Accidents et défaillances

Transcription

Projet Énergie Est
Demande consolidée
Évaluation environnementale et
soioéconomique
Volume 19 : Accidents et défaillances
Mai 2016
Préparé pour :
Oléoduc Énergie Est ltée
Calgary, Alberta
Projet Énergie Est
Table des matières
Table des matières
1
1.1
1.2
1.3
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
INTRODUCTION........................................................................................................................... 1-1
MÉTHODES .................................................................................................................................. 1-1
1.1.1
Pendant la construction ................................................................................................ 1-1
1.1.2
Durant l’exploitation ...................................................................................................... 1-2
APERÇU DE L’ÉVALUATION ...................................................................................................... 1-2
1.2.1
Structure du rapport ...................................................................................................... 1-2
INCERTITUDES DE L’ÉVALUATION ........................................................................................... 1-4
FRÉQUENCE DES INCIDENTS ET ANALYSE DE VOLUME – OLÉODUC TERRESTRE ....... 2-1
INTRODUCTION........................................................................................................................... 2-1
MENACES .................................................................................................................................... 2-1
2.2.1
Corrosion externe ......................................................................................................... 2-1
2.2.2
Corrosion interne .......................................................................................................... 2-2
2.2.3
Fissuration par corrosion sous contrainte..................................................................... 2-2
2.2.4
Matériaux ...................................................................................................................... 2-2
2.2.5
Soudage et fabrication .................................................................................................. 2-3
2.2.6
Équipement ................................................................................................................... 2-3
2.2.7
Dommages liés à l'excavation ...................................................................................... 2-3
2.2.8
Fausses manœuvres (évènement hydraulique) ........................................................... 2-3
2.2.9
Éléments naturels (mouvements du sol ou inondations) .............................................. 2-4
2.2.10
Autres éléments extérieurs ........................................................................................... 2-4
ATTÉNUATION ............................................................................................................................. 2-4
FRÉQUENCE DES INCIDENTS ................................................................................................... 2-4
2.4.1
Fréquence des incidents de référence ......................................................................... 2-7
2.4.2
Fréquence des incidents............................................................................................... 2-8
2.4.3
Fréquence des incidents modifiée .............................................................................. 2-16
FRÉQUENCE DES DÉFAILLANCES DE LA CANALISATION PRINCIPALE DE TCPL ........... 2-18
RÉSUMÉ ..................................................................................................................................... 2-19
2.6.1
Prévisions relatives à la fréquence des déversements .............................................. 2-20
RÉFÉRENCES............................................................................................................................ 2-22
CARACTÉRISTIQUES DU PÉTROLE BRUT, DEVENIR DANS L'ENVIRONNEMENT,
PROPAGATION ET EFFETS ....................................................................................................... 3-1
INTRODUCTION........................................................................................................................... 3-1
PÉTROLES BRUTS REPRÉSENTATIFS .................................................................................... 3-1
3.2.1
Pétrole brut léger classique – pétrole brut de Bakken .................................................. 3-3
3.2.2
Pétrole synthétique – mélange synthétique Husky....................................................... 3-3
3.2.3
Bitume dilué – Western Canadian Select ..................................................................... 3-3
CONSTITUANTS D'INTÉRÊT DU PÉTROLE BRUT ................................................................... 3-5
3.3.1
Constituants considérés ............................................................................................... 3-5
3.3.2
Valeurs de dépistage .................................................................................................. 3-11
PROCESSUS ÉVOLUTIF ET PROPAGATION DANS L'ENVIRONNEMENT ........................... 3-12
3.4.1
Sols ............................................................................................................................. 3-13
3.4.2
Eau .............................................................................................................................. 3-14
3.4.3
Sédimentation et immersion du pétrole brut (dispersion et sédimentation) ............... 3-17
EFFETS SUR L'ENVIRONNEMENT .......................................................................................... 3-19
3.5.1
Introduction ................................................................................................................. 3-19
3.5.2
Sols ............................................................................................................................. 3-19
Mai 2016
i
Projet Énergie Est
Table des matières
3.6
3.7
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
5
5.1
5.2
ii
3.5.3
Terrain karstique et substrat ....................................................................................... 3-21
3.5.4
Ressources en eau ..................................................................................................... 3-22
3.5.5
Végétation et écosystèmes édaphiques ..................................................................... 3-28
3.5.6
Ressources marines ................................................................................................... 3-28
3.5.7
Poissons d’eau douce................................................................................................. 3-31
3.5.8
Faune .......................................................................................................................... 3-36
3.5.9
Conclusion .................................................................................................................. 3-40
EFFETS SUR LA SANTÉ HUMAINE.......................................................................................... 3-40
3.6.1
Évaluation des risques pour la santé humaine ........................................................... 3-40
3.6.2
Énoncé du problème ................................................................................................... 3-41
3.6.3
Évaluation de la toxicité .............................................................................................. 3-43
3.6.4
Évaluation de l'exposition ........................................................................................... 3-46
3.6.5
Caractérisation des risques ........................................................................................ 3-51
3.6.6
Résumé....................................................................................................................... 3-54
3.6.7
Fiabilité des prévisions ............................................................................................... 3-54
3.6.8
Conclusions ................................................................................................................ 3-54
RÉFÉRENCES............................................................................................................................ 3-55
3.7.1
Références pour les sections 3.1 à 3.6 ...................................................................... 3-55
3.7.2
Références pour la section 3.7 ................................................................................... 3-67
SITES D'INTÉRÊT ........................................................................................................................ 4-1
INTRODUCTION........................................................................................................................... 4-1
4.1.1
Critère de sélection des sites d'intérêt .......................................................................... 4-1
4.1.2
Composants d'intérêt .................................................................................................... 4-2
SITES D'INTÉRÊT INTÉRIEURS ................................................................................................. 4-5
4.2.1
Méthodes d'évaluation du risque .................................................................................. 4-5
4.2.2
Alberta - rivière Saskatchewan Sud ............................................................................. 4-7
4.2.3
Manitoba – rivière Rouge............................................................................................ 4-23
4.2.4
Ontario – lac Trout ...................................................................................................... 4-35
4.2.5
Ontario – rivière Rideau .............................................................................................. 4-47
4.2.6
Nouveau-Brunswick – bassin versant de la rivière Iroquois ....................................... 4-60
4.2.7
Nouveau-Brunswick - bassin versant de la rivière Tobique ....................................... 4-75
SITES D'INTÉRÊT POUR LES EAUX SOUTERRAINES .......................................................... 4-86
4.3.1
Méthodes d'évaluation du risque ................................................................................ 4-87
4.3.2
Saskatchewan – prise d'eau municipale de Regina et groupes de puits privés
de la région de Regina ............................................................................................... 4-90
4.3.3
Ontario – secteur de la rivière Rideau ........................................................................ 4-92
4.3.4
Québec – groupes de puits privés de la région de Montréal .................................... 4-100
SITE D'INTÉRÊT MARIN .......................................................................................................... 4-106
INTERVENTION D’URGENCE ................................................................................................. 4-106
4.5.1
Introduction ............................................................................................................... 4-106
4.5.2
Projets d'intervention du secteur .............................................................................. 4-109
4.5.3
Positionnement de l'équipement............................................................................... 4-109
4.5.4
Procédures d'intervention - confinement et récupération des déversements .......... 4-109
4.5.5
Effets du nettoyage, du traitement et de l'assainissement ....................................... 4-117
4.5.6
Responsabilité et compensation financières ............................................................ 4-117
RÉFÉRENCES.......................................................................................................................... 4-118
ÉVALUATION DU VOLET MARITIME......................................................................................... 5-1
INTRODUCTION........................................................................................................................... 5-1
FRÉQUENCE DES DÉVERSEMENTS ET ANALYSE DU VOLUME .......................................... 5-1
5.2.1
Introduction ................................................................................................................... 5-1
5.2.2
Pipeline sur chevalets ................................................................................................... 5-1
5.2.3
Réservoirs de stockage ................................................................................................ 5-3
Mai 2016
Projet Énergie Est
5.3
5.4
5.5
5.6
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
7
7.1
7.2
7.3
7.4
Table des matières
5.2.4
Pétroliers ....................................................................................................................... 5-4
SITE D’INTÉRÊT MARIN .............................................................................................................. 5-7
5.3.1
Baie de Fundy ............................................................................................................... 5-7
COLLISIONS DE PÉTROLIERS AVEC DES MAMMIFÈRES MARINS ....................................... 5-8
CONCLUSION ............................................................................................................................ 5-11
RÉFÉRENCES............................................................................................................................ 5-11
CONSTRUCTION DU PIPELINE ................................................................................................. 6-1
BUT ............................................................................................................................................... 6-1
SCÉNARIOS RELATIFS AUX ÉVÉNEMENTS ............................................................................ 6-1
6.2.1
Déversement accidentel de matières dangereuses ..................................................... 6-1
6.2.2
Déversement de boues de forage ................................................................................ 6-2
6.2.3
Accidents de véhicule ................................................................................................... 6-3
ATTÉNUATION ............................................................................................................................. 6-3
6.3.1
Déversement accidentel de matières dangereuses ..................................................... 6-3
6.3.2
Déversement de boues de forage ................................................................................ 6-4
6.3.3
Accidents de véhicule ................................................................................................... 6-5
PORTÉE DE L’ÉVALUATION ....................................................................................................... 6-6
6.4.1
Qualité de l’air ............................................................................................................... 6-6
6.4.2
Sols ............................................................................................................................... 6-6
6.4.3
Hydrogéologie ............................................................................................................... 6-7
6.4.4
Végétation et milieux humides ...................................................................................... 6-8
6.4.5
Faune et habitat faunique ............................................................................................. 6-9
6.4.6
Poissons et habitat du poisson ................................................................................... 6-11
6.4.7
Archéologie et paléontologie ...................................................................................... 6-12
6.4.8
Santé humaine ............................................................................................................ 6-13
RÉSUMÉ ET CONCLUSIONS .................................................................................................... 6-14
RÉFÉRENCES............................................................................................................................ 6-15
SÉCURITÉ DU PIPELINE ............................................................................................................ 7-1
TRANSPORT DU PÉTROLE BRUT ............................................................................................. 7-1
7.1.1
Chemin de fer ............................................................................................................... 7-1
7.1.2
Camion.......................................................................................................................... 7-1
7.1.3
Pétrolier......................................................................................................................... 7-2
7.1.4
Pipeline ......................................................................................................................... 7-2
7.1.5
Comparaison des modes de transport ......................................................................... 7-3
MESURES DE SÉCURITÉ POUR PIPELINE .............................................................................. 7-4
7.2.1
Conception .................................................................................................................... 7-4
7.2.2
Pendant la construction ................................................................................................ 7-4
7.2.3
Exploitation et entretien ................................................................................................ 7-5
INTERVENTION D’URGENCE ..................................................................................................... 7-7
7.3.1
Phases de l'intervention d'urgence ............................................................................... 7-8
7.3.2
Notifications en cas d'urgence ...................................................................................... 7-8
7.3.3
Confinement du pétrole brut ......................................................................................... 7-8
7.3.4
Récupération du pétrole brut ........................................................................................ 7-9
ASSAINISSEMENT....................................................................................................................... 7-9
7.4.1
Technologies d'assainissement .................................................................................. 7-10
7.4.2
Récupération du pétrole brut ...................................................................................... 7-10
7.4.3
Excavation des sols .................................................................................................... 7-11
7.4.4
Méthodes de dispersion sur place et par agents chimiques ...................................... 7-11
7.4.5
Confinement par enfouissement, en entonnoir ou par endiguement ......................... 7-13
7.4.6
Résumé....................................................................................................................... 7-13
Mai 2016
iii
Projet Énergie Est
Table des matières
7.5
7.6
CONCLUSION ............................................................................................................................ 7-14
RÉFÉRENCES............................................................................................................................ 7-15
8
8.1
CONCLUSION .............................................................................................................................. 8-1
FRÉQUENCE ET VOLUME DES DÉVERSEMENTS .................................................................. 8-1
8.1.1
Pipeline terrestre ........................................................................................................... 8-1
8.1.2
