ARCHIVÉ - Maritimes and Northeast Pipeline Management Ltd. - Rapport de vérification OF-Surv-OpAud-M124 01 - Annexe I : Tableau d'évaluation de la vérification du programme de gestion de l'intégrité de M&NP

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Annexe I :
Tableau d'évaluation de la vérification du programme de gestion de l'intégrité de M&NP

1.0 POLITIQUE ET ENGAGEMENT

1.1 Énoncés de politique et d’engagement

Attentes : La société doit avoir une politique approuvée et acceptée par la haute direction (la politique), qui doit comprendre des buts et objectifs et viser à améliorer le rendement de la société.

Références :[1]
Articles 4, 47 et 48 du RPT-99
Articles 10.2.2 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
L’exploitant applique le document du Programme de gestion de l’intégrité (PGI) de Maritimes and Northeast Pipeline (M&NP), daté du 31 mars 2010, qui comprend la section 2 - Politiques, objectifs et organisation de la société. La sous-section 2.1 renferme une description de la politique et des objectifs des plans à court terme (d’un à quatre ans) et à long terme (de cinq à dix ans) en ce qui concerne tous les aspects du programme reliés à l’intégrité, notamment la détermination des dangers et les activités d’inspection, d’enquête et d’entretien pour tous les pipelines visés dans la portée du document. La politique du PGI est approuvée et acceptée par la haute direction. Il y a également le comité de surveillance de l’intégrité des pipelines (CSIP), qui a pour mandat d’administrer le PGI pour l’ensemble des pipelines réglementés au Canada. Le CSIP est composé de membres de la haute direction, dont : le directeur, Intégrité des pipelines (Houston), le directeur, Conception des pipelines (Houston), le directeur, Services métallurgiques (Houston), le directeur, Conformité de l’exploitation (Houston), le directeur, Exploitation des installations (Houston), le directeur, Opérations techniques (région Sud-Est), et le directeur, Opérations techniques (région Nord-Est).

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a une politique d’amélioration continue qui est diffusée dans l’ensemble de l’organisation.

Statut de conformité : Conforme

[1] Dans ce tableau, chaque référence renferme des exemples d’« exigences juridiques » applicables à chaque élément mais ne comprend pas nécessairement de liste exhaustive de toutes les exigences juridiques applicables.

2.0 PLANIFICATION

2.1 Détermination des dangers, évaluation et maîtrise des risques[2]

Attentes : La société doit être en mesure de démontrer qu’elle a une procédure pour déterminer tous les dangers possibles. Elle doit évaluer le degré de risque lié à ces dangers. Elle doit être en mesure de fournir les motifs justifiant l’inclusion ou l’exclusion de risques possibles pour l’environnement, la sûreté, l’intégrité et les croisements, ainsi que de programmes de sensibilisation, de gestion et de protection en cas d’urgence (programmes de gestion et de protection). La société doit être en mesure de mettre en oeuvre des mesures destinées à atténuer ou éliminer le risque.

Références :
Paragraphe 4(2) et articles 39, 40 et 41 du RPT-99
Articles 10.2, 10.3.1.1(d), 10.14.1(a) et (b) et 16.2 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La section 8 - Détermination des dangers et contrôle du document PGI de M&NP dresse un sommaire des dangers considérés comme pertinents dans le cadre de l’exploitation. Les dangers relevés servent de données de base à un logiciel d’évaluation du risque commercial (RiskAnalyst) offert et administré par Dynamic Risk Assessment Systems, Inc. M&NP a fractionné son réseau pipelinier en segments logiques et logistiques (de la vanne jusqu’à la station de détente de pression (SDP) et de la SDP jusqu’à la vanne d’extrémité du gazoduc). Cette segmentation dynamique permet à M&NP de calculer les valeurs de risque de chacun des segments de façon à pouvoir comparer le risque global d’un segment à un autre. Les sources de danger saisies dans le programme sont notamment : la corrosion interne, la corrosion externe, la fissuration par corrosion sous contrainte, la fabrication, la construction, l’équipement, les forces extérieures et les forces liées à la météo.

La section 8.3.2 - Corrosion interne du PGI stipule que [TRADUCTION] « tous les réseaux pipeliniers de gaz naturel exploités par la société sont conçus pour transporter du gaz sec et ils sont surveillés et entretenus pour prévenir la corrosion interne, tel qu’énoncé dans les procédures de la société. La corrosion interne n’est pas considérée en ce moment comme une menace crédible pour le réseau pipelinier de la société. »

Toutefois, les inspections internes menées dans le passé ont révélé que, même si les pipelines transportent du gaz sec (5-7#/MMSCF) et sont surveillés pour déceler la présence d’eau et d’autres agents corrosifs éventuels, certains pipelines présentaient des anomalies internes. Ce sont notamment le pipeline qui va de la SDP de Saint John à la raffinerie Irving, les latéraux en zone rurale de Saint John, le latéral Point Tupper et le latéral Moncton. Les anomalies les plus graves pourraient se trouver dans le latéral Point Tupper qui, selon le fournisseur du matériel d’inspection interne, présentait un taux de détérioration du métal à l’intérieur de 30 %, mais qui, après excavation, s’est avéré présenter un taux de détérioration de 23 %. Le rapport d’inspection du pipeline et du revêtement (formulaire 7T-33AW daté du 20 mai 2009) indiquait que [TRADUCTION] « l’anomalie constatée lors de l’inspection était un défaut interne d’usine et/ou du fabricant » et que l’humidité et la présence d’agents corrosifs n’étaient pas un facteur contributif de la corrosion interne constatée. Néanmoins, M&NP a évalué l’anomalie en se basant sur la méthode B31G modifiée, la méthode de l’aire effective et la méthode B31G pour déterminer la pression d’exploitation sécuritaire par rapport à la pression d’exploitation réelle.

