp, W.R., Offshore Pipeline Abandonment, Gas Engineering and Management, vol. 30, n^o 1, janvier 1990.

28. Huntington, A.A., A Practical Look at UK Pipeline Abandonment Legislation, Pipelines International & Aberdeen University - Pipelines & the Environment Conference Proceedings, Bournemouth, Angleterre, 8-10 mars 1988.

29. Butler, W.C.F., UK Abandonment Policy : Development and Implementation, ASS Offshore Diving Contract et al Offshore Abandonment & Removal International Conference Proceedings (OAR ’90), Aberdeen, Écosse, 27-29 mars 1990.

30. U.K. Department of Trade and Industry, Abandonment of Offshore Installations and Pipelines under the Petroleum Act 1987 : Guidance Notes for Industry (Consultative Document), 4 mai 1995.

Date de modification :

2023-05-12