Terminal maritime ......................................................................................................... 8-1
CONSÉQUENCES DES DÉVERSEMENTS ................................................................................ 8-2
SITES D’INTÉRÊT ........................................................................................................................ 8-2
SÉCURITÉ DU PIPELINE............................................................................................................. 8-2
8.2
8.3
8.4
iv
Mai 2016
Projet Énergie Est
Liste des tableaux
Liste des tableaux
Tableau 2-1
Tableau 2-2
Tableau 2-3
Tableau 2-4
Tableau 2-5
Tableau 2-6
Tableau 2-7
Tableau 2-8
Tableau 2-9
Tableau 3-1
Tableau 3-2
Tableau 3-3
Tableau 3-4
Tableau 3-5
Tableau 3-6
Tableau 3-7
Tableau 3-8
Tableau 3-9
Tableau 3-10
Tableau 3-11
Tableau 4-1
Tableau 4-2
Tableau 4-3
Tableau 4-4
Tableau 4-5
Tableau 4-6
Tableau 4-7
Tableau 4-8
Tableau 4-9
Tableau 4-10
Menaces et principales mesures d'atténuation pour le pipeline terrestre........................ 2-5
Comparaison des critères de déclaration d'incidents liés au pipeline ............................. 2-7
Fréquences des incidents de référence et intervalles d'apparition .................................. 2-8
Facteurs de modification et justification pour le nouveau pipeline et le pipeline
converti ........................................................................................................................... 2-10
Fréquence des incidents modifiée et intervalles d'apparition – nouveau pipeline ......... 2-17
Fréquence des incidents modifiée et intervalles d'apparition – Pipeline converti.......... 2-17
Comparaison de la fréquence des incidents inférés et historiques ............................... 2-19
Intervalle d'apparition de déversements liés au Projet sur un an par province ............. 2-21
Intervalle d'apparition de déversements liés au Projet sur un an par volume ............... 2-22
Propriétés physicochimiques des pétroles bruts ............................................................. 3-1
Principales propriétés physiques et chimiques de certains constituants d'intérêt ........... 3-7
Valeurs de dépistage pour constituants d'intérêt ........................................................... 3-12
Catégories de cours d'eau ............................................................................................. 3-24
Risque de dépassement des concentrations de référence des constituants
d'intérêt dans l'eau potable ............................................................................................ 3-26
Risque de dépassement des concentrations de référence de toxicité aiguë des
constituants d'intérêt ...................................................................................................... 3-34
Probabilité de dépassement des concentrations de référence de toxicité
chronique des constituants d'intérêt .............................................................................. 3-35
Effets observés sur la santé découlant des expositions à court terme au benzène
par inhalation (extrait d'ATSDR, 2007) .......................................................................... 3-44
AEGL concernant le benzène par catégorie et durée.................................................... 3-45
Conditions météorologiques utilisées dans la modélisation de la source et de la
dispersion ....................................................................................................................... 3-48
Distance maximale prévue en aval des concentrations de benzène (seuil AEGL-1
pour le benzène) ............................................................................................................ 3-52
Sites d'intérêt le long du tracé du Projet .......................................................................... 4-1
Intervalles d'apparition par volume des déversements pour la rivière
Saskatchewan Sud ........................................................................................................ 4-11
Concentrations estimatives de benzène découlant d'un déversement de pétrole
brut de la formation de Bakken près de la rivière Saskatchewan Sud comparées
aux normes de teneur en benzène pour l'eau potable .................................................. 4-14
à l'indice de référence de toxicité aiguë du benzène ..................................................... 4-15
à l'indice de référence de toxicité chronique du benzène .............................................. 4-16
Concentrations estimatives de naphtalène découlant d'un déversement de
pétrole brut de la formation de Bakken près de la rivière Saskatchewan Sud
comparées aux normes de teneur en naphtalène pour l'eau potable............................ 4-17
comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë du naphtalène .............................. 4-18
comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du naphtalène ....................... 4-19
Intervalles d'apparition par volume des déversements pour la rivière Rouge ............... 4-24
brut de la formation de Bakken dans la rivière Rouge comparées à l'indice de
référence de toxicité aiguë ............................................................................................. 4-29
Mai 2016
v
Projet Énergie Est
Liste des tableaux
Tableau 4-11
brut de la formation de Bakken dans la rivière Rouge comparées à l'indice de
référence de toxicité chronique ...................................................................................... 4-30
Tableau 4-12 Concentrations estimatives de naphtalène découlant d'un déversement de
pétrole brut de la formation de Bakken dans la rivière Rouge comparées à
l'indice de référence de toxicité aiguë du naphtalène .................................................... 4-31
pétrole brut de la formation de Bakken près de la rivière Rouge comparées à
l'indice de référence de toxicité chronique du naphtalène ............................................. 4-32
Tableau 4-14 Intervalles d'apparition par volume des déversements pour le lac Trout ...................... 4-37
Tableau 4-15 Concentration de benzène dans l'eau au-dessus de la prise d'eau de North Bay ........ 4-43
Tableau 4-16 Concentration de naphtalène dans l'eau au-dessus de la prise d'eau de North
Bay ................................................................................................................................. 4-43
Tableau 4-17 Concentration de benzène dans l'eau au-dessus de la prise d'eau de North Bay ........ 4-44
Tableau 4-18 Concentration de naphtalène dans l'eau au-dessus de la prise d'eau de North
Bay ................................................................................................................................. 4-44
Tableau 4-19 Intervalles d'apparition par volume des déversements pour la rivière Rideau .............. 4-52
Tableau 4-20 Concentrations estimatives de benzène découlant d'un déversement de pétrole
brut de la formation de Bakken dans la rivière Rideau comparées à l'indice de
référence de toxicité aiguë du benzène ......................................................................... 4-54
brut de la formation de Bakken dans la rivière Rideau comparées à l'indice de
référence de toxicité chronique du benzène .................................................................. 4-55
Tableau 4-22 Comparaison des concentrations estimatives de naphtalène découlant d'un
déversement de pétrole brut de la formation de Bakken dans la rivière Rideau et
de l'indice de référence de toxicité aiguë du naphtalène ............................................... 4-56
pétrole brut de la formation de Bakken dans la rivière Rideau comparées à
Tableau 4-24 Intervalles d'apparition par volume des déversements pour le bassin versant de
la rivière Iroquois ............................................................................................................ 4-64
Tableau 4-24A Concentrations estimatives de benzène découlant d'un déversement de pétrole
brut de la formation de Bakken près de la rivière Iroquois comparées aux normes
de teneur en benzène pour l’eau potable ...................................................................... 4-66
brut de la formation de Bakken près de la rivière Iroquois comparées à l'indice de
brut de la formation de Bakken près de la rivière Iroquois comparées à l'indice de
Tableau 4-26A Concentrations estimatives de naphtalène découlant d'un déversement de
pétrole brut de la formation de Bakken près de la rivière Iroquois comparées aux
normes de teneur en naphtalène pour l’eau potable ..................................................... 4-69
pétrole brut de la formation de Bakken près de la rivière Iroquois comparées à
pétrole brut de la formation de Bakken près de la rivière Iroquois comparées à
Tableau 4-29 Intervalles d'apparition par volume des déversements pour le bassin versant de
la rivière Tobique............................................................................................................ 4-76
brut de la formation de Bakken dans la rivière Tobique comparées à l'indice de
vi
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 4-31
Tableau 4-32
Tableau 4-33
Tableau 4-34
Tableau 4-35
Tableau 4-36
Tableau 4-37
Tableau 5-1
Tableau 5-2
Tableau 5-3
Tableau 7-1
Liste des tableaux
brut de la formation de Bakken dans la rivière Tobique comparées à l'indice de
pétrole brut de la formation de Bakken dans la rivière Tobique comparées à
pétrole brut de la formation de Bakken dans la rivière Tobique comparées à
Intervalles d'apparition pour les groupes de puits privés de la région de Regina ......... 4-91
Intervalles d'apparition pour les groupes de puits privés de la région de
Pembroke-Ottawa .......................................................................................................... 4-95
Intervalles d'apparition par volume de déversement pour les groupes de puits
privés des régions de Montréal .................................................................................... 4-101
Objectifs et mesures d'intervention .............................................................................. 4-107
Fréquences des incidents et intervalles d'apparition associés aux pipelines sur
chevalets .......................................................................................................................... 5-2
Menaces et principales mesures d'atténuation pour les pétroliers .................................. 5-5
Intervalles d'apparition en fonction du volume du déversement dans les
tributaires de la baie de Fundy......................................................................................... 5-8
Modes de transport du pétrole brut .................................................................................. 7-3
Mai 2016
vii
Projet Énergie Est
Liste des tableaux
viii
Mai 2016
Projet Énergie Est
Liste des figures
Liste des figures
Figure 3-1
Figure 3-2
Figure 3-3
Figure 3-4
Figure 4-1
Figure 4-2
Figure 4-3
Figure 4-4
Figure 4-5
Figure 4-6
Figure 4-7
Figure 4-8
Figure 4-9
Figure 4-10
Figure 5-1
Principaux éléments de risque ....................................................................................... 3-41
Taux d'évaporation du benzène au fil du temps à partir d'un déversement de
10 000 barils de pétrole brut, selon des conditions météorologiques choisies ............. 3-49
Taux d'évaporation du benzène au fil du temps à partir d'un déversement de
4 barils de pétrole brut, selon des conditions météorologiques choisies....................... 3-50
Courbes de concentration (en ppm) équivalente d’exposition à une dose de
benzène pour une durée de10 minutes – déversement de 10 000 barils de
pétrole brut ..................................................................................................................... 3-53
Saskatchewan – rivière Saskatchewan Sud .................................................................... 4-9
Manitoba – rivière Rouge ............................................................................................... 4-25
Ontario - lac Trout : analyse du ruisseau Four Mile ....................................................... 4-41
Ontario - lac Trout : analyse du ruisseau Doran ............................................................ 4-42
Ontario – rivière Rideau ................................................................................................. 4-49
Nouveau-Brunswick – bassin versant de la rivière Iroquois .......................................... 4-61
Nouveau-Brunswick – rivière Tobique ........................................................................... 4-77
Saskatchewan – aquifères de la région de Regina ....................................................... 4-93
Ontario – aquifères de la Région de protection des sources Mississippi-Rideau ......... 4-97
Québec – aquifères de la région de Montréal.............................................................. 4-103
Déversements à partir de pétroliers à l'échelle mondiale, de 1967 à 2011
(ITOPF) ............................................................................................................................ 5-6
Mai 2016
ix
Projet Énergie Est
Liste des figures
x
Mai 2016
Projet Énergie Est
Liste des annexes
Liste des annexes
ANNEXE 2A
ANNEXE 2B
ANNEXE 3A
Corrosion interne causée par les concentrations d’acides naphténiques, d’eau et
de sédiments
Facteurs de modification
Modélisation de la dispersion dans l'air
Mai 2016
xi
Projet Énergie Est
Liste des annexes
xii
Mai 2016
Projet Énergie Est
1
Section 1 : Introduction
INTRODUCTION
En plus de l’évaluation des effets spécifiques au Projet, l’article 16.1a) de la Loi canadienne sur
l’évaluation environnementale (2012) (LCEE (2012)) exige que chaque évaluation tienne compte des
effets des accidents, des défaillances et des évènements imprévus susceptibles de survenir pendant le
Projet.
Ces évaluations portent sur la construction et sur l’exploitation (incidents associés au déversement de
pétrole et au transport maritime) du pipeline. Les accidents survenant lors de la construction sont
principalement des déversements de liquides.
Le but de cette évaluation est triple. Premièrement, elle fournit un éventail d’effets prévus découlant de la
construction et de l’exploitation du Projet pour respecter le processus d’évaluation environnementale
exigé par l’Office national de l’énergie (ONÉ). Deuxièmement, l’évaluation présente une estimation
préliminaire des risques potentiels durant la phase de conception du pipeline permettant de réduire les
risques et de déterminer les mesures d’atténuation telles qu’une sélection prudente des emplacements
où des vannes pourraient être installées. Troisièmement, l’évaluation constitue une assise de départ pour
l’élaboration de la planification des mesures d’urgence et son intégration éventuelle dans le système de
gestion de la planification des immobilisations et le système de gestion des avoirs de TransCanada.
En raison de ces objectifs, l’analyse est intentionnellement prudente (c’est-à-dire qu’elle surestime le
risque). Toutefois, il est probable que la fréquence et le volume des déversements présentés dans cette
analyse ne soient jamais atteints; ces données constituent seulement un cadre permettant à l’organisme
de prendre des décisions à partir des effets possibles. De plus, une analyse prudente permet à Énergie
Est de commencer à préparer ses plans d’intervention d’urgence de façon à être tout à fait prête en cas
de survenance d’événements même les plus improbables.
1.1
Méthodes
1.1.1
Pendant la construction
L’évaluation des accidents, des défaillances et des événements imprévus pendant la construction couvre
les stations de pompage et les terminaux de réservoirs relatifs au pipeline, comme le définit la Loi sur
l’ONÉ.
Voici une liste d’accidents, de défaillances et d’évènements imprévus qui pourraient survenir durant la
construction :
•
la défaillance de l’équipement et le déversement accidentel de matières dangereuses (p. ex. du
carburant);
•
écoulement accidentel de boue de forage durant le forage directionnel horizontal (FDH) de
franchissements de cours d’eau;
•
les accidents de véhicules entraînant un déversement ou un rejet de matière dangereuse.
Mai 2016
1-1
Projet Énergie Est
1.1.2
Durant l’exploitation
On a déterminé la fréquence des incidents et les volumes des déversements au pipeline et aux
installations d’après les critères de conception et d’exploitation du Projet et en tenant compte de
l’historique en matière d’incidents de ce genre de canalisation. Ces statistiques ont ensuite servi à
évaluer les répercussions potentielles. L’évaluation incorpore la contribution des catastrophes naturelles
au risque de déversement et aux effets potentiels subséquents sur les humains et les autres ressources
vulnérables dans les zones de grande vulnérabilité environnementale, y compris les zones habitées, les
prises d’eau potable municipales et les zones écosensibles.
Les résultats de l’évaluation contribueront à la compréhension des effets environnementaux et
socioéconomiques potentiellement causés par le Projet et ses infrastructures associées durant
l’exploitation.
Un rapport de données techniques (Rapport de données techniques sur les accidents et les défaillances)
est fourni dans le volume 22. Il présente un examen détaillé des risques pour les différents récepteurs
humains et environnementaux en cas de déversement de pétrole brut.
1.2
Aperçu de l’évaluation
Cette évaluation vise surtout à présenter une estimation qualitative et quantitative des effets potentiels
sur l’environnement à la suite d’une exposition au pétrole brut. Le risque d’effets sur l’environnement est
quantifié en évaluant la probabilité combinée :
•
d’un déversement;
•
de la présence d’un récepteur sensible;
•
de l’existence d’une voie d’exposition raisonnable atteignant un récepteur sensible;
•
d’un volume de pétrole suffisant pour causer des effets néfastes sur le récepteur.
1.2.1
Structure du rapport
L’évaluation des accidents et des défaillances se divise en sept sections.
Dans la section 2, l’évaluation du risque se base sur des données historiques sur les incidents pour
estimer le risque et l’ampleur de futurs déversements pour la conversion et pour un nouveau pipeline et
ses installations, en prenant en considération les paramètres de conception et d’exploitation. Les causes
d’incidents sont évaluées et, s’il y a lieu, les fréquences d’incidents de référence sont modifiées afin de
tenir compte des spécifications et des conditions particulières du Projet. Les fréquences d’incidents et les
volumes de déversement sont utilisés dans les sections subséquentes pour quantifier le risque pour
l’environnement.
La section 3 présente un aperçu des caractéristiques du pétrole brut, de son évolution dans
l’environnement et des effets potentiels d’un déversement. Les pétroles bruts représentatifs sont
identifiés et leurs caractéristiques physiques et chimiques sont présentées. Les dangers potentiels que
représentent le pétrole brut et ses constituants sont déterminés pour différents milieux naturels. Afin de
faire une évaluation quantitative du risque pour l’environnement à certains emplacements (appelés sites
1-2
Mai 2016
Projet Énergie Est
d’intérêt), des seuils de sélection sont établis. Les risques potentiels sont caractérisés en comparant les
expositions avec les limites d’exposition identifiées.
La section 4 présente des évaluations de scénarios de déversements et d’effets pour des emplacements
terrestres situés le long du tracé du pipeline. Les emplacements choisis (sites d’intérêt) comprennent au
moins une zone écosensible et sont utilisés comme substituts pour des sites similaires le long du tracé du
pipeline. Pour ces sites d’intérêt, le tracé du pipeline a été examiné pour vérifier à quel endroit, si un
déversement devait avoir lieu, le pétrole déversé pourrait atteindre des récepteurs vulnérables. À partir
d’hypothèses qui surestiment le potentiel d’effets, l’analyse examine différents volumes de déversement
pour caractériser le domaine des effets potentiels sur les récepteurs vulnérables.