De plus, le logiciel RiskAnalyst a produit des valeurs de corrosion interne variant entre 0,09 sur le latéral Moncton à 1,68 sur la canalisation 10 (la canalisation principale). Ces valeurs sont exprimées sur une échelle de 1 à 10. À prime abord, ces valeurs apparaissaient préoccupantes car elles représentent une probabilité de défaillance due à la corrosion interne. L’examen de l’algorithme de Dynamic Risk Assessment Systems, Inc. à la section 2.4 - Corrosion interne du PGI a révélé que ces valeurs sont un résumé de tous les segments et de toutes les données de sortie de l’algorithme. Même si l’Office n’a pas obtenu de ventilation détaillée de chaque segment et des valeurs de l’algorithme, les personnes interviewées ont indiqué que les résultats découlaient principalement du facteur de multiplication de l’atténuation, qui utilise le temps écoulé depuis la dernière inspection interne, le dernier test hydrostatique ou la dernière évaluation directe de la corrosion interne. En conséquence, les chiffres générés par le logiciel ne reflètent pas strictement une probabilité mécaniste de corrosion interne due à la présence d’eau libre, de gaz acide (dioxyde de carbone/sulfure d’hydrogène) ou de corrosion due à une influence microbiologique. En ce qui concerne les valeurs de corrosion interne produites par le logiciel dont le maximum atteignait 1,68, cette valeur se trouve dans la partie inférieure de la grille d’évaluation des risques de la société (section 9 - Évaluation des risques, figure 4 - Grille des risques), dont la plage de valeurs varie de 0,00 à 1,99. En conséquence, l’exploitant considère minime le risque dû à la corrosion interne.

L’équipe de gestion de l’intégrité a reconnu la possibilité de corrosion interne et elle s’est engagée à mettre en oeuvre un programme de surveillance de la corrosion pour tous les pipelines. Le programme suivrait la méthode d’exploitation standard (MES), volume 2, Corrosion, 2-3010 Surveillance et atténuation de la corrosion interne, qui comprend le raclage d’entretien et l’analyse des dépôts pouvant résulter du raclage du pipeline. Le programme de raclage aurait une fréquence visée de deux fois par an par tronçon de pipeline, mais la fréquence pour chaque pipeline serait ultérieurement ajustée d’après son évaluation. L’équipe de gestion de l’intégrité a également indiqué que lors de l’harmonisation et la révision du PGI, la section 8.3.2 - Corrosion interne ferait l’objet de la révision suivante [TRADUCTION] « la corrosion interne n’est pas considérée comme une menace crédible » pour tenir compte du fait qu’il existe des preuves que la corrosion interne devrait être prise en considération et atténuée. Sur la foi des preuves qui lui ont été présentées durant l’audit, l’Office est d’avis que la corrosion interne sera surveillée et atténuée de manière adéquate.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un programme pour déterminer les dangers et le risque qui y est associé et pour atténuer le risque de manière adéquate.

Statut de conformité : Conforme

[2] Danger : Source ou situation susceptible de causer un préjudice (blessure ou maladie, dommages matériels, dommages au milieu de travail, ou une combinaison de ceux-ci). Risque : Combinaison de la possibilité qu’un aléa donné se produise et des conséquences potentielles pouvant y être associées.

2.2 Exigences juridiques

Attentes : La société doit avoir un processus vérifiable pour identifier les exigences juridiques et les intégrer dans ses programmes de gestion et de protection. Elle doit avoir une méthode documentée pour recenser et résoudre les situations de non-conformité liées aux exigences juridiques, méthode qui prévoit notamment la mise à jour, au besoin, des programmes de gestion et de protection.

Références :
Articles 4, 6 et 40 et paragraphe 41(1) du RPT-99
Article 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Le manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien de M&NP, section 00 - Avant-propos, reconnaît les codes et règlements applicables aux pipelines, y compris les codes au Canada et aux États-Unis. La section 1.1 du PGI de M&NP précise que [TRADUCTION] « Ce programme de gestion de l’intégrité a été élaboré conformément aux directives de l’annexe N de la norme CSA Z662-07 et au Règlement de 1999 sur les pipelines terrestres ». Bien que l’annexe N de la norme CSA Z662-07 ne soit pas une exigence obligatoire pour les pipelines réglementés par l’Office national de l’énergie, l’adoption volontaire des directives qu’elle renferme sur les programmes de gestion de l’intégrité permet d’avoir un cadre global pour la structure et l’évaluation du PGI de M&NP. L’exploitant utilise des méthodes d’exploitation standard, qui décrivent son PGI dans le détail. Ces MES sont révisées à l’aune de toutes les exigences réglementaires et toutes les pratiques exemplaires applicables auxquelles il est assujetti.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a identifié ses exigences juridiques et qu’il a intégré ses exigences réglementaires au PGI.

Statut de conformité : Conforme

2.3 Buts, objectifs et cibles

Attentes : La société doit avoir des buts, des objectifs et des cibles quantifiables en ce qui concerne les risques et les dangers liés à ses installations et ses activités (c.-à-d., construction, exploitation et entretien). Les objectifs et les cibles doivent être mesurables et conformes à la politique et aux exigences juridiques et comporter entre autres idéalement des initiatives de prévention et d’amélioration continue, s’il y a lieu.

Références :
Articles 40, 47 et 48 du RPT-99
Articles 10.2.2(h)(ii) et 10.14.1 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La section 2 - Politique, objectifs et organisation de la société, et la sous-section 2.1 - Politique et objectifs du PGI précisent que [TRADUCTION] « les objectifs de l’intégrité des pipelines sont établis dans le cadre d’un processus continu visant à élaborer des plans et budgets à court terme (d’un à quatre ans) et à long terme (de cinq à dix ans) pour toutes les activités liées à l’intégrité (élaboration du programme, établissement des dangers, inspection, enquête et entretien) de tous les pipelines visés par la portée du présent document ».

La section 2.3, sous-section 2.3.2 - Mesures de rendement du PGI, décrit le plan de rendement de M&NP qui détermine si les objectifs du PGI ont été atteints et si l’intégrité des pipelines s’améliore. L’analyse des données de rendement, qui sont recueillies chaque semestre, révèle que le PGI est mis en oeuvre comme prévu. Les rapports sur le rendement de 2006 à 2009 inclusivement ont été examinés et jugés conformes aux attentes de l’audit.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer que ses buts, ses objectifs et ses cibles améliorent son PGI.

Statut de conformité : Conforme

3.0 MISE EN OEUVRE

3.1 Structure organisationnelle, rôles et responsabilités

Attentes : La société doit avoir une structure organisationnelle propre à assurer le bon fonctionnement de ses programmes de gestion et de protection. Elle doit avoir des rôles et responsabilités clairement définis, dont des responsabilités liées à l’élaboration, la mise en oeuvre et la gestion des programmes de gestion et de protection.

Références :
Articles 40, 47 et 48 du RPT-99
Articles 10.2.1, 10.2.2(b) et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La structure organisationnelle et les rôles et responsabilités sont décrits en détail dans plusieurs documents. La section 2.2 du PGI de M&NP - Administration du PGI et responsabilités afférentes, et la sous-section 2.2.1 - Comité de surveillance de l’intégrité des pipelines, donnent une description sommaire des relations fonctionnelles qui existent à l’égard du PGI.

La Section 00, Référence 05, du manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien de l’exploitant décrit également la structure organisationnelle de l’exploitation globale des pipelines, y compris celle de la direction et du personnel sur le terrain, et elle établit les rapports hiérarchiques entre les différents niveaux de personnel et les liens d’interdépendance entre les diverses fonctions de travail.

Douze organigrammes ont été fournis qui délimitent la structure et les rapports hiérarchiques, y compris les rôles et responsabilités à l’égard du PGI. Les personnes interviewées responsables du PGI ont montré qu’elles étaient pleinement conscientes de leurs responsabilités à l’égard de l’élaboration, de la mise en oeuvre et de la gestion des divers aspects du PGI.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a une structure organisationnelle lui permettant de mettre en oeuvre son PGI de manière adéquate tel qu’il a été conçu.

Statut de conformité : Conforme

3.2 Gestion du changement

Attentes : société doit avoir un programme de gestion du changement, qui doit inclure :

  • l’identification des changements susceptibles d’avoir une incidence sur les programmes de gestion et de protection;
  • la documentation des changements;
  • l’analyse des répercussions des changements, notamment des nouveaux risques ou dangers ou encore des nouvelles exigences juridiques.

Références :
Article 6 du RPT-99
Article 10.2.2 (g) de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La section 6 du manuel du PGI - Gestion du changement énonce les exigences relatives au PGI; elle fait état des changements de nature physique, procédurière, technique et organisationnelle qui sont susceptibles d’avoir une incidence sur le réseau pipelinier. Le processus de gestion du changement de l’exploitant expose en détail les types de changements qui pourraient influer sur le réseau pipelinier, ainsi que les éléments déterminants de la gestion du changement. La section 6.3.1 du PGI énonce les rôles et responsabilités à l’égard de la gestion du changement au sein de l’organisation d’un point de vue fonctionnel, en plus d’inclure le schéma d’un processus de gestion du changement qui décrit les liens réciproques qui existent entre les rôles et les responsabilités.

L’annexe 2 du PGI renferme les instructions à suivre pour remplir le formulaire d’enregistrement d’un changement (figure 6), alors que les responsabilités fonctionnelles et le déroulement chronologique des procédures sont énoncés à l’annexe N.8.1. Bien que l’article 10.2.2(g) de la norme CSA Z662-07 exige un processus (général) de gestion du changement, l’exploitant a volontairement choisi d’incorporer dans son PGI les articles N.8.1 et N.8.2 de l’annexe N de la norme CSA Z662-07, qui comprennent des exigences plus spécifiques et plus détaillées en matière de gestion du changement. À un échelon plus local, la réunion annuelle d’examen de la corrosion de l’exploitant permet de cerner les éléments qui nécessitent un changement, de déterminer le type de mesures correctives requises et d’assurer le suivi et résoudre les problèmes de gestion du changement liés à l’intégrité.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un processus

Statut de conformité : Conforme

3.3 Formation, compétence et évaluation

Attentes : La société doit avoir un programme de formation documenté à l’intention des employés et des entrepreneurs visés par ses programmes de gestion et de protection. Elle doit informer les visiteurs se rendant à ses sites d’entretien des pratiques et procédures à suivre. La formation doit inclure l’information sur les politiques propres aux programmes. Elle doit aussi notamment inclure les exigences en matière de protection civile et d’intervention environnementale, ainsi que les conséquences en cas de non-respect de ces exigences. La société doit déterminer les niveaux de compétence requis des employés et des entrepreneurs. La formation doit permettre d’évaluer la compétence pour s’assurer que les exigences en matière de connaissances souhaitées sont respectées. Les programmes de formation doivent comprendre : des procédures de gestion des dossiers, des méthodes visant à actualiser la formation du personnel, et des exigences et normes pour donner suite aux situations de non-conformité relevées quant aux exigences de formation.