La section 5 se concentre sur l’aspect maritime du Projet, particulièrement sur les menaces qui pèsent
sur le pipeline en mer, les réservoirs de stockage, les pétroliers, le devenir dans l’environnement et le
transport. Cette section présente aussi les scénarios de déversement et l’évaluation des effets pour le
site du terminal maritime du Projet. Les scénarios de déversement comprennent les espèces menacées
et en voie de disparition qui ont un habitat dans la zone et les volumes de déversements ainsi qu’une
évaluation de la fréquence des incidents.
La section 6 présente les effets potentiels du Projet durant la construction sur des ressources
biophysiques le long du tracé du Projet, y compris la qualité de l’air, les sols, l’hydrogéologie, la
végétation, les espèces sauvages et leurs habitats, les poissons et leurs habitats ainsi que l’hydrologie.
Les types d’accidents, de défaillances ou d’évènements imprévus qui pourraient survenir pendant la
construction comprennent la défaillance de l’équipement et les déversements accidentels de matières
dangereuses, le déversement accidentel de boue de forage pendant le forage directionnel horizontal
(FDH) de franchissements de cours d’eau et les accidents de la route. Cette section évalue les effets de
chaque type d’évènement pour chaque ressource biophysique.
La section 7 porte sur la sécurité du pipeline, les interventions en cas d’urgence et l’assainissement en
cas de déversements. Cette section présente les résultats relatifs au transport de pétrole brut par rail,
par camions, par pétroliers et par pipelines ainsi qu’une comparaison des quatre modes de transport.
Les mesures de sécurité relatives au pipeline portent principalement sur la conception, la construction,
l’exploitation et la maintenance. La section 7 présente aussi les interventions d’urgence et les mesures
correctives.
La section 8 présente la conclusion de l’évaluation des accidents et des défaillances. Cette section
souligne que, d’après l’évaluation effectuée, il est peu probable qu’un déversement important se produise
et le respect des procédures de sécurité assurera l’exploitation responsable et respectueuse de
l’environnement du pipeline.
Mai 2016
1-3
Projet Énergie Est
1.3
Incertitudes de l’évaluation
Les limites dues aux incertitudes de l’évaluation et aux hypothèses prudentes utilisées sont énumérées et
examinées tout au long de l’évaluation pour offrir une perspective sur les résultats de l’étude.
Une certaine part d’incertitude est inhérente au processus d’évaluation des accidents et des défaillances.
Ces incertitudes sont traitées en incorporant des hypothèses prudentes dans l’analyse. Ainsi, l’évaluation
tend à exagérer le risque réel et à présenter des conclusions prudentes. Ce processus d’évaluation inclut
deux catégories d’incertitudes : celles qui sont associées à des renseignements toxicologiques et celles
qui relèvent d’hypothèses de modélisation. Les hypothèses associées aux analyses sont prises en
compte tout au long de l’évaluation.
1-4
Mai 2016
Projet Énergie Est
Section 2 : Fréquence des incidents et
analyse de volume – Oléoduc terrestre
2
FRÉQUENCE DES INCIDENTS ET ANALYSE DE VOLUME –
OLÉODUC TERRESTRE
2.1
Introduction
La détermination de la fréquence des incidents et l'analyse du volume font partie de l'évaluation
environnementale et socioéconomique. La portée et les méthodes de cette analyse sont distinctes de ce
que l'on retrouve dans la Demande consolidée, volume 5, Évaluation technique, et indépendantes de
l'analyse technique approfondie du risque qui sera menée avant l'exploitation du pipeline et des
installations maritimes.
L'analyse statistique de l'historique combiné des incidents de l'ONÉ et de la Pipeline and Hazardous
Material Safety Administration (PHMSA) relatifs aux oléoducs confirme que le volume de l'incident le plus
courant devrait être faible, c'est-à-dire inférieur ou égal à 4 barils, même si la plage des incidents peut
s'étendre de la petite fuite à la rupture complète de la canalisation. Bien qu'une grande partie des
déversements surviennent dans des installations et affectent uniquement la propriété de l'exploitant, aux
fins de cette analyse, le risque émanant des installations est ajouté au risque associé à la canalisation
principale afin de surestimer les effets sur le public et l'environnement.
L'évaluation examine les menaces à l'intégrité des composantes du Projet, les méthodes et les sources
de données utilisées pour l'analyse, et indique la fréquence des incidents qui en résultent.
2.2
Menaces
Les menaces sont des dangers qui peuvent influer sur l'intégrité du pipeline et des installations connexes
telles que définies par l'American Society of Mechanical Engineers (ASME) B31.8S et l'American
Petroleum Institute (API) 1160. Bien que l'ASME B31.8S ait été élaborée pour les pipelines de gaz
naturel, les types de menace qu'elle recense sont essentiellement les mêmes que pour les pipelines de
liquide, sauf en ce qui concerne les événements hydrauliques, lesquels ont été intégrés à l'analyse.
2.2.1
Corrosion externe
De la corrosion peut se former aux endroits où de l'eau peut entrer en contact avec de l'acier non protégé
pendant une période prolongée. Différents facteurs peuvent influer sur la corrosion externe (humidité,
conditions du sol, anomalies dans le revêtement de la canalisation, etc.). Les revêtements modernes de
pipelines (comme l'ÉLF) ont énormément réduit la possibilité de corrosion externe. Aucun incident lié à la
corrosion externe ne s'est produit sur des pipelines recouverts d'ÉLF depuis le début de leur utilisation
par TransCanada il y a une trentaine d'années.
Oléoduc Énergie Est Ltée
Mai 2016
2-1
2.2.2
Projet Énergie Est
Corrosion interne
Dans un oléoduc, de la corrosion interne peut se former pour différentes raisons (p. ex. contact prolongé
avec de l'eau, prolifération microbienne). De la corrosion peut se produire lorsque l'eau et les sédiments
qui se sont séparés du pétrole restent en contact prolongé avec la paroi de la canalisation d'acier.
Cependant, l'eau et les sédiments sont maintenus en suspension par la turbulence de l'écoulement.
En ce qui concerne les spéculations sur la possibilité que le bitume dilué soit plus corrosif que le pétrole
brut conventionnel ou synthétique, elles ont été définitivement réglées dans le rapport de l'Academy of
National Sciences, qui conclut que le bitume dilué n'est pas plus corrosif que les pétroles bruts
classiques.
Le public a exprimé des inquiétudes au sujet de la corrosion excessive dans les pipelines transportant du
bitume dilué en raison des concentrations d'acides naphténiques, d'eau et de sédiments. Toutefois, les
études ont montré que les acides naphténiques n'augmentent pas la corrosion dans les pipelines de
pétrole brut. Pour ce qui est de la corrosion provoquée par l'eau et les sédiments, elle sera atténuée par
la limitation de leur concentration au moyen de spécifications tarifaires. Se reporter à l'annexe 2A pour en
savoir plus.
2.2.3
Fissuration par corrosion sous contrainte
La fissuration par corrosion sous contrainte (FCSC) fait référence à des dommages localisés à la
canalisation (fissures) causés par l'effet combiné des facteurs suivants : la vulnérabilité du revêtement du
pipeline, un environnement propice (p. ex. des sols corrosifs), des contraintes (de tension) d'exploitation
et, jusqu'à un certain point, la température de la canalisation.
Un revêtement ÉLF à haute performance recouvrira tous les nouveaux pipelines du Projet. Ce système
de revêtement est largement utilisé depuis plusieurs décennies. Il offre une excellente protection contre la
FCSC en raison de la performance de l'apprêt et de la durabilité de la couche d'époxy. Selon la
publication de la Canadian Energy Pipeline Association (CEPA ou Association canadienne de pipelines
d'énergie) intitulée Recommended Practices 2nd Edition Section 5.1.1.1, Coating Type and Coating
Condition, « Aucune FCSC associée à l'ÉLF, à de l'époxy, à des uréthanes époxiques ou à du
polyuréthane extrudé appliqués sur place n'a été documentée ».
2.2.4
Matériaux
Il est peu probable que l'on retrouve des défauts de fabrication, comme la présence de points durs ou des
défauts dans les joints longitudinaux, sur des canalisations de fabrication moderne dont sont composés
les nouveaux tronçons et les tronçons convertis. Malgré cela, les incidents liés aux matériaux ont été
conservés dans l'analyse, afin d'y inclure les menaces possibles, même les plus improbables.
2-2
Mai 2016
Projet Énergie Est
2.2.5
Soudage et fabrication
Les défauts de soudage et de fabrication concernent généralement les accouplements mécaniques, les
joints circulaires non ductiles soudés (comme ceux faits à l'oxygène-acétylène) ou les coudes plissés. Or,
le pipeline ne comportera aucune de ces liaisons, que ce soit sur les nouveaux tronçons ou sur les
tronçons convertis. Malgré cela, les incidents de soudage et de fabrication ont été conservés dans
l'analyse, afin d'y inclure les menaces possibles, même les plus improbables.
2.2.6
Équipement
Les incidents d'équipement sont les incidents liés à l'équipement de pipeline, notamment :
•
joints d'étanchéité de bride
•
vannes de régulation
•
indicateur de la valeur de réglage sur les régulateurs
•
joints toriques
•
capuchons et sièges de vannes
•
garnitures de vannes.
Les incidents d'équipement se produisent aux stations de pompage et aux terminaux et plus de 80 % des
fuites survenant à l'intérieur des stations de pompage et des terminaux demeurent à l'intérieur des limites
des installations, où les effets tendent à être entièrement subis par l'exploitant. En conséquence, cette
partie de l'analyse surestime le nombre d'incidents sur le pipeline, où les effets sur le public et
l'environnement seraient les plus importants.
Consulter la section 5 pour une évaluation du risque associé à l'équipement du terminal maritime (c.-à-d.
les réservoirs hors sol, le pipeline en mer ainsi que les installations de transbordement).
2.2.7
Dommages liés à l'excavation
Les dommages causés par des excavations faites par une tierce partie ou des dommages mécaniques
constituent une menace pour la plupart des pipelines enfouis.
2.2.8
Fausses manœuvres (évènement hydraulique)
De fausses manœuvres ou le non-respect des procédures d'exploitation standard peuvent être à la
source d'un évènement de surpression ou d'un afflux hydraulique. Bien qu'il faille qu'une suite d'erreurs
humaines et mécaniques se produise pour qu'un évènement hydraulique survienne, ce qui arrive
rarement, les incidents liés à de fausses manœuvres ont été retenus comme des menaces potentielles
aux pipelines convertis et aux nouveaux pipelines. En plus de 50 ans d'exploitation, TransCanada n'a
jamais connu d'incident causé par des fausses manœuvres.
Mai 2016
2-3
2.2.9
Projet Énergie Est
Éléments naturels (mouvements du sol ou inondations)
Les préoccupations hydrologiques et géotechniques sont des questions qui relèvent de chaque
emplacement en particulier et qui sont prises en considération lors de l'établissement du tracé et de la
conception du Projet. Le processus d'établissement du tracé vise à éviter autant que possible les pentes
potentiellement instables, les cours d'eau à méandres, les sols saturés et les dangers sismiques actifs.
Lorsqu'il n'est pas possible de les éviter, la menace est réduite grâce à des éléments conceptuels.
La menace des éléments naturels est réduite par des processus d'établissement du tracé à l'étape de la
conception; cependant, ce risque ne peut être complètement éliminé. En conséquence, cette analyse a
retenu les éléments naturels comme une menace pour les pipelines convertis et les nouveaux pipelines.
2.2.10 Autres éléments extérieurs
D'autres éléments extérieurs indépendants de la conception, de la construction et de l'exploitation du
Projet, comme les incendies et les explosions, les dommages électriques et intentionnels, peuvent
menacer l'intégrité du pipeline. Cette catégorie de menace représente seulement une petite partie des
incidents liés au pipeline, mais elle ne peut être complètement éliminée. En conséquence, cette analyse
a retenu les autres éléments extérieurs comme une menace pour les pipelines convertis et les nouveaux
pipelines.
2.3
Atténuation
Le tableau 2-1 présente un résumé des mesures d'atténuation des menaces.
2.4
Fréquence des incidents
La fréquence des incidents de référence a été déterminée à partir des données de l'industrie (c.-à-d. de
l'Office national de l'énergie [ONÉ] et de la Pipeline and Hazardous Material Safety Administration
[PHMSA]), qui ont été ajustées pour tenir compte des conditions particulières du Projet et des sites. Les
facteurs de modification tiennent compte des technologies et des pratiques améliorées utilisées sur les
pipelines modernes qui ne sont pas représentés actuellement dans les fréquences des incidents
historiques.
2-4
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 2-1
Menaces et principales mesures d'atténuation pour le pipeline terrestre
Menace
Corrosion externe
Corrosion interne
Fissuration par
corrosion sous
contrainte (FCSC)
Matériaux
Soudage
Équipement
Mesures d'atténuation
Description de la mesure
Revêtement externe résistant à la
corrosion
Nouveau pipeline : époxy lié par fusion (ÉLF)
Pipeline converti : variable (p. ex. ÉLF, asphalte, résine
époxy liquide et polyéthylène en ruban)
Protection cathodique
Protection cathodique par courant imposé
Inspection interne
Les outils d'inspection interne font appel à différentes
techniques pour mesurer les pertes de métal et
déterminer les zones de corrosion potentielle.
Tarif sur l'eau et les sédiments
Limiter la quantité d'eau et de sédiments dans le pétrole
brut à 0,5 % du poids pour réduire le potentiel de
corrosion interne.
Écoulement turbulent
Exploiter le pipeline dans des conditions d'écoulement
turbulent afin d'éviter la stratification du pétrole et de
l'eau.
Inspection interne
techniques pour mesurer les pertes de métal et
déterminer les zones de corrosion potentielle.
Nettoyage interne
L'utilisation régulière d'instruments de nettoyage de
pipeline permettra d'enlever l'accumulation de
sédiments et d'eau, le cas échéant.
Revêtement externe résistant à la
FCSC
Nouveau pipeline : ÉLF
Pipeline converti : ÉLF ou résine époxy liquide pour
certaines sections du pipeline
Protection cathodique
Protection cathodique par courant imposé
Inspection interne
techniques pour mesurer la fissuration par corrosion
sous contrainte des tronçons revêtus d'asphalte ou de
polyéthylène en ruban.
Conception, inspection et essais
Utiliser une canalisation ayant été conçue, inspectée
systématiquement à l'usine, durant le transport et les
phases de la construction et mise à l'essai, s'il y a lieu;
des matériaux de haute qualité sont utilisés pour le
nouveau pipeline.