Références :
Articles 4, 18, 29 et 46 du RPT-99
Articles 10.2, 10.5 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La section 5 - Compétence et formation du PGI reconnaît la nature de plus en plus complexe des réseaux pipeliniers et de leurs exigences en matière d’entretien, d’inspection et de surveillance. L’exploitant reconnaît également que les employés associés au programme d’intégrité des pipelines doivent posséder des compétences hautement spécialisées et qu’ils devront prouver qu’ils ont les compétences nécessaires dans les domaines de leur responsabilité.

L’exploitant a classé le personnel associé à la planification et à l’exécution du PGI en deux catégories : les fournisseurs de services généraux et les fournisseurs de services essentiels. Les premiers représentent le personnel lié aux activités générales et les seconds le personnel affecté à l’exécution d’activités spécialisées d’inspection et d’entretien. Les exigences en matière de compétences techniques pour les deux catégories de personnel reposent sur une analyse de la participation actuelle ou prévue d’un employé aux aspects de base ou spécialisés des activités du PGI. À la suite de l’analyse et de l’évaluation des besoins en formation de base, la conception et la planification de la formation sont effectuées régulièrement et des séances de formation sont planifiées au moins une fois l’an.

La formation et la qualification des fournisseurs de services essentiels s’adressent au personnel de l’exploitant, aux fournisseurs et aux entrepreneurs. Elles portent notamment sur les éléments suivants : inspection interne, évaluations de l’ingénierie et des risques, essais non destructifs, enquêtes sur la corrosion et la fissuration par corrosion sous contrainte, évaluations des défauts mécaniques ou des matériaux, réparation des défauts de pipeline, renouvellement du revêtement sur le terrain, piquage sur conduite en charge et soudure d’entretien. Lorsque les normes de l’industrie ou les certifications sont un facteur à prendre en compte dans la qualification et l’évaluation de la compétence, l’exploitant inclut ces exigences pour son personnel ou ses contractuels, notamment les désignations comme les associations d’ingénieur professionnel, les certifications d’ingénieur technicien ou de technologue , les fournisseurs de services d’essai non destructifs (END) ayant le niveau II ou III de l’Office des normes générales du Canada (ONGC) en évaluation magnétoscopique, radiographique ou par ultrasons.

Les gestionnaires de l’exploitant responsables du PGI sont tenus de fournir le soutien nécessaire tant aux formateurs qu’aux stagiaires en matière de matériel, de logiciels et d’occasions d’exercer leurs compétences. Le programme d’audit dont il est question à la section 15.4 du PGI doit confirmer l’efficacité du programme de formation et veiller à ce que les objectifs et les résultats escomptés du programme de formation aient été atteints. Les documents et dossiers relatifs au programme de formation suivi par tous les employés sont conservés aux bureaux locaux.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer que son PGI comporte un programme de formation pour son personnel et ses entrepreneurs.

Statut de conformité : Conforme

3.4 Communication

Attentes : La société doit avoir un ou des processus de communication appropriés, efficaces et documentés pour :

  • informer toutes les personnes associées à ses installations et activités (les personnes intéressées) des buts et des objectifs de ses programmes de gestion et de protection ainsi que des politiques qui les gouvernent et des engagements qu’ils supposent;
  • informer et consulter toutes les personnes intéressées à propos des questions liées à son exploitation;
  • répondre aux communications émanant des intervenants externes;
  • communiquer aux personnes intéressées les exigences juridiques et autres liées aux programmes de gestion et de protection;
  • communiquer aux personnes intéressées les rôles et responsabilités rattachés au programme.

Références :
Articles 4, 18, 28, 29, 40, 47 et 48 du RPT-99
Articles 10.2.2 (d) et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Le PGI comprend des sections documentant des aspects pertinents de ses programmes d’intégrité. Les sections qui concernent essentiellement la communication sont : section 1 - Portée du PGI; section 2 - Politiques, objectifs et organisation de la société; sous-section 2.2.2.6 - Équipes des documents administratifs/techniques/réglementaires avec huit tableaux illustrant les rôles et responsabilités fonctionnels; sous-section 2.3.2 - Mesures de rendement; section 3 - Méthodes de documentation et d’information; section 6 - Plan de gestion du changement incluant les responsabilités prévues au tableau 2 en matière d’approbations des changements; section 11 - Planification du programme de gestion de l’intégrité.

Le document du PGI, outre les méthodes d’exploitation standard (MES), fournit suffisamment de détails pour permettre une mise en oeuvre efficace des éléments du PGI et pour que les activités d’inspection, de mesure, de surveillance et d’entretien puissent être exécutées selon les spécifications de l’exploitant.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a une communication efficace pour informer toutes les personnes intéressées des activités reliées à son PGI.

Bien que plusieurs mécanismes internes et externes aient été mis en place pour communiquer les problèmes liés à l’intégrité, l’exploitant n’a pas été en mesure de démontrer qu’il a mis en oeuvre un plan de communication formel qui précise le mode de diffusion des divers types d’information aux parties touchées. Même si les entrevues ont confirmé qu’il existe bel et bien une communication par le truchement des réseaux techniques et par les moyens mentionnés plus haut, l’exploitant ne peut pas s’assurer, sans un plan de communication formel, que toutes les parties prenantes et intéressées reçoivent l’information appropriée au moment opportun.

L’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a des processus de communication adéquats en ce qui concerne l’information liée à l’intégrité. L’Office recommande que l’information liée à l’intégrité du réseau soit incluse dans un plan de communication formel.

Statut de conformité : Conforme avec recommandation

3.5 Documents et contrôle des documents

Attentes : La société doit avoir des documents où sont décrits les divers éléments de ses programmes de gestion et de protection - s’il y a lieu. Ces documents doivent être examinés et révisés à intervalles réguliers et planifiés d’avance. Ils doivent être révisés sans délai lorsque des changements s’imposent en raison d’exigences juridiques, sinon tout défaut d’apporter les changements sans délai risque d’entraîner des conséquences fâcheuses. Les programmes de gestion et de protection de la société doivent comprendre des procédures pour contrôler les documents et les données concernant les risques relevés dans l’élément 2.0.

Références :
Articles 4, 27, 47 et 48 du RPT-99
Articles 10.2.2(e) et (f), 10.3.1.1(d) et 10.14.1 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
L’exploitant a reconnu que le raclage est une opération dangereuse dans son manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien, section 04 - Nettoyage, essais et purge, référence 05 - Raclage de pipeline - Généralités, qui précise que [TRADUCTION] « le raclage est une opération extrêmement dangereuse lorsqu’il n’est pas exécuté dans les règles de l’art ». Le point 3 de ce document précise que [TRADUCTION] « le sas de racleur est un appareil sous pression. L’ouverture de la porte doit être effectuée avec un soin extrême car l’énergie stockée dans le gaz à haute pression est suffisante pour faire sortir la porte de ses gonds et éjecter le racleur à grande vitesse. Il incombe à l’équipe de raclage de s’assurer que le sas est complètement ventilé, car il s’agit là d’un facteur important de sa sécurité personnelle. »

La MES, volume 1 - Pipeline, Procédure numéro 1-5030, précise que [TRADUCTION] « les procédures suivantes relatives au passage des racleurs ont un caractère uniquement général; le personnel d’exploitation doit élaborer et mettre en oeuvre des procédures propres aux sites et se familiariser à fond avec les exigences de ces procédures avant l’usage et l’exploitation. »

La procédure de raclage visant le latéral Halifax sur son tronçon rural, daté du 29 août 2008, comporte une liste de contrôle détaillée pour le lancement et la réception des racleurs. Les étapes à suivre pour la réception des racleurs sont indiquées aux pages 13 à 16 de cette procédure. Les étiquettes accolées à certaines installations (emplacement des vannes de 12 po, vannes d’accès avec manomètre de pression de 2 po) dont il est question dans la procédure ne sont pas correctement désignées sur le schéma. De plus, le schéma du latéral Halifax (PLDM&NCAN05.0), qui a été revu, ne concordait pas avec les installations de raclage en zone rurale (B-0708-4C) telles qu’elles ont été construites. Une visite du site du récepteur d’Halifax en zone rurale et du lanceur en zone urbaine a confirmé que les installations de raclage, telles qu’elles ont été construites, ne correspondent pas aux schémas existants. Le type et l’emplacement de ces installations pourraient avoir des effets importants sur les procédures et éventuellement sur la sécurité des personnes qui mettent à exécution les procédures, d’où la nécessité d’avoir des schémas exacts et à jour.

L’ébauche de rapport d’audit faisait mention des schémas P et I (schémas de procédé et d’instrumentation). En réponse à cette ébauche, M&NP a précisé que les schémas P et I sont les documents de construction originaux et qu’ils ne concordent peut-être pas avec les schémas actuels des installations et les étiquettes sur le terrain. En réalité, le personnel de l’Office examinait les schémas P et I qui, selon M&NP, sont les dessins d’exploitation officiels. La nomenclature utilisée n’est pas ce qui a justifié la conclusion de non-conformité de cet élément.

Lors de la visite du site, le personnel d’exploitation et d’entretien a démontré qu’il comprenait parfaitement la procédure de réception à suivre : insertion du racleur dans le sas surdimensionné; assurance que le racleur est dans le sas surdimensionné et non pas dans la conduite standard de 12 po; utilisation du compas qui réagit à l’aimant de repérage du racleur; isolement et purge de la conduite standard 12 po en amont; passage des manomètres analogiques aux manomètres numériques pour pouvoir détecter les très basses pressions; enlèvement du manomètre numérique et vérification de la valve du manomètre pour voir s’il n’y a pas d’obstruction afin d’assurer une dépressurisation complète; et enfin ouverture de la porte du récepteur pour en extraire le racleur. Ces détails ne se retrouvent que dans une seule étape de la procédure écrite, à savoir : « Vérifier la pression nulle dans le sas de réception des deux côtés du racleur (avant d’ouvrir la porte d’obturation) ». Vu les dangers inhérents à la réception du racleur et vu les détails procéduraux adaptés expressément à la disposition unique que peuvent avoir les conduites et les vannes à chaque récepteur, des procédures écrites propres aux sites sont requises. Compter uniquement sur la « formation sur le tas » ne suffit pas pour acquérir une formation et une compétence adéquates et efficaces chez le personnel inexpérimenté.

La présentation PowerPoint sur la formation en raclage (7/7/2010, diapos 51 à 58) illustre la procédure générale visant la réception des racleurs. Chaque schéma de la présentation montre une conduite d’équilibrage de la pression entre la conduite d’entrée en amont et le sas surdimensionné des racleurs. Même s’il s’agit d’une caractéristique de conception souhaitée et qui figure sur les schémas des documents de formation des employés, le récepteur de racleurs du latéral Halifax en zone rurale ne comporte pas de conduite d’équilibrage de la pression. En plus du fait que les employés soient formés à une procédure qui concerne une conduite d’équilibrage qui n’existe pas en réalité, l’absence de cette conduite rend plus nécessaire et importante l’existence de procédures détaillées, comme l’a fait remarquer le personnel d’exploitation durant les entrevues, pour obtenir absolument une pression nulle des deux côtés du racleur.