Inspection interne
Les outils d'inspection interne évalueront les soudures
longitudinales des tronçons convertis soumis à l'analyse
de la FCSC.
Inspection non destructive des
joints circulaires soudés
Nouveau pipeline : 100 % des joints seront inspectés
Pipeline converti : 100 % des joints ont été inspectés.
Essais hydrostatiques
Nouveau pipeline : toutes les canalisations seront
soumises à un essai hydrostatique à un minimum de
125 % de la pression maximale d'exploitation (PEM)
avant la mise en service.
Pipeline converti : toutes les canalisations ont subi ou
subiront un essai hydrostatique à un minimum de
125 % de la PEM.
Inspection et exploitation
Les vannes seront inspectées et actionnées
partiellement au moins une fois par année civile.
Essais hydrostatiques
Tous les sous-assemblages seront soumis à un essai
hydrostatique à l'usine de fabrication à un minimum de
125 % de la pression d'exploitation maximale (PEM).
Mai 2016
2-5
Tableau 2-1
Menaces et principales mesures d'atténuation pour le pipeline terrestre
Menace
Dommages liés à
l'excavation
Fausses
manœuvres
Éléments naturels1
Autres éléments
extérieurs
Projet Énergie Est
Mesures d'atténuation
Épaisseur de recouvrement
Nouveau pipeline : épaisseur de recouvrement
atteignant ou excédant les exigences réglementaires.
Pipeline converti : étude de l'épaisseur de
recouvrement dans les zones hautement sensibles
définies par l'évaluation technique.
Repères visuels du tracé du
pipeline
Des repères visuels délimitent l'emprise du pipeline.
Système d'appel unique
Le programme existant de sensibilisation du public pour
localiser les ouvrages souterrains et informer les
exploitants du pipeline que des travaux d'excavation
sont en cours à proximité.
Canadian Common Ground
Alliance (CGA)
Respect des meilleures pratiques de CGA.
Patrouilles aériennes régulières
Patrouilles aériennes régulières afin de déceler
l'excavation ou la perturbation du sol près du pipeline.
Co-occupation
Le pipeline est situé dans un corridor comprenant
plusieurs pipelines à de nombreux emplacements.
Protection contre la surpression
Le pipeline sera protégé contre la surpression jusqu'à
110 % de la PEM.
Système d'acquisition et de
contrôle des données (SCADA)
Emploi d'un système SCADA et mise en œuvre d'une
formation appropriée sur la gestion des alarmes et les
interventions.
Conformité à la norme CSA
Z662-11 et au règlement sur les
pipelines terrestres de l'ONÉ pour
la gestion de processus du
réseau
Mise en œuvre d'un système de gestion pour que les
employés aient les qualifications, la formation et
l'expérience nécessaires à l'exécution de leurs tâches
respectives.
Matériaux et technologies du
pipeline qui atteignent ou
excèdent les normes et les
règlements applicables de
l'industrie.
Les canalisations sont conformes aux normes et aux
règlements applicables de l'industrie.
Reconnaissance et détection des
risques
Reconnaissance aérienne et au sol. Évaluation des
risques pour déterminer les sites nécessitant des
mesures d'atténuation particulières.
Matériaux et technologies du
pipeline qui atteignent ou
excèdent les normes et les
règlements applicables de
l'industrie.
Les canalisations sont conformes aux normes et aux
règlements applicables de l'industrie.
REMARQUE :
1
Les éléments naturels sont mentionnés dans la Demande consolidée, volume 5, Évaluation technique, à l'intérieur
de l'évaluation des risques liés au climat et aux éléments naturels (géotechniques), où des mesures de conception
et d'atténuation additionnelles sont étudiées.
2-6
Mai 2016
Projet Énergie Est
2.4.1
Fréquence des incidents de référence
Les bases de données sur les incidents de l'ONÉ et de la PHMSA constituent les sources de données sur
la fréquence des incidents de la présente évaluation. Il existe d'autres bases de données pour d'autres
régions dans le monde, mais elles ne sont pas considérées comme applicables dans le cas de la
présente évaluation.
La possibilité d'utiliser uniquement la base de données de l'ONÉ a été considérée, mais ses données ne
portent que sur 37 000 km d'oléoducs. En comparaison, la base de données de la PHMSA porte sur plus
de 320 000 km d'oléoducs, ce qui assure une meilleure fiabilité statistique. De plus, les données de la
PHMSA sont plus complètes en ce qui concerne les types de données recueillies, ce qui permet une
analyse plus détaillée des facteurs responsables.
Aux fins de la présente analyse, nous émettons l'hypothèse que les fréquences des défaillances des
pipelines canadiens et américains sont comparables en raison de la similarité des règlements et des
normes de l'industrie. Ainsi, les statistiques de l'ONÉ ont été incluses dans la base de données de la
PHMSA pour créer une plus grande base de données, qui demeure pertinente, sur les incidents
pipeliniers (désormais appelée « Base de données combinées sur les incidents »).
La fréquence des incidents calculée pour les projets précédents de TransCanada (c.-à-d. la portion
américaine de Keystone) est différente de celle qui est présentée ici en raison des changements apportés
aux critères de signalement de la PHMSA. En 2002, la PHMSA a institué une limite de signalement de
5 gallons (18,9 litres). Auparavant, seuls les déversements de plus de 50 barils (1 575 gallons
[5 962 litres]) étaient signalés. Bien que le critère de signalement a été réduit par un facteur de 315, le
nombre d'incidents n'a augmenté que par un facteur de 2,4.
Dans le cadre du présent Projet, les données de la PHMSA sur les incidents terrestres de 2002 à 2013
ont été utilisées afin de tenir compte de la limite de signalement de 5 gallons (18,9 litres) et de faire
preuve d'une certaine prudence. Les données recueillies avant 2002 n'ont pas été utilisées dans cette
analyse.
Le tableau 2-2 présente la définition et la comparaison des critères de signalement des incidents
pipeliniers de l'ONÉ et de la PHMSA.
Tableau 2-2
Comparaison des critères de déclaration d'incidents liés au pipeline
Catégorie
Canada – Base de données sur les
incidents de l'ONÉ
É-U – Base de données sur les incidents
de la PHMSA
Volume du déversement
Déversement excédant 1,5 m3 (9,4 barils)
Déversement de 5 gallons ou plus (0,1 baril)
Blessure ou décès
Décès ou blessure grave
Décès ou blessure grave
Incendie ou explosion
Importance
Effets négatifs importants sur
l'environnement
Un évènement jugé important par l'exploitant
Dépassement des seuils
de conception
Exploitation d'un pipeline au-delà de ses
seuils de conception
S.O.
Dommage à la propriété
S.O.
Dommage à la propriété de 50 000 $ ou plus
Mai 2016
2-7
Projet Énergie Est
Les fréquences des incidents de référence indiquées dans le tableau 2-3 ont été obtenues à partir de la
Base de données combinées sur les incidents (ONÉ 2013; PHMSA 2013) en divisant le nombre total
d'incidents causés par chacune des menaces par la longueur totale du pipeline. La fréquence des
incidents est exprimée en incidents par kilomètre de pipeline par année (ou incidents/km-année).
La fréquence des incidents cumulative a été calculée en faisant la somme de la probabilité de toutes les
catégories de menaces énumérées au tableau 2-3.
Tableau 2-3
Fréquences des incidents de référence et intervalles d'apparition
(incidents/km-année)1
Intervalle d'apparition
(années)
Corrosion et FCSC
2,74E-04
3 651
Matériaux, soudage et équipement
4,6E-04
2 172
1,18E-04
8 470
Fausses manœuvres
1,17E-04
8 556
Éléments naturels
4,84E-05
20 659
Autres éléments extérieurs
1,77E-05
56 468
Toutes les autres causes
1,45E-04
6 886
Cumulatif
0,00118
847
Catégorie de menace
REMARQUES :
1
La fréquence des incidents est exprimée en notation scientifique. Une valeur de 2,74E-04 incidents/km-année
équivaut à 0,000274 incident/km-année, ce qui représente environ 1 incident tous les 3 651 ans.
2.4.2
La fréquence des incidents de référence est obtenue à partir de la Base de données combinées sur les
incidents (ONÉ 2013; PHMSA 2013). Environ 65 % des pipelines américains ont été construits avant
1970 (canalisation prémoderne), dont un grand nombre immédiatement après la Seconde Guerre
mondiale dans le but d'éviter les livraisons de produits pétroliers par transport maritime 1. De nombreux
pipelines construits dans les années 1930 ou avant sont encore exploités de nos jours. Comme la
majorité des pipelines des États-Unis ont été construits à l'époque prémoderne, ces fréquences de
référence reflètent souvent des taux d'incidents associés à des conceptions et à des méthodes de
construction anciennes qui souvent ne répondent pas aux exigences réglementaires ou aux meilleures
pratiques de gestion (MPG) actuelles. En outre, ces données historiques ne tiennent pas compte des
mesures de protection supplémentaires recommandées.
En ajustant la fréquence des incidents de référence de manière à tenir compte de l'amélioration des
technologies et des pratiques, cette analyse offre une approximation plus précise de la fréquence des
incidents attendue que la fréquence de référence de la PHMSA non modifiée. Des facteurs de
modification modérés ont été utilisés, ce qui donne une fréquence des incidents calculée qui surestime le
risque d'incidents.
1
On considère généralement que l'infrastructure de l'oléoduc canadien est plus récente que celle de la moyenne
des pipelines américains.
2-8
Mai 2016
Projet Énergie Est
2.4.2.1
La fréquence des incidents de référence a été ajustée à l'aide d'un facteur de modification compris entre
0,1 et 0,8. Par exemple, un facteur de modification de 0,3 indique que la fréquence des incidents a été
multipliée par 0,3, ce qui a pour effet de la réduire de 70 %. Les facteurs de modification attribués à cette
analyse sont détaillés dans l'annexe 2B. Des facteurs similaires ont été approuvés par les autorités de
réglementation lors d'autres projets de pipeline, notamment :
•
le pipeline TransCanada Gulf Coast;
•
le latéral TransCanada Houston;
•
le pipeline TransCanada Keystone (États-Unis);
•
le pipeline BakkenLink entre Dry Creek et Beaver Lodge;
•
le pipeline Plains All American Pipeline à Pascagoula.
En résumé, la fréquence cumulative des incidents a été calculée en faisant la somme de la probabilité de
chacune des catégories modifiées de menace.
fcumulative = (fco*aj) + (fex*aj) + (ffm*aj) + (fms*aj) + (fén*aj) + (fée*aj)+ (fac*aj)
Où :
fcumulative
=
fréquence cumulative des incidents
fco
=
fréquence des incidents liés à la corrosion
fex
=
fréquence des incidents liés à l'excavation
ffm
=
fréquence des incidents liés à de fausses manœuvres
fms
=
fréquence des incidents liés au matériel, au soudage ou à la défaillance de l'équipement
fén
=
fréquence des incidents liés aux éléments naturels
fée
=
fréquence des incidents liés à d'autres éléments extérieurs
fac
=
fréquence des incidents liés à toutes les autres causes
aj
=
facteur(s) de modification pour la catégorie de menace (décrits dans le tableau 2-4)
Mai 2016
2-9
Projet Énergie Est
Tableau 2-4
Facteurs de modification et justification pour le nouveau pipeline et le pipeline converti
Catégorie de
menace
Corrosion et
FCSC
Facteur de
modification
0,06
Nouveau pipeline
Justification
Un revêtement externe en ÉLF à haute
performance, des pratiques de construction
visant à réduire les dommages causés au
revêtement durant l'installation, la protection
cathodique, des tarifs sur l'eau et les sédiments
qui permettent la livraison d'un produit propre et
une inspection interne de base devant être
effectuée dans l'année suivant la mise en
service, le jugement professionnel d'un ingénieur
et le respect des normes de l'industrie pourraient
réduire les incidents par rapport aux résultats de
la Base de données combinées sur les incidents.
Les exigences réglementaires applicables
actuelles, les mesures d'atténuation de
l'Oléoduc Énergie Est et un plan de contrôle et
d'assurance qualité pour la construction, y
compris des efforts de réduction des défaillances
des matériaux et les défauts de construction se
traduiraient par une réduction des incidents par
rapport aux résultats de la Base de données
combinées sur les incidents.
Facteur de
modification
0,12
Matériaux,
soudage et
équipement
0,1
Excavation
0,05
Des mesures d'atténuation telles que l'épaisseur
de recouvrement, des repères visuels du tracé
du pipeline, des patrouilles régulières et des
canalisations hautement résistantes aux
perforations se traduiraient par une réduction
des incidents par rapport aux résultats de la
Base de données combinées sur les incidents.
0,12
Fausses
manœuvres
0,5
Des essais hydrostatiques, un système SCADA,
une protection contre la surpression, d'autres
normes et pratiques exemplaires de l'industrie.
La formation des exploitants mènerait à une
réduction des incidents par rapport aux résultats
de la Base de données combinées sur les
incidents.
0,5
2-10
Mai 2016
0,24
Pipeline converti
Justification
Divers types de revêtement (ÉLF ou résine époxy liquide
pour la plupart des canalisations), la protection
cathodique, des tarifs sur l'eau et les sédiments qui
permettent la livraison d'un produit propre, un programme
d'inspection interne devant être effectuée avant la mise en
service ainsi qu'une inspection continue durant
l'exploitation, la connaissance de l'historique du pipeline,
le jugement professionnel d'un ingénieur et le respect des
normes de l'industrie lors de la construction pourraient
réduire les incidents par rapport aux résultats de la Base
de données combinées sur les incidents.
Les exigences règlementaires applicables au moment de
la construction réduisent le risque d'erreurs de fabrication
et de construction, des périodes prolongées de transport
gazier, un procédé éprouvé de soudage linéaire continu et
d'inspection se traduiront par une réduction des incidents
par rapport aux résultats de la Base de données
combinées sur les incidents. La totalité des soudures ont
été vérifiées aux rayons X. L'ensemble de l'équipement
des stations de pompage sera neuf. Les vannes seront
neuves ou remises à neuf.
Des mesures d'atténuation telles que l'épaisseur de
recouvrement, des repères visuels du tracé du pipeline,
des patrouilles aériennes régulières, des canalisations à
parois épaisses selon le facteur d’emplacement pour le
transport du gaz, des corridors de pipelines multiples et
une canalisation hautement résistante à la perforation se
traduiraient par une réduction des incidents par rapport
aux résultats de la Base de données combinées sur les
incidents.