Actuellement, le raclage des conduites se limite aux opérations de nettoyage initiales et aux inspections internes courantes. À l’avenir, suite à la mise en oeuvre du programme de corrosion interne en 2011, il faudra procéder plus souvent à des opérations de raclage sur toutes les canalisations principales et tous les latéraux. Comme le personnel d’exploitation sera davantage exposé, il est nécessaire d’avoir des procédures détaillées, exactes et complètes pour chaque lanceur et récepteur de racleurs afin de déterminer les dangers propres aux sites et d’atténuer les risques associés aux opérations de raclage.

L’exploitant n’a pas pu démontrer qu’il a un processus pour cerner et examiner les changements à apporter aux documents, alors que le défaut d’apporter sans délai ses changements peut avoir des conséquences néfastes.

Statut de conformité : Non-conforme

3.6 Contrôle opérationnel - exploitation courante

Attentes : La société doit établir et mettre à jour au besoin un processus pour élaborer, mettre en oeuvre et diffuser des mesures d’atténuation, de prévention et de protection afin de prévenir les risques et les dangers relevés dans les éléments 2.0 et 3.0. Le processus doit comporter des mesures visant à réduire ou éliminer les dangers à leur source, le cas échéant.

Références :
Articles 4, 27, 36, 37, 39 et 40 du RPT-99
Article 10 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Le manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien de l’exploitant comprend de nombreuses sections portant sur la mise en oeuvre des exigences techniques contenues dans l’article 36 du RPT-99. Ainsi, la société doit notamment : disposer d’installations de communication, vérifier régulièrement les instruments et les appareils, enregistrer sur une base continue les pressions d’aspiration et de refoulement, marquer clairement les positions d’ouverture et de fermeture des vannes critiques et poser, le long des limites des stations des pipelines, des panneaux indicateurs des coordonnées de la société advenant une situation d’urgence.

Le PGI renferme quinze sections et deux annexes qui reprennent les exigences de l’article 27 du RPT-99 obligeant la société à établir, réviser régulièrement et mettre à jour au besoin les manuels qui contiennent des renseignements et exposent des méthodes pour promouvoir l’efficacité dans l’exploitation du pipeline et des installations. Les dangers relevés à la section 8 - Détermination des dangers et contrôle et à la section 9 - Évaluation du risque sont expliqués clairement à la section 10 - Maîtrise des dangers et réduction des risques, à la section 12 - Méthodes d’évaluation de l’intégrité, à la section 13 - Inspections, essais, patrouilles et surveillance, et à la section 14 - Atténuation et réparation.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un processus pour atténuer les risques et les dangers associés à ses installations et ses activités.

Statut de conformité : Conforme

3.7 Contrôle opérationnel - perturbations ou conditions anormales

Attentes : La société doit établir et mettre à jour au besoin des plans et méthodes pour déterminer l’éventualité de conditions inhabituelles d’exploitation, de rejets accidentels, d’incidents et de situations d’urgence. Elle doit également définir les moyens d’intervention qu’elle entend prendre pour faire face à ces événements et en atténuer les conséquences ou les effets. Les méthodes doivent être soumises à des essais périodiques et examinées et révisées en cas de besoin (après la survenance d’une situation d’urgence, par exemple).

Références :
Intégrité :
Articles 4, 32, 37, 40 et 52 du RPT-99
Articles 10.2, 10.3.2 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La Section 14, Référence 01 du manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien de l’exploitant, Plan d’urgence, vise à fournir des services de communication et de contrôle de l’acheminement du gaz pour toutes les installations pipelinières de l’exploitant. Les systèmes de communication sont constitués d’un système de communication par satellite contrôlé par la société et lui appartenant en propre pour assurer le bon fonctionnement des communications le long du tracé pipelinier. Un numéro de téléphone d’urgence 1-888 a été mis en place à l’intention du public. Le numéro est affiché sur tous les panneaux indicateurs de M&NP, aux sites des vannes, aux stations et aux installations connexes. Un service de réponse téléphonique après les heures normales de travail reçoit les appels et communique en cas de besoin avec le centre des opérations approprié ou le technicien de service.

En ce qui concerne l’article 10.3.2.5 de la norme CSA Z662-07, l’exploitant a prévu d’entreposer des conduites et leurs raccords préalablement soumis à des essais à un ou plusieurs centres d’opérations ou sites de vannes situés le long du tracé pipelinier afin de pouvoir s’en servir en cas de réparation d’urgence. Les visites aux sites ont confirmé l’entreposage des conduites et des raccords.

La Section 14, Référence 02 du PGI porte sur les exigences de mise hors service prévue ou imprévue du pipeline (situation d’urgence) et les références 03 à 06 inclusivement fournissent des schémas du pipeline identifiant les vannes de la canalisation principale.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a des plans pour intervenir dans des conditions inhabituelles d’exploitation. Pour plus de renseignements concernant le plan de protection civile et d’intervention d’urgence de l’exploitant et les exigences pertinentes du RPT-99, voir l’annexe IV : Tableau d’évaluation du programme de protection civile et d’intervention d’urgence de M&NP.

Statut de conformité : Conforme

4.0 VÉRIFICATION ET MESURES CORRECTIVES

4.1 Inspection, mesure et surveillance

Attentes : La société doit élaborer et mettre en oeuvre des programmes de contrôle et de surveillance. Ces programmes doivent porter sur les travaux exécutés par voie de contrat pour le compte de la société. Ils doivent renfermer des mesures qualitatives et quantitatives pour évaluer les programmes de gestion et de protection et traiter à tout le moins des exigences juridiques ainsi que des risques réputés importants dans les éléments 2.0 et 3.0. La société doit intégrer les résultats des activités de contrôle et de surveillance aux autres données associées aux évaluations des risques et aux mesures de rendement, y compris les résultats des analyses proactives des tendances. La société doit avoir des documents et registres de ses programmes de surveillance et de contrôle.

Références :
Articles 4, 27, 28, 36, 37, 39, 47 et  48 et les paragraphes 53(1) et 54(1) du RPT-99
Articles 9 et 10 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La Section 13 - Inspection, essais, patrouilles et surveillance du PGI de l’exploitant décrit les procédures d’inspection, d’essai, de patrouilles et d’activités de surveillance en conformité avec les articles 9 et 10 de la norme CSA Z662-07. Les procédures détaillées sont énoncées dans les MES. Les MES ont été « harmonisées » de manière que les exigences des organismes de réglementation des États-Unis et du Canada soient précisées en ce qui concerne les tâches à exécuter et leur fréquence. Les MES ont été organisées de façon à indiquer les exigences propres à chaque menace. Par exemple, la Section 1.6 - Inspection et prévention des dommages du PGI comprend dix (10) procédures sur les patrouilles de l’emprise du pipeline et sur les vérifications des fuites. La Section 2.2 - Corrosion externe du PGI comprend trente (30) procédures détaillées portant principalement sur l’inspection, les essais et la surveillance de la protection cathodique. L’examen du Rapport annuel de vérification de la protection cathodique 2009 a révélé que la portée de la vérification (points d’essai) et les résultats (critères NACE) répondaient aux exigences réglementaires.

L’article 10.6.1.2 de la norme CSA Z662-07 stipule que la fréquence des patrouilles du pipeline doit être déterminée en fonction de divers facteurs : pression d’exploitation, diamètre du pipeline, densité de population, par exemple, qui sont des facteurs fondés sur le risque. L’inclusion par l’exploitant des fréquences établies selon le risque, comme l’exige la norme CSA Z662-07, est évidente dans la MES 1-6010 - Critères de fréquence des patrouilles du pipeline et des vérifications des fuites, qui prévoit des patrouilles aériennes de l’emprise aux deux semaines.

Pour s’assurer que les programmes d’inspection, de contrôle et de surveillance sont bien documentés par l’exploitant, chaque MES comprend des liens intégrés dans le document électronique aux exigences de « signalement » et de « formulaires » lors de l’exécution des tâches prévues à la MES.

En ce qui concerne l’intégration et l’analyse des données, la Section 13.2 - Évaluation des résultats de l’inspection, des essais, des patrouilles et de la surveillance du PGI stipule qu’au moment de l’exécution de chaque tâche les résultats doivent être évalués pour déterminer s’il existe une menace potentielle, et que, si les résultats révèlent la présence de conditions susceptibles de mener à une défaillance aux conséquences graves ou à une interférence extérieure, une évaluation technique doit être effectuée conformément à l’article 10.14 de la norme CSA Z662-07.

En ce qui concerne l’évaluation des risques, la Section 9.2.2 - Examen des processus antérieurs de gestion de l’intégrité du PGI stipule que l’information obtenue par le biais des audits de l’intégrité, des mesures de rendement, des évaluations de l’intégrité et des mesures d’atténuation (c.-à-d. par le biais des inspections, des essais, des patrouilles et de la surveillance) tout au long de l’année précédente sera incorporée dans la mise à jour annuelle de l’information sur les risques pour chaque menace.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a des programmes de contrôle et de surveillance des dangers et des risques en lien avec le PGI.

Statut de conformité : Conforme

4.2 Mesures correctives et préventives

Attentes : La société doit avoir un processus pour enquêter sur les incidents ou les cas de non-conformité susceptibles de survenir. Elle doit avoir un processus pour atténuer les problèmes réels ou éventuels découlant de ces incidents ou ces cas de non-conformité. L’atténuation peut comprendre des mesures pour régler les problèmes et le moment pour les appliquer. La société doit démontrer qu’elle a mis en place une procédure documentée pour :

  • établir les critères de non-conformité;
  • déterminer la survenance d’un cas de non-conformité;
  • enquêter sur la ou les causes de la non-conformité;
  • élaborer des mesures correctives ou préventives;
  • mettre en oeuvre les mesures correctives ou préventives nécessaires en toute efficacité.

La société doit mettre au point des procédures pour analyser les données colligées sur les incidents afin de déceler les défauts et de trouver les moyens d’améliorer ses programmes et procédures de gestion et de protection.