Toutes les canalisations ont été soumises à un essai
hydrostatique. Le système SCADA, une protection contre
la surpression, d'autres normes et pratiques exemplaires
de l'industrie et la formation des exploitants se traduirait
par une réduction des incidents par rapport à la Base de
données combinées sur les incidents. L'historique
d'exploitation est connu.
Projet Énergie Est
Les catégories de menaces potentielles et les facteurs de modification qui y sont associés pour le Projet
sont décrits en détail ci-dessous. Le tableau 2-4 résume les facteurs de modification et leur justification.
L'intervalle d'apparition, c'est-à-dire la période prévue entre les incidents pour chaque kilomètre de
pipeline, est l'inverse de la fréquence des incidents. Les intervalles d'apparition peuvent être calculés
pour des menaces individuelles ou, comme il est illustré ci-dessous, pour toutes les catégories de
menaces.
iacumulatif = 1/(fcumulative)
Où :
iacumulatif
=
intervalle d'apparition pour les incidents liés à toutes les causes
fcumulative
=
Les intervalles d'apparition pour des sections données de pipeline (c.-à-d. une section du pipeline située
dans une seule province) peuvent être calculés en incorporant des kilomètres dans le calcul.
iasection = 1/(fcumulative· kmsection)
Où :
iasection
=
intervalle d'apparition pour les incidents liés à toutes les causes pour une
section spécifique du pipeline
fcumulative
=
kmsection
=
kilomètres de la section du pipeline
CORROSION ET FCSC
Selon la Base de données combinées sur les incidents (ONÉ 2013; PHMSA 2013), la fréquence des
incidents de référence pour les fuites causées par la corrosion équivaut à 2,74E-04 incidents/km-année.
Pour le Projet, cette fréquence de référence a été modifiée afin de tenir compte des pratiques standards
actuelles de l'industrie et des mesures de protection additionnelles d'Énergie Est. Le choix des matériaux
des nouvelles canalisations est régi par les normes de l'industrie, qui exigent également l'utilisation de
systèmes de protection cathodique actifs régulièrement surveillés tout au long du pipeline (CSA 2011).
Ces pratiques de l’industrie ont permis de réduire de manière considérable le nombre d'incidents ces
dernières années. Ainsi, la fréquence de référence des incidents liés à la corrosion pour le nouveau
pipeline et le pipeline converti a été modifiée en fonction des facteurs suivants :
•
respect ou surpassement des normes de l’industrie;
•
respect ou surpassement des normes de l’industrie lors de la construction du tronçon converti;
•
jugement professionnel d'un ingénieur.
La justification d'un facteur de modification équivalent pour le nouveau pipeline et pour le pipeline converti
comprend un programme d’inspection interne qui sera mené par Énergie Est afin de confirmer que le
pipeline converti est propre au service. De plus, les normes d'ingénierie pour les portions converties du
pipeline n'étaient pas sensiblement différentes des normes actuelles.
Mai 2016
2-11
Projet Énergie Est
En plus des normes de l'industrie, on recommande à Énergie Est d'utiliser les mesures d'atténuation
décrites ci-dessous pour réduire la probabilité des incidents liés à la corrosion.
Nouveau pipeline :
•
utilisation de revêtement externe en ÉLF à haute performance;
•
utilisation de revêtements résistants à l'abrasion (compatibles avec l'ÉLF) pour l'installation sans
tranchée;
•
systèmes de protection cathodique avec étude initiale dans les six mois suivant la date de mise en
service.
Nouveau pipeline et pipeline converti :
•
utilisation du système actuel de protection cathodique;
•
implantation d'un programme de contrôle du courant alternatif induit;
•
exécution d'une inspection interne à haute résolution à titre d'évaluation de l'intégrité de base avant
l'exploitation du pipeline pour le pipeline converti et dans l'année suivant la mise en service pour le
nouveau pipeline, et selon un calendrier de réévaluation périodique qui atteint ou dépasse les
exigences applicables.
Comme les sédiments et l'eau sont les plus importants facteurs de risque de corrosion interne, Énergie
Est limitera les sédiments et l'eau de base grâce à des tarifs de 0,5 % par volume. L'accumulation de ces
matières devrait être minime en raison de la turbulence de l'écoulement, mais des instruments de
nettoyage du pipeline seront également utilisés en cas d'écoulement intermittent ou laminaire.
La fréquence des incidents de référence a été réduite en raison de l'utilisation des éléments suivants :
•
un revêtement externe à haute performance (ÉLF et résine époxy liquide seulement);
•
des pratiques de construction visant à réduire les dommages au revêtement durant l'installation;
•
une protection cathodique;
•
un produit propre (dont le contenu en eau et en sédiments n'excède pas 0,5 %);
•
le système de gestion de la planification des immobilisations et le système de gestion des actifs de
TransCanada;
•
Programme d'inspection interne
•
Utilisation des tout derniers instruments de mesure de la fissuration par corrosion sous contrainte
avant la mise en service et durant la première année d'exploitation, lorsque la FCSC est une
menace;
•
FFM pour les segments convertis avant leur entrée en service;
•
FFM pour le nouveau pipeline dans la première année à compter de la date de mise en service;
•
Inspection interne continue durant l'exploitation.
Après l'application des facteurs de modification, la fréquence des incidents liés à la corrosion est toujours
considérée comme une surestimation de la probabilité d'incident.
2-12
Mai 2016
Projet Énergie Est
MATÉRIEL, SOUDAGE ET ÉQUIPEMENT
Les incidents de pipeline liés aux matériaux, au soudage et à l'équipement peuvent être causés par :
•
des matériaux de qualité inférieure;
•
un mauvais choix de matériaux;
•
un manque de contrôle de la qualité et d'inspection durant la fabrication des matériaux et de
l’équipement;
•
une insuffisance d'essais hydrostatiques conformes à la norme.
Bon nombre de déversements historiques contenus dans les données de la PHMSA font référence à des
pipelines prémodernes, pour lesquels des défaillances étaient liées à des déficiences de certains ou de
tous ces facteurs. TransCanada a mis à profit plus de 60 années d'expérience en exploitation de
pipelines pour établir une série complète de pratiques exemplaires concernant les devis,
l'approvisionnement, le transport, le soudage, la construction, l'inspection, les essais et l'assurance
qualité des pipelines qu'elle construit.
incidents de référence pour les défaillances liées aux matériaux, au soudage et à l'équipement est de
4,60E-04 incidents/km-année. Dans le cadre du Projet, cette fréquence de référence a été modifiée afin
de tenir compte des règlements applicables actuels, des mesures de protection supplémentaires
d'Énergie Est et du programme de contrôle et d'assurance de la qualité de la construction.
Le choix des matériaux de la nouvelle canalisation est régi par un règlement (le RPT de l'ONÉ 2013),
lequel exige également des essais non destructifs (c.-à-d. par radiographie ou ultrasons) de la totalité des
joints circulaires et des essais hydrostatiques jusqu'à un minimum de 125 % de la PEM. Ce règlement
vise à détecter et à éliminer les matériaux défectueux et les défaillances de construction avant que la
canalisation ne soit en exploitation.
Les facteurs de modification ont été appliqués à la fréquence de référence afin de tenir compte des
exigences réglementaires applicables pour le nouveau pipeline et des exigences réglementaires en
vigueur au moment de la construction du pipeline converti. Des facteurs de modification ont été appliqués
de manière à tenir compte des mesures courantes d'Énergie Est pour le nouveau pipeline, y compris les
efforts de réduction des matériaux défectueux et des défaillances de construction. Les facteurs de
modification ont été appliqués à la partie convertie du pipeline afin de tenir compte de son utilisation
prolongée pour le transport de gaz naturel, du procédé éprouvé de soudage des joints et de l'inspection
des portions linéaires.
Ces facteurs de modification entraînent une surestimation de la fréquence des incidents, car les
inspections réalisées à la fabrication et à la construction et l'essai hydrostatique effectué après la
construction à 125 % de la PEM permettent de déceler tous les défauts presque critiques, rendant ainsi
un incident d'exploitation très peu probable.
Mai 2016
2-13
Projet Énergie Est
DOMMAGES LIÉS À L'EXCAVATION
Les dommages liés à l'excavation menant à des incidents pipeliniers comprennent les dommages causés
à la canalisation par des tierces parties ou des exploitants de pipeline. Historiquement, les dommages
occasionnés par une tierce partie sont l'une des principales causes de dommages causés aux pipelines.
Les dommages causés par les exploitants sont moins fréquents et se produisent habituellement au cours
des activités d'entretien. Par conséquent, le développement local, l'épaisseur de recouvrement, le
balisage du pipeline et les patrouilles aériennes régulières influent sur le risque de dommage par
excavation.
Les pipelines peuvent fuir en raison de dommages causés par des tierces parties soit immédiatement par
perforation directe, soit à retardement à la suite d'une défaillance par gougeage, ce qui peut être détecté
au cours des inspections internes régulières. Étant donné que la probabilité de percement est fonction de
la limite d'élasticité conventionnelle et de l'épaisseur de la paroi et influe sur la résistance du matériau de
la canalisation, il est possible de calculer la force requise pour percer la canalisation.
Les mesures suivantes réduiront la probabilité d'un effet sur le nouveau pipeline et le pipeline converti :
•
l'épaisseur de recouvrement atteignant ou excédant les exigences réglementaires;
•
des repères visuels sur le tracé du pipeline;
•
les meilleures pratiques de Canadian Common Ground Alliance 2 (à utiliser dans un programme de
prévention des dommages);
•
la participation à un système d'appel unique;
•
des patrouilles aériennes régulières.
À partir de ces mesures, la fréquence des incidents peut être calculée en se fondant sur des modèles de
fiabilité basés sur l'industrie et la probabilité qu'un incident survienne si de l'équipement d'excavation
percute la canalisation (Chen et Nessim 1999). Dans le cas de la canalisation qui sera utilisée pour le
Projet, la fréquence de percement immédiat est très basse parce que la force de creusage de la majorité
des excavatrices est inférieure à la résistance au percement de la canalisation. On prévoit que la
canalisation convertie ait une résistance au percement égale ou supérieure à celle de la nouvelle
canalisation.
incidents de référence pour les fuites liées à l'excavation équivaut à 1,18E-04 incident/km-année. Cette
fréquence comprend des incidents sur toutes les longueurs de pipeline, les diamètres et les dates de
construction. Cette fréquence de référence a été modifiée en raison des différentes mesures qui ont été
recommandées afin de réduire la menace de dommages liés à l'excavation.
2
Common Ground Alliance est une association d'entreprises de pipelines, de propriétaires d'installations
souterraines et d'entrepreneurs en excavation qui cherchent à répondre aux questions de prévention des
dommages causés aux installations souterraines. Le groupe a publié une série complète de meilleures pratiques, y
compris l'établissement de centres d'appel unique « One Call »; les procédures d'excavation; les cartes; le
repérage et le marquage; la conformité; la planification et la conception; les rapports et l'évaluation; l'éducation du
public; et les technologies émergentes.
2-14
Mai 2016
Projet Énergie Est
La fréquence des incidents pour le nouveau pipeline et le pipeline converti a été modifiée pour tenir
compte des mesures d'atténuation des dommages liés à l'excavation comme l'épaisseur de
recouvrement, les repères visuels du tracé du pipeline, les patrouilles aériennes régulières, les
canalisations aux parois épaisses et le corridor de pipelines multiples dans lequel des portions de la
canalisation sont situées.
FAUSSES MANŒUVRES
Les évènements hydrauliques, comme les variations de pression (coups de bélier), sont causés par des
changements brusques de débit et peuvent être imputables à une erreur de l’exploitant ou à une absence
de pression.
Énergie Est s'est engagée à mettre en place plusieurs éléments relatifs au contrôle SCADA et à la
qualification des exploitants qui visent directement à réduire la probabilité d'un déversement de pipeline.
Ces techniques comprennent :
•
une protection contre la surpression à 110 % de la PEM;
•
la gestion de l'exploitation du réseau pipelinier;
•
l'installation d'un système de détection des fuites informatisé, l'utilisation d'un modèle et d'un
simulateur de pipeline SCADA pendant la formation ainsi que pour que la reconnaissance par
contrôleur de conditions d'exploitation anormales;
•
la satisfaction des exigences de la norme CSA Z662-11 et du RPT de l'ONÉ pour les Processus de
gestion des réseaux, qui indiquent que les exploitants de pipelines doivent établir et mettre en œuvre
un processus pour que les employés soient qualifiés, formés et expérimentés dans leurs tâches
respectives et qu'ils sachent effectuer toutes les tâches de façon sécuritaire et de manière à
promouvoir la sécurité du pipeline et réduire les effets sur l'environnement.
Les évènements hydrauliques peuvent être atténués grâce à des dispositifs de prévention des arrêts
brusques. En cas d'urgence, le système SCADA d'Énergie Est avertirait l’exploitant afin qu'il stoppe le
Projet selon une séquence contrôlée et qu'il procède à la fermeture complète des stations de pompage et
des vannes. Les règlements fédéraux exigent que le nouveau pipeline soit soumis à des essais
hydrostatiques à 125 % de la PEM avant sa mise en exploitation. Si un évènement hydraulique
provoquant le dépassement de la PEM survient dans le pipeline, Énergie Est enquêtera pour en
connaître la cause. Si la pression transitoire dépasse 105 % de la PEM, Énergie Est évaluera le pipeline
pour déterminer si des effets nuisibles se sont produits.
incidents de référence pour les évènements hydrauliques équivaut à 1,17E-04 incident/km-année. Dans
le cadre du Projet, cette fréquence de référence a été modifiée pour tenir compte des contrôles
hydrauliques comme le système SCADA, des systèmes améliorés de formation et d'intervention des
exploitants et des règlements applicables en vigueur.
Mai 2016
2-15
Projet Énergie Est
ÉLÉMENTS NATURELS
La catégorie des éléments naturels comprend plusieurs menaces différentes, dont les inondations (fortes
pluies ou orages) et les mouvements terrestres géotechniques ou causés par des glissements de terrain
ou des séismes. La menace de dommages causés par ces éléments naturels dépend de la capacité de la
canalisation à résister à ces éléments naturels. Historiquement, les canalisations prémodernes résistaient
moins bien à ces contraintes que les canalisations modernes pour différentes raisons, notamment :
•
des joints circulaires de piètre qualité;
•
des pipelines munis de raccords mécaniques ou de joints filetés;
•
des franchissements à ciel ouvert au lieu de forages directionnels horizontaux.
Les données recueillies sur le terrain montrent que les canalisations modernes sont plus résistantes et
supportent mieux les forces externes que les anciennes canalisations. De plus, Énergie Est a réalisé une
étude géotechnique et hydrotechnique sur toute la longueur de la conversion proposée. Par prudence, et
parce que le danger ne peut être complètement éliminé, aucun facteur de modification n'a été appliqué à
cette catégorie de menace.
AUTRES ÉLÉMENTS EXTÉRIEURS
La catégorie des autres éléments extérieurs englobe plusieurs menaces différentes, y compris les
incendies et les explosions, les dommages électriques et les dommages intentionnels. Par prudence, et
parce que le danger ne peut être complètement éliminé, aucun facteur de modification n'a été appliqué à
cette catégorie de menace.
TOUTES LES AUTRES CAUSES
Cette catégorie de menaces englobe toutes les causes de natures diverses, inconnues et non spécifiées.
Par prudence, et en raison de la nature ambiguë de ces dangers, aucun facteur de modification n'a été
appliqué à cette catégorie.
2.4.3
Fréquence des incidents modifiée
Les facteurs de modification décrits ci-dessus ont été appliqués à la fréquence de base des incidents.
Les tableaux 2-5 et 2-6 résument les fréquences des incidents modifiées pour les pipelines nouveaux et
convertis.
2-16
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 2-5 Fréquence des incidents modifiée et intervalles d'apparition – nouveau
pipeline
Fréquence des
incidents de référence
(incidents/km-an1)
Fréquence des
incidents modifiée
(incidents/km-an1)
Corrosion et FCSC
2,74E-04
1,64E-05
Matériaux, soudage et
équipement
4,6E-04
4.60E-05
1,18E-04
5,90E-06
169 404
Fausses manœuvres
1,17E-04
5,84E-05
17 112
par km (années)
60 849
21 718
Éléments naturels
4,84E-05
4,84E-05
20 659
1,77E-05
1,77E-05
56 468
1,45E-04
1,45E-04
6 886
Cumulatif
0,00118
0,00034
2 957
REMARQUES :
1
Dans le cas du nouveau pipeline, l'ajustement de la fréquence des incidents altère la fréquence totale des
incidents par un facteur de 3,49 par rapport au taux d'incidents de référence initial.
Tableau 2-6
Fréquence des incidents modifiée et intervalles d'apparition – Pipeline
converti
Fréquence des
incidents de référence
1
(incidents/km-an )
Fréquence des
incidents modifiée
1
(incidents/km-an )
Corrosion et FCSC
2,74E-04
3,29E-05
équipement
4,6E-04
1,18E-04
1,42E-05
70 585
Fausses manœuvres
1,17E-04
5,84E-05
17 112
Éléments naturels
4,84E-05
4,84E-05
20 659
1,77E-05
1,77E-05
56 468
1,45E-04
1,45E-04
6 886
Cumulatif
0,00118
0,00043
2 340
1,11E-04
par km (années)
30 425
9 049
REMARQUES :
1
Pour le pipeline converti, l'ajustement de la fréquence des incidents altère la fréquence totale des incidents par un
facteur de 2,76 par rapport au taux d'incidents de référence initial.
Mai 2016
2-17
2.5
Projet Énergie Est
Fréquence des défaillances de la canalisation principale de TCPL
Pour illustrer le degré de prudence avec lequel l'analyse de la fréquence des incidents a été effectuée
d'après les données de la PHMSA et de l'ONÉ, on a réalisé une analyse secondaire à partir de
l'historique des défaillances de la canalisation principale de gaz naturel de TransCanada. Cette dernière
analyse devrait donner des résultats plus représentatifs du taux de défaillance du pipeline Énergie Est
que les données de l’industrie fournies par la PHMSA et l'ONÉ. La canalisation principale utilise la même
emprise qu'Énergie Est et son âge et sa taille sont similaires. Cette méthode se démarque des bases de
données publiques dont les ouvrages présentent une grande diversité de dimensions, d'états de
l'emprise, d'utilisation de la terre et d'ancienneté de construction. L'utilisation des données de
TransCanada permet également de tenir compte de l'expérience, de l'apprentissage et des processus et
procédures employés par TransCanada pour la maintenance de ses actifs.
La canalisation principale de TransCanada s'étend de la limite de l'Alberta à Montréal et traverse les
Prairies et le nord de l'Ontario. Son emprise est principalement aménagée en zone rurale et croise de
petits secteurs peuplés. Dans les Prairies, on y compte jusqu'à sept canalisations parallèles, et trois ou
quatre dans le nord de l'Ontario. Dans le sud de l'Ontario et au Québec, l'emprise abrite une à deux
canalisations. Les canalisations ont été construites au fur et à mesure à partir de 1954 et ont un diamètre
de 20 à 48 po. Les revêtement utilisés dépendent de l'époque de leur application, mais sont
représentatifs de ce que l'on retrouve sur les pipelines convertis et nouveaux.
Les mêmes taux de défaillance ont été appliqués aux tronçons convertis et aux tronçons nouveaux
d'Énergie Est. Par contre, on n'a pas pris en considération l'évaluation et les mesures d'atténuation
importantes que TransCanada a effectuées ou prévoit effectuer. Les résultats sont donc extrêmement
prudents et surestiment la probabilité de défaillance. Puisque les données historiques de TransCanada
n'incluent pas les fuites de l'équipement, on ajoute le taux modifié de la PHMSA (calculé au prorata pour
1 600 km de nouvelle canalisation et 3 000 km de canalisation convertie) pour les incidents d'équipement
pour une comparaison plus juste.
La canalisation principale ayant été construite au fur et à mesure, on a recouru à un système cumulatif
pour calculer le taux de défaillance. Les taux d'incidents signalés pour chaque année sont calculés en
divisant le nombre d’incidents cumulatif jusqu’à l'année en question par l'exposition du système la même
année. Pour l'exposition annuelle du système (en kilomètres-année), on additionne la longueur
cumulative de cette année et le nombre de kilomètres-année cumulatif jusqu'à cette année. Le calcul est
illustré ci-dessous :
Nbre d'incidents
Incidents
cumulés
km
installés
Longueur
cumulative
(km)
Exposition cumulative
(km-année)
1961
1
1
x
x
x
1962
3
4
y
x+y
(x+y)+x = 2x+y
1963
2
6
z
x+y+z
(x+y+z)+2x+y = 3x+2y+z
Année
2-18
Mai 2016
Projet Énergie Est
Le taux d'incident cumulatif pour 1963 est donc :
Taux = (
Incidents cumulés
6
1
) × 1000 =
Exposition cumulative
3 x + 2 y + z 1000 km ⋅ an
Le tableau 2-7 montre que les deux taux de défaillance modifiés estimés à partir des données de
l’industrie sont supérieurs au taux réel de la canalisation principale TransCanada (et plus prudents),
même si ce dernier ne tient compte ni du fait qu'il s'agit d'un nouveau pipeline ni du programme
d'évaluation proposé du pipeline converti.
Tableau 2-7
Comparaison de la fréquence des incidents inférés et historiques
Méthode d'estimation
Fréquence des incidents (incidents/km-année)
Fréquence des incidents modifiée – nouveau pipeline
3,4E-04
Fréquence des incidents modifiée – pipeline converti
4,3E-04
Historique de la canalisation principale TransCanada
2,6E-04
2.6
Résumé
La présente étude a été menée afin de fournir une évaluation prudente des valeurs de la fréquence des
incidents dans le but d'obtenir une estimation des risques environnementaux associés au Projet. Les
menaces pertinentes ont été déterminées et analysées, et la fréquence des incidents a été calculée.
La fréquence des incidents estimée est basée sur les conditions existantes du pipeline au moment de sa
mise en service. Bien que le risque de menaces dépendantes du temps puisse changer avec le temps, la
présente analyse est applicable à au moins toute la durée de vie utile du Projet pour les raisons
suivantes :
•
L'analyse est basée sur des données historiques. L'analyse de ces données démontre un déclin
marqué des taux d'incidents du pipeline au cours des 10 dernières années, principalement en raison
d'une diminution des évènements liés à la corrosion. Ce déclin est attribué à l'utilisation accrue des
outils d’inspection interne dans l'industrie, à l'amélioration des revêtements et à l'utilisation de
protection cathodique.
•
Cette analyse est basée sur une base de données historiques où la canalisation a majoritairement
été construite à l'époque « prémoderne ». En raison de l'amélioration de la qualité de l'acier et de ses
propriétés, des pratiques de construction et des exigences relatives à l'inspection, les pipelines
installés et convertis aujourd'hui connaîtront une fréquence des incidents beaucoup plus basse que
celle des canalisations prémodernes n’ayant pas été modifiées.
•
Les facteurs de modification sont modérés et, par conséquent, l'analyse surestime le risque réel,
même pour une période de plusieurs décennies.
Mai 2016
2-19
Projet Énergie Est
•
Les meilleures pratiques de gestion de l'industrie et l'environnement réglementaire continueront à
évoluer, ce qui devrait mener à une amélioration de l'inspection et de la protection des pipelines. En
conséquence, la fréquence des incidents pipeliniers connaîtra probablement un déclin continu.
•
La fréquence des inspections et des interventions de maintenance augmentera avec le vieillissement
du pipeline.
L'évaluation des menaces pour le projet d'Énergie Est a déterminé sept catégories principales de
menaces qui pourraient être à l'origine d'un déversement :
•
corrosion (externe, interne et FCSC);
•
matériel, soudage et équipement (p. ex., défauts de fabrication, erreurs de soudage, mauvais
fonctionnement de l'équipement);
•
dommages liés à l'excavation (p. ex., exploitant, entrepreneur, tierce partie);
•
fausses manœuvres (p. ex., surremplissage, surpression);
•
éléments naturels (p. ex., mouvements terrestres, inondations, foudre);
•
autres éléments extérieurs (p. ex., explosion, dommage électrique, dommage intentionnel);
•
toutes les autres causes (p. ex., inconnues et non spécifiées).
Ces menaces ont été analysées avec soin en tenant compte des normes de conception et d'exploitation
exclusives du pipeline de TransCanada.
2.6.1
Prévisions relatives à la fréquence des déversements
Les fréquences des incidents de référence ont été déterminées à partir des données de l'industrie
(c.-à-d., l'ONÉ et de la Pipeline and Hazardous Material Safety Administration [PHMSA]), qui ont été
ajustées pour tenir compte des conditions particulières du Projet et des sites. Les fréquences des
incidents sont mesurées en incidents par kilomètre par année. La section 2 décrit le processus utilisé
pour calculer et modifier les fréquences des incidents et les intervalles d’apparition.
La fréquence des incidents pour les 4 496,6 km de pipeline est de 1,79 déversements 3 ou moins par
année. De plus amples détails sont présentés dans les tableaux 2-8 et 2-9.
3
Cette fréquence d’incidents comprend des déversements de tous volumes.
2-20
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 2-8
Intervalle d'apparition de déversements liés au Projet sur un an par
province
Longueur (km) de
pipeline converti
Longueur (km) de
nouveau pipeline
Longueur totale
(km) de pipeline
Évaluation prudente
du nombre de
déversements par
année pour la
longueur totale
0,0
280,1
280,1
0,09
Saskatchewan
611,8
7,11
618,9
0,26
Manitoba
463,5
53,71
517,2
0,22
Ontario
1 915,6
106,0
2 021,6
0,85
Québec
0,0
648,0
648,0
0,22
Nouveau-Brunswick
0,0
410,8
410,8
0,14
2 990,9
1 505,7
4 496,6
1,79
Province
Alberta
Total
REMARQUES :
Si l'on utilisait la fréquence non modifiée, le nombre estimé de déversements serait de 5,41, ce qui représente
environ trois fois la fréquence des incidents modifiée pour la totalité du pipeline.
Le nombre de déversements par année est calculé en multipliant la longueur du nouveau pipeline et du pipeline
converti par leur fréquence des incidents modifiée respective.
1
Cette fréquence d’incidents comprend des déversements de tous volumes
L'examen des données courantes de la PHMSA (de 2002 à 2014) indique que la majorité des
déversements actuels des pipelines sont relativement petits. Cinquante pour cent des déversements de
pipelines sont inférieurs ou égaux à quatre barils. Dans 80 % des cas, le volume de déversement était
inférieur ou égal à 50 barils. Dans 84 % des cas, le volume de déversement était inférieur ou égal à
100 barils. Dans 95 % des cas, le volume de déversement était inférieur ou égal à 1 000 barils. Les
déversements de 10 000 barils et plus comptent pour 0,5 % des cas. Ces données démontrent que la
plupart des déversements de pipeline sont peu importants et que les déversements d'envergure, de
10 000 barils ou plus, sont peu fréquents. Le tableau 2-9 illustre les prévisions relatives aux fréquences
de déversement de pétrole de différents volumes sur une période d'un an.
Mai 2016
2-21
Tableau 2-9
Projet Énergie Est
Intervalle d'apparition de déversements liés au Projet sur un an par volume
Volume de déversement
Évaluation
prudente du
nombre de
déversements par
année – nouveau
pipeline
Évaluation
prudente du
nombre de
déversements par
année – pipeline
converti
Évaluation
prudente du
nombre total de
déversements par
année
4 barils ou moins
0,25
0,64
0,89
Entre 4 et 50 barils
0,15
0,38
0,54
Entre 50 et 100 barils
0,02
0,05
0,07
Entre 100 et 1 000 barils
0,06
0,14
0,20
Entre 1 000 et 10 000 barils
0,02
0,06
0,08
0,003
0,006
0,009
0,51
1,28
1,79
Supérieur à 10 000 barils
Déversements totaux
Les données sur les volumes de déversement d'incidents réels rapportés par les pétroliers entre 2002 et
2013 montrent que la majorité des déversements ont un volume de 4 barils ou moins (PHMSA 2013).
Dans l'éventualité peu probable d'un déversement, le volume réel attendu devrait être significativement
inférieur au volume maximal de déversement. Par conséquent, l'utilisation du pire scénario de
déversement dans les documents de planification future fournira à Énergie Est des données prudentes et
lui permettra de se préparer à affronter le pire des déversements.
2.7
Références
Ayello, F., W. Robbins, S. Richter ET S. Nesic. 2011. Crude Oil Chemistry Effects on Inhibition of
Corrosion and Phase Wetting. Article no 11060 de la conférence CORROSION 2011.
Been, J. 2011. Comparison of the Corrosivity of Dilbit and Conventional Crude. Rapport rédigé pour le
Dr. J. Zhou, Alberta Innovates Energy and Environmental Solutions, 29 p.