Références :
Articles 4, 6 et 52 du RPT-99
Articles 10.2.2(g) et (h), 10.3 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La Section 7 - Enquêtes sur les incidents du PGI décrit en détail les exigences concernant le signalement des incidents, les enquêtes menées sur place, les enquêtes de suivi et l’inclusion de toute recommandation pour le PGI qui serait susceptible de réduire les probabilités que l’incident se reproduise. La section 2.3.2 - Mesures de rendement inclut les données sur des incidents découlant de types de menaces particuliers qui constitueraient des cas de non-conformité. Les données sont collectées, contrôlées, examinées et font l’objet d’une enquête chaque semestre par le comité de surveillance de l’intégrité des pipelines. Un rapport interne est présenté et examiné par la haute direction et par le personnel de gestion de l’intégrité de M&NP. Bien qu’aucun incident nécessitant des mesures de la part de l’exploitant ne soit survenu, la réunion d’examen annuelle sur la corrosion a un point permanent à l’ordre du jour inscrit aux points prioritaires qui a pour but de traiter les incidents signalés des années antérieures qui doivent être résolus. Même s’il ne s’agissait pas d’un incident selon la définition qu’en fait l’ONÉ, la réunion de 2009 a reconnu un manque de cohérence entre les critères du manuel d’exploitation et d’entretien pour la protection cathodique et les critères de CGA OCC-1 et de NACE International. Cette question a été examinée et résolue.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un processus pour enquêter sur les incidents et les cas de non-conformité.

Statut de conformité : Conforme

4.3 Gestion des dossiers

Attentes : La société doit établir et mettre en oeuvre des procédures visant la conservation, l’accessibilité et l’entretien des programmes de soutien à la gestion des dossiers. La société doit, à tout le moins, conserver tous les dossiers pour la durée minimale prévue par la loi, le règlement et les normes incorporés par renvoi dans le règlement.

Références :
Articles 4, 41 et 56 du RPT-99
Articles 9.11, 10.2, 10.3, 10.4 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La Section 4 - Dossiers du programme de gestion de l’intégrité du PGI décrit sommairement le système de gestion des dossiers de l’exploitant par lequel les dossiers reliés aux activités de gestion de l’intégrité et aux opérations d’exploitation et d’entretien connexes sont conservés dans de nombreux fichiers et sous divers formats. Ces dossiers sont montés et conservés selon les exigences des procédures qui s’y rapportent. Les dossiers concernant la conception, la construction, l’exploitation et l’entretien des pipelines sont préparés, gérés et mis à jour conformément aux règles établies de conservation des dossiers. Parmi les types de dossiers inclus dans le programme de gestion des dossiers, signalons :

  • les dossiers sur la conception des pipelines
  • les normes et caractéristiques des matériaux
  • les rapports sur les essais des matériaux
  • les dossiers d’assemblage et d’inspection
  • les dossiers d’inspection des revêtements
  • les dossiers des essais sous pression
  • les dossiers sur l’environnement des pipelines
  • les dossiers sur l’emplacement des pipelines
  • les dossiers sur les classes d’emplacement
  • les dossiers sur la protection cathodique
  • les dossiers sur l’évaluation des risques
  • les dossiers sur la réparation
  • d’autres dossiers touchant la mise en oeuvre et l’exécution d’activités visant à atténuer les risques.

Par exemple, un des dossiers qui a été examiné est la Vérification annuelle de la protection cathodique 2009, qui comprenait toutes les données requises, notamment les points d’essais des pipelines, la date d’inspection, les mesures des potentiels de protection cathodique entre le pipeline et le sol et la signature du technicien qui approuve.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un programme de gestion des dossiers pour s’assurer que les dossiers reliés au programme d’intégrité sont conservés comme il se doit et accessibles.

Statut de conformité : Conforme

4.4 Vérification interne

Attentes : La société doit élaborer et mettre en oeuvre un processus documenté pour entreprendre la vérification de ses programmes et procédures de gestion et de protection. Le processus de vérification doit définir et gérer les besoins en formation et en compétences du personnel affecté aux vérifications. Les vérifications doivent être effectuées régulièrement.

Références :
Articles 4, 53 et 55 du RPT-99
Articles 10.2.2(c) et  (h)(iii) de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
La Section 15 - Examen et évaluation, sous-section 15.4 - Audits du PGI précise que les audits internes et externes seront toutes deux utilisées pour valider formellement et améliorer le PGI. Bien que l’annexe N de la norme CSA Z662-07 ne soit pas expressément une exigence de l’Office national de l’énergie, l’exploitant a décidé de répondre aux exigences de l’annexe N.17.2(a) à (f) qui comprennent les éléments suivants : portée et objectifs de l’audit, fréquence et moment des audits, responsabilités de gestion et de réalisation des audits, indépendance des auditeurs, compétence des auditeurs et procédures d’audit. Un audit externe a été commandée en 2007 par CC Technologies Canada, Ltd. qui, dans sa portée, comprenait notamment les éléments suivants : Exploitation et entretien, Protection civile et intervention d’urgence, Environnement, santé et sécurité, Gestion de la sûreté, Formation, Intégrité des pipelines et Système de gestion de la sécurité et des pertes.

L’exploitant s’est également engagé à faire l’audit interne de son PGI une fois l’an, conformément à la section 15.4.2.1 du PGI.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un processus pour entreprendre des audits de son PGI.

Statut de conformité : Conforme

5.0 EXAMEN PAR LA DIRECTION

Attentes : La haute direction doit revoir formellement les programmes de gestion et de protection pour s’assurer qu’ils sont toujours adéquats, pertinents et efficaces. La revue doit s’appuyer sur des documents et dossiers appropriés, notamment sur les résultats des programmes de surveillance, de contrôle et de vérification. Elle doit être formelle et documentée et être exécutée à intervalles réguliers. La revue de la direction doit inclure une revue des décisions, des mesures et des engagements, le cas échéant, qui ont trait à l’amélioration des programmes et au rendement global de la société.

Références :
Articles  4, 40 et 55 du RPT-99
Articles 10.2.2(h)(iii) et 10.14.1 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Voir l’annexe VII pour l’évaluation de cet élément.

Statut de conformité : Voir l’annexe VII pour l’évaluation de cet élément.

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