Chen et Nessim, 1999. CHEN, Q. ET M. NESSIM. Reliability-based Prevention of Mechanical Damage to
Pipelines, produit no L51816 au catalogue de Pipeline Research Council International, Inc.
(PRCI), 1999.
Crude Monitor. 2011 Crudemonitor.ca (site Web consulté le 24 janvier 2011). Site Web :
http://www.crudemonitor.ca/home.php.
DTI Oil and Gas. 2006 « Is THAI Heavy Oil Technology Any Use for the North Sea? », Improved Oil
Recovery Group, no 12, août 2006. Site Web :
http://ior.senergyltd.com/issue12/rnd/universities/bath/
Environnement Canada. 2011. Propriétés d'hydrocarbures, base de données. (Site Web consulté le
24 janvier 2011). Site Web : http://www.etc-cte.ec.gc.ca/databases/oilproperties/.
2-22
Mai 2016
Projet Énergie Est
Hindin, B. et Leis, B. 2012 Diluted Bitumen-Derived Crude Oil: Relative Pipeline Impacts. Battelle
Memorial Institute. Site Web : http://oilsandsfactcheck.org/wpcontent/uploads/2012/07/Battelle_Dilbit-Relative-Pipeline-Impacts_072012.pdf.
Kane, R.D., E. Trillo et S. Srinivasan. 2006. The state-of-the-art of naphthenic acid and sulfidic
corrosion evaluation and prediction. Actes de la conférence de l'AIChE 2006.
Messer, B., B. Tarleton, M. Beaton et T. Philips. 2004. New Theory for Naphthenic Acid Corrosivity of
Athabasca Oilsands Crudes. Article no 04634 de la conférence CORROSION 2004.
Conseil national de recherches. 2013. Effects of Diluted Bitumen on Crude Oil Transmission Pipelines,
rapport spécial no 311 du Transportation Research Board.
ONÉ, 2013. Production estimative de pétrole brut et d'équivalents au Canada. Site Web : http://www.nebone.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/sttstc/crdlndptrlmprdct/stmtdprdctn-fra.html.
Norwegian Petroleum Directorate. 2011. The NPD Fact Sheets (Site Web consulté le 27 janvier 2011).
Site Web : http://www.npd.no/engelsk/cwi/pbl/en/well/all/2661.htm.
PHMSA. 2013. Pipeline Safety Stakeholder Communications – Incident Data Access, U.S. Department of
Transportation (consulté en mai 2013). Site Web :
http://primis.phmsa.dot.gov/comm/reports/safety/sida.html?nocache=6864.
Stratiev, D., R. Dinkov, K. Petkov et K. Stanulov. 2010. « Evaluation of Crude Oil Quality », Petroleum &
Coal, vol. 52, no 1, p. 35-43.
Teball, S., R. Podlecki, C. Sudhakar et H.U. Schutt. 2004. Analysis and Corrosivity Testing of Eight Crude
Oils. Article de la conférence CORROSION 2004 de NACE International tenue du 28 mars au
1er avril 2004 à la Nouvelle-Orléans, LA.
Mai 2016
2-23
2-24
Projet Énergie Est
Mai 2016
Annexe 2A Corrosion interne causée par les
concentrations d’acides naphténiques, d’eau
et de sédiments
Projet Énergie Est
ANNEXE 2A
Corrosion interne causée par les concentrations
d’acides naphténiques, d’eau et de sédiments
Mai 2016
Annexe 2A Corrosion interne causée par
les concentrations d’acides
naphténiques, d’eau et de sédiments
Projet Énergie Est
Mai 2016
et de sédiments
Projet Énergie Est
Les renseignements supplémentaires fournis ci-dessous visent à répondre aux inquiétudes soulevées par
le public au sujet de la corrosion excessive causée par le bitume dilué.
ACIDES NAPHTÉNIQUES
On retrouve des acides naphténiques dans tous les pétroles bruts, mais leur concentration dans les
sables bitumineux de l’Alberta est plutôt élevée. Comme les acides naphténiques sont très solubles dans
l’eau, ils sont en grande partie retirés des sables bitumineux lors du fractionnement aqueux du bitume. Il
est difficile de quantifier les concentrations d’acide naphténique dans le bitume dilué parce que les tests
chimiques sur les acides tendent à détruire les composés. En conséquence, les acides naphténiques
sont mesurés indirectement grâce à l’indice d’acide, un indicateur couramment utilisé dans l’évaluation de
l’acidité des pétroles bruts.
L’examen d’autres pétroles bruts démontre que l’indice d’acide du bitume dilué de l’Alberta est
intermédiaire comparativement à d’autres pétroles bruts du monde entier. Les pétroles bruts qui ont un
indice d’acide élevé se trouvent généralement en Californie, au Venezuela, en mer du Nord, en Afrique
de l’Ouest, en Inde, en Chine et en Russie (Zhang et al. 2006). On tend aussi à classer ces pétroles bruts
comme des pétroles bruts lourds. Les pétroles bruts de l’Alberta sont modérément acides (indice d’acide
de 0,2 à 1,0 ppm); ils ont une acidité intermédiaire par rapport aux autres pétroles bruts (tableau 2A-1).
Tableau 2A-10 Indice d’acide de différents pétroles bruts
Type
Lourd
Endroit
Canada
API*
Gravité
Nom du brut
Indice
d’acide
(mg KOH/g)
Référence
Pétrole lourd de Bow
River
26,7
0,79
Crude Monitor 2011
Mélange de Cold Lake
22,6
0,95
Crude Monitor 2011
Western Canadian
Select
20,6
0,89
Tebbal et al. 2004
---
4,70
Tebbal et al. 2004
Californie
Midway Sunset
Chad
Doba
21,1
5,20
Chevron 2011
Mexique
Maya
22,2
0,28
Stratiev et al. 2010
Koweït/Arabie
saoudite
Ratawi
24,6
0,10 – 0,40
Tebbal et al. 2004;
Chevron 2011
Mer du Nord
Captain
19,1
2,36
Chevron 2011
Clair
23,7
1,20
Chevron 2011
Heimdal
---
6,3
Norwegian Petroleum
Directorate (NPD) 2011
Mariner
15,0
4,2
Tebbal et al. 2004; DTI Oil
and Gas 2006
Arabe lourd
27,4
0,10
Arabie
Saoudite
Mai 2016
2A-1
Projet Énergie Est
Tableau 2A-10 Indice d’acide de différents pétroles bruts
Type
Lourd (suite)
Léger
Endroit
Venezuela
API*
Gravité
Nom du brut
Indice
d’acide
(mg KOH/g)
Référence
BCF
17,0
2,5
Hamaca (lourd enrichi)
25,9
0,70
Chevron 2011
Frade
18,0
0,47
Chevron 2011
Tia Juana Pesado
12,1
3,61
Suncor Syncrude A
33,2
---
Crude Monitor 2011
Mélange albertain
35,7
---
Crude Monitor 2011
Louisiane
Louisiana Light Sweet
36,1
0,58
Texas
West Texas
Intermediate
40,8
0,10
West Texas Sour
30,2
1,2
Tebbal et al. 2004
Koweït
Koweït exporté
31,4
0,15
Amérique
latine
Escravos
33,7
0,52
Chevron 2011
Medanito
35,1
0,11
Chevron 2011
Rincon
35,8
0,05
Chevron 2011
Mexique
Isthmus
33,3
0,06
Nigéria
Pennington
33,7
0,22
Chevron 2011
Mer du Nord
Brent
38,3
0,10
Russie
Mélange CPC
44,2
0,05
Chevron 2011
Mélange russe exporté
31,8
0,56
Arabe léger
33,4
0,00
Canada
Arabie
Saoudite
Environnement Canada
2011
REMARQUES :
* API = American Petroleum Institute
2A-2
Mai 2016
et de sédiments
Projet Énergie Est
Bien que les acides naphténiques puissent entraîner la corrosion à des températures extrêmement
élevées semblables à celles que l’on retrouve dans des raffineries (230 degrés Celsius [°C] et plus), des
études récentes ont conclu que les acides naphténiques ne sont pas corrosifs aux températures
d’exploitation d’Énergie Est (Alberta Innovates 2012; Ayello et al. 2011; Been 2011; Dettmen et al. 2010;
Dettmen et al. 2009; Hindin and Leis 2012; Kane et al. 2006; Messer et al. 2004; National Research
Council 2013). En fait, les données indiquent que les acides naphténiques peuvent offrir une protection
contre la corrosion induite par prolifération microbienne dans les pipelines (Alberta Innovates 2012).
Ainsi, des études ont conclu que les acides naphténiques contenus dans le bitume dilué n’augmentent
par la corrosion interne des pipelines (Alberta Innovates 2012; Hindin and Leis 2012; Conseil national de
recherches 2013).
L’absence de corrosion associée aux acides naphténiques a aussi été corroborée par des exploitants de
pipelines, qui ont indiqué que le bitume dilué se comporte de la même manière que les pétroles bruts
conventionnels dans les pipelines. Ces affirmations sont appuyées par des photographies internes, qui
illustrent que même après avoir assuré pendant des années le transport de bitume dilué, les pipelines ne
présentent pas plus d’usure que des pipelines similaires qui transportent d’autres pétroles bruts (Hindin
and Leis 2012).
SPÉCIFICATIONS RELATIVES AU TARIF
La corrosion de l’acier est causée par des réactions électrochimiques qui ne peuvent se produire qu’en
présence d’un solvant ionisant, comme de l’eau combinée à du dioxyde de carbone (CO2), du sulfure
d’hydrogène (H2S) et de l’oxygène (O2).
Afin de réduire au minimum la corrosion associée à l’eau et aux sédiments, Énergie Est établira un tarif
qui réduira la quantité d’eau et de sédiments présents dans le bitume dilué et les autres pétroles bruts à
0,5 % du poids, combiné. Ce tarif standard est inférieur à celui de nombreux pétroles bruts transportés
dans d’autres oléoducs. La plupart du temps, l’écoulement dans le pipeline sera turbulent, ce qui
favorisera la dispersion et l’entraînement des microgouttes d’eau dans le pétrole. L’utilisation régulière
d’instruments de nettoyage de pipeline permettra d’enlever l’accumulation de sédiments et d’eau, le cas
échéant. Les pertes de métal seront évaluées lors des II régulières.
Tandis que des quantités excessives de sédiments dans le pétrole brut pourraient abraser la paroi de la
conduite, la quantité de sédiments dans le bitume dilué et les autres pétroles bruts à transporter sera
réduite grâce au tarif sur l’eau et les sédiments. La limitation de la quantité d’eau et de sédiments dans le
bitume dilué réduira les taux de corrosion, ce qui réduira le risque de corrosion interne.
Mai 2016
2A-3
2A-4
Projet Énergie Est
Mai 2016
Projet Énergie Est
ANNEXE 2B
Annexe 2B Facteurs de modification
Mai 2016
Projet Énergie Est
Mai 2016
Projet Énergie Est
La fréquence des incidents de référence tirée des données de l’ONÉ et de la PHMSA (base de données
combinées sur les incidents [ONÉ, 2014; PHMSA, 2014]) a été ajustée en fonction d’un facteur de
modification de 0,1 à 0,8 pour tenir compte des différences entre la conduite utilisée lors de l’EEP et l’âge
avancé de l’infrastructure des pipelines de la base de données (la majeure partie a plus de 50 ans). Un
facteur de modification de 0,3 indique que la fréquence des incidents a été multipliée par 0,3, ce qui a
pour effet de la réduire de 70 %. Ces facteurs ont été approuvés par les ingénieurs en pipeline et par les
autorités de règlementation lors de plusieurs projets, dont les suivants :
•
le pipeline TransCanada Gulf Coast;
•
le latéral TransCanada Houston;
•
le pipeline TransCanada Keystone (États-Unis);
•
le pipeline BakkenLink entre Dry Creek et Beaver Lodge;
•
le pipeline Plains All American à Pascagoula.
Les facteurs de modification de la nouvelle canalisation et de la canalisation convertie peuvent différer en
raison, entre autres, de différences de spécifications des matériaux, de conception, de méthodes de
construction, de conditions d’exploitation et de programmes de gestion de l’intégrité (se reporter au
tableau 2B-1).
La formule ci-dessous permet de calculer la part de la fréquence des incidents de chaque composante
dans le calcul du facteur de modification global indiqué au tableau 2B-1. La fréquence des incidents liés
aux éléments naturels, aux autres éléments extérieurs et autres causes n’a pas été modifiée (le facteur
de modification est de 1,0).
fcumulative = (fco*aj) + (fex*aj) + (ffm*aj) + (fms*aj) + (fén*aj) + (fée*aj)+ (fac*aj)
Où :
fcumulative =
fréquence des incidents cumulative
fco
=
fréquence des incidents liés à la corrosion
fex
=
fréquence des incidents liés à l’excavation
ffm
=
fréquence des incident liés à de fausses manœuvres
fms
=
fréquence des incidents liés au matériel, au soudage ou à la défaillance de l’équipement
fén
=
fréquence des incidents liés aux éléments naturels
fée
=
fréquence des incidents liés à d’autres éléments extérieurs
fac
=
fréquence des incidents liés à toutes les autres causes
Mai 2016
2B-1
Projet Énergie Est
Tableau 2B-1
Nouveau pipeline
Corrosion
équipement
2B-2
Facteur de
modification
Pipeline converti
Justification
Facteur de
modification
Justification
fco = 0,2
Revêtement externe en ÉLF à haute
performance, pratiques de construction
visant à réduire les dommages causés au
revêtement durant la pose, protection
cathodique, tarifs sur l’eau et les sédiments
qui permettent la livraison d’un produit
propre et inspection FFM de base devant
être réalisée dans les trois ans suivant la
date de la mise en service.
fco = 0,4
Divers types de revêtement, protection
cathodique, programme d’inspection FFM
continue, ensemble des caractéristiques
historiques de pertes de métal.
fco = 0,3
Normes minimales actuelles de l’industrie et
jugement professionnel d’un ingénieur.
fco = 0,3
Normes minimales de l’industrie au moment
de la construction et jugement professionnel
d’un ingénieur. Le facteur de modification
est le même pour le nouveau pipeline et
pour le pipeline converti parce que les
normes minimales de l’industrie n’ont pas
grandement changé depuis l’époque de la
construction des tronçons à convertir.
fmw = 0,5
Exigences réglementaires fédérales
actuelles.
fmw = 0,8
Exigences réglementaires fédérales à
l’époque de la construction.
fmw = 0,2
Mesures d’atténuation et plan de contrôle et
d’assurance qualité de la construction
d’Énergie Est, qui comprend des efforts de
réduction des défaillances des matériaux et
des déficiences de construction.
fmw = 0,3
Expérience en matière de transport gazier,
procédé de soudage linéaire continu et
d’inspection éprouvé.
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 2B-1
Nouveau pipeline
Excavation
Défectuosité
Facteur de
modification
Pipeline converti
Justification
Facteur de
modification
Justification
fex = 0,5
Mesures d’atténuation de l’excavation telles
que l’épaisseur de recouvrement, des
repères visuels du tracé du pipeline et des
patrouilles toutes les deux semaines.
fex = 0,6
Mesures d’atténuation de l’excavation telles
que l’épaisseur de recouvrement, des
repères visuels du tracé du pipeline, des
patrouilles aériennes toutes les deux
semaines, des conduites à parois épaisses
selon le facteur de localisation pour le
transport du gaz et des corridors de
pipelines multiples.
fex = 0,1
Conduites à forte résistance à la
perforation.
fex = 0,2
Conduites à forte résistance à la perforation
(identique ou légèrement inférieure à celle
du nouveau pipeline).
fio = 0,5
Des essais hydrostatiques, un système
SCADA, une protection contre la
surpression, d’autres normes et pratiques
exemplaires de l’industrie.
fio = 0,5
Des essais hydrostatiques, un système
SCADA, une protection contre la
surpression, d’autres normes et pratiques
exemplaires de l’industrie.
REMARQUE :
La fréquence des incidents liés aux éléments naturels, aux autres éléments extérieurs et autres causes n’a pas été modifiée.
Mai 2016
2B-3
Projet Énergie Est
2B-4
Mai 2016
Projet Énergie Est
Section 3 : Caractéristiques du pétrole brut, devenir
dans l'environnement, propagation et effets
3
CARACTÉRISTIQUES DU PÉTROLE BRUT, DEVENIR DANS
L'ENVIRONNEMENT, PROPAGATION ET EFFETS
3.1
Introduction
La présente évaluation porte sur trois pétroles bruts représentatifs de ceux qui seront transportés dans le
cadre du Projet et examine les caractéristiques qui influent sur leur devenir dans l'environnement, leur
propagation et leurs effets dans divers milieux (p. ex. les eaux de surface, les eaux souterraines, le sol et
les plans d'eau marins). L'évaluation présente aussi cinq constituants d'intérêt (CI), justifie leur inclusion
et décrit leur incidence sur un déversement de pétrole brut.
3.2
Pétroles bruts représentatifs
Différents pétroles bruts seront transportés dans le cadre du Projet. Ceux-ci peuvent être classés en trois
catégories générales : le pétrole brut léger classique, le pétrole brut synthétique et le bitume dilué. Selon
les renseignements provisoires fournis par les expéditeurs potentiels, Oléoduc Énergie Est ltée
(Énergie Est) a ciblé trois pétroles bruts représentatifs de ces types de pétroles bruts : le pétrole brut
Bakken, le mélange synthétique Husky et le Western Canadian Select. Un résumé des caractéristiques
des pétroles bruts fait l'objet du tableau 3-1.
Tableau 3-1
Propriétés physicochimiques des pétroles bruts
Paramètre
Densité1
Unité
g/mL
Mesure
Plage
7
Moyenne
1
Gravité
API
Plage
7
Viscosité2, 4
cSt @ 38°C
% vol.
% vol.
% vol.
0,82-0,84
0,84-0,86
0,92-0,93
0,91-0,93
0,82
0,86
0,93
0,93
37,6-42,1
32,2-37,1
20,6-21,8
20,1-23,1
32,2
20,6
20,9
44,0-63,0
28,0-63,0
3,4
4,5
63
43,4
0,25-0,41
0,03-0,18
0,06-0,29
0,02-0,21
0,28
0,04
0,16
0,13
0,58-1,52
0,15-0,46
0,24-0,5
0,11-0,44
0,92
0,15
0,29
0,26
0,24-0,45
0,10-0,21
0,05-0,14
0,04-0,17
0,33
0,10
0,06
0,1
0,76-1,52
0,32-0,70
0,29-0,53
0,19-0,49
1,4
0,32
0,29
0,34
Plage
Plage
Plage
Plage
7
Moyenne
Classique
lourd6
2,4-6,5
Moyenne7
Xylènes
Bitume
dilué
42,1
Moyenne
% vol.
Synthétique
non
corrosif
2,7-4
7
Éthylbenzène
Classique
léger3
Plage
Moyenne7
Toluène
Western
Canadian
Select
Moyenne
Moyenne7
Benzène
Bakken
Mélange
synthétique
Husky
Mai 2016
3-1
Tableau 3-1
Propriétés physicochimiques des pétroles bruts
Paramètre
BTEX total1
Unité
% vol.
Mesure
Plage
Moyenne7
5
Naphtalène
% vol.
Plage
7
Moyenne
Sédiments
ppmv
Indice d'acide
mgKOH/g
Point d'écoulement2, 4
°C
Fractions de distillation
Naphta1
Distillat1
Gasoil1
Résidu1
°C
Western
Canadian
Select
Classique
léger3
Synthétique
non
corrosif
Bitume
dilué
Classique
lourd6
1,98-3,27
0,61-1,49
0,80-1,24
0,59-1,26
2,93
0,61
0,80
0,78
–
–
–
–
0,042
0,003
0,0028
–
–
–
91-360
163-333
Moyenne7
–
–
179
242
Plage
–
–
0,9-2,4
0,2-1,8
Moyenne
–
–
1,7
0,9
Plage
–
–
–
–
7
3
-72
-45
-36
Plage
–
–
–
–
Moyenne7
–
<-21
<-35
11
33,3-37,7
14,3-20,7
–
11,8-19,3
34,8
17,5
–
14,1
24,5-28,8
11,7-16,7
–
16,2-21,6
26,8
14,3
–
19,5
22,1-25,2
24,4-26,7
–
22,0-31,7
23,7
25,6
–
24,6
13,9-15,6
41,4-43,0
–
34,7-45,6
14,7
42,5
–
41,8
Moyenne
Point d'éclair
Bakken
Mélange
synthétique
Husky
Plage
7
2, 4
Projet Énergie Est
% de
récupération
en masse
Plage
% de
récupération
en masse
Plage
% de
récupération
en masse
Plage
% de
récupération
en masse
Plage
Moyenne7
7
Moyenne
7
Moyenne
7
Moyenne
REMARQUES :
1
Données de CrudeMonitor.ca, moyennes sur 5 ans.
2
Données provenant de la base de données de propriétés d'hydrocarbures d'Environnement Canada.
3
Shafizadeh 2010.
4
Viscosité accessible au public, données manquantes pour le point d'écoulement et le point d'éclair. Par
conséquent, l'échantillon est petit.
5
Concentrations de naphtalène de Yang et al., 2011
6
Bien que n'étant pas un pétrole brut représentatif, le Classique lourd est fourni aux fins de comparaison.
7
Moyenne pour le pétrole brut indiqué (Bakken, mélange synthétique Husky et Western Canadian Select). Moyenne
générale pour le Classique lourd.
3-2
Mai 2016
Projet Énergie Est
3.2.1
Pétrole brut léger classique – pétrole brut de Bakken
Le pétrole brut de la région de Bakken se distingue par sa forte proportion d'hydrocarbures légers et sa
faible teneur en constituants lourds. De plus, le pétrole brut de Bakken contient peu de soufre; il est par
conséquent classé comme un pétrole brut non corrosif. Il s'agit du plus léger des pétroles bruts
représentatifs pouvant être transportés dans le cadre du Projet.
Le pétrole brut de Bakken a une densité API (American Petroleum Institute) très élevée de 42,1, ce qui
indique qu'il flotte sur l'eau. Il contient une fraction beaucoup plus petite de composés de masse
moléculaire élevée que les pétroles bruts dont la valeur API est plus basse. Les pétroles à faible viscosité
comme le brut de Bakken forment un film très mince à la surface de l'eau, ce qui augmente leur
exposition à l'environnement et, par conséquent, les processus d'altération météorique comme
l'évaporation, la dispersion et la photodégradation. Comme les autres pétroles bruts, le pétrole brut de
Bakken forme avec l'eau une émulsion, quoique moins stable que celle des bruts lourds. Ainsi, cette
émulsion serait transitoire et le pétrole remonterait à la surface de l'eau peu de temps après la formation
de l'émulsion.
Lorsqu'on le compare avec d'autres pétroles bruts représentatifs, le pétrole brut de Bakken contient une
forte proportion d'alcanes à chaîne linéaire et de composés de benzène, de toluène, d'éthylbenzène et de
xylène (BTEX), ce qui est souhaitable pour la production de carburants à base de pétrole, mais peut
causer des effets sur l'environnement en cas de déversement (se reporter à la section 3.3).
3.2.2
Pétrole synthétique – mélange synthétique Husky
Le bitume peut être raffiné partiellement (c.-à-d., amélioré) pour créer du pétrole brut synthétique; ce
processus permet de retirer du bitume un grand nombre des composés à forte masse moléculaire (p. ex.,
les asphaltènes). Le brut synthétique est comparable aux pétroles bruts classiques de poids moyen. Le
pétrole brut synthétique représentatif, le mélange synthétique Husky, a une densité API de 32,2, ce qui
indique qu'il flotte sur l'eau (CrudeMonitor, 2013).
Les processus environnementaux (p. ex., la dispersion, l'évaporation et l'émulsification) sont moyens si
on les compare à ceux du pétrole brut de Bakken et au Western Canadian Select. Les concentrations de
BTEX du mélange synthétique Husky sont de faibles à moyennes en comparaison de celles de ces
pétroles bruts. En raison de ses caractéristiques moyennes, les effets environnementaux du brut
synthétique sont aussi moyens par rapport à ceux des deux autres pétroles bruts représentatifs.
3.2.3
Bitume dilué – Western Canadian Select
Le pétrole extrait des sables bitumineux de l'Alberta s'appelle du bitume. La viscosité du bitume est très
élevée et sa consistance ressemble à celle du beurre d'arachide. Pour rendre le bitume transportable par
oléoduc, on le mélange avec un diluant 1 (c.-à-d., un hydrocarbure pétrolier plus léger comme un
condensat ou un brut synthétique) de façon à transporter du bitume dilué. Bien que la composition
précise du bitume dilué soit déterminée par les transporteurs et considérée comme un renseignement
confidentiel, des bases de données publiques fournissent des renseignements sur les principales
1
Le diluant est composé de divers hydrocarbures légers dont les taux de BTEX par volume sont relativement
élevés. Il s’agit de la principale source de BTEX et d’autres constituants légers pour le bitume dilué.
Mai 2016
3-3
Projet Énergie Est
caractéristiques de ces pétroles (p. ex., CrudeMonitor.ca, la base de données de propriétés
d'hydrocarbures d'Environnement Canada et la base de données sur le pétrole brut de l'Oil and Gas
Journal). La comparaison des propriétés physiques et chimiques montre que le bitume dilué est
semblable à d'autres pétroles bruts lourds naturels provenant de différents endroits dans le monde,
comme la Californie, le Venezuela, le Nigéria et la Russie.
Si on le compare à des pétroles bruts plus légers, le Western Canadian Select contient moins de BTEX et
une plus grande proportion de composés de forte masse moléculaire comme des asphaltènes. Le
benzène, le toluène, l'éthylbenzène et les xylènes sont des hydrocarbures de pétrole léger très volatils et
relativement solubles dans l'eau. Les hydrocarbures de pétrole de poids moléculaire élevé sont beaucoup
moins solubles et plus persistants dans l'environnement.
Comme d'autres pétroles bruts, le Western Canadian Select 2 a une densité API de 20,7, ce qui indique
qu'il flotte à la surface de l'eau. Parce qu'il est plus visqueux que les pétroles bruts synthétiques et
classiques légers, il se répand plus lentement sur le sol et à la surface de l'eau, ce qui réduit la zone
affectée pour une période donnée. En raison de leur grande viscosité, les pétroles bruts lourds ne se
dispersent pas autant ni aussi rapidement que les pétroles bruts légers. Comme les autres pétroles bruts,
le bitume dilué peut former des émulsions (c.-à-d., des mélanges d'eau et de pétrole). En raison de leur
plus forte proportion de composés de forte masse moléculaire, les émulsions de Western Canadian
Select sont généralement plus stables et leur persistance environnementale est plus longue que celle des
émulsions de pétroles bruts plus légers.
3.2.3.1 Potentiel de corrosion
Il existe une perception erronée voulant que le bitume dilué soit plus corrosif que les pétroles bruts
classiques. Notamment, certains ont exprimé publiquement leur inquiétude voulant que les acides
naphténiques présents dans les pétroles bruts, particulièrement dans le bitume dilué, soient très corrosifs
pour les oléoducs. Bien qu'on trouve des acides naphténiques dans le bitume non traité (brut), ces acides
sont très solubles dans l'eau et sont en grande partie retirés lorsque le bitume est traité à l'eau pour
enlever les sédiments et le sable. Plusieurs études indépendantes se sont penchées sur le potentiel de
corrosion de différents pétroles bruts et toutes ont conclu que le bitume dilué de l'Alberta n'est pas plus
corrosif que les autres pétroles bruts. Se reporter à la section 2 pour obtenir des explications détaillées à
ce sujet.
3.2.3.2 Potentiel d'inflammation
Le potentiel d'inflammation du pétrole brut dépend en partie de la quantité de gaz et de constituants
d'hydrocarbures légers et inflammables présents dans le pétrole. Ces caractéristiques varient selon le
type de pétrole brut (c.-à-d., classique léger et lourd, bitume dilué et synthétique), ce qui entraîne des
niveaux variables d'inflammabilité. En général, les pétroles bruts plus légers contiennent une plus forte
proportion de gaz dissous et d'hydrocarbures légers, ce qui les rend plus inflammables que les pétroles
bruts plus lourds.
2
Le Western Canadian Select a une densité API d'environ 20,7. En général, les pétroles bruts dont la densité API
est supérieure à 10 flottent sur l'eau, tandis que ceux dont la densité API est inférieure à 10 sont plus susceptibles
de couler au fond dans les environnements aquatiques.
3-4
Mai 2016
Projet Énergie Est
Le point d'éclair est une mesure courante utilisée pour quantifier l'inflammabilité des produits pétroliers. Il
s'agit de la température la plus basse à laquelle une matière se volatilise pour créer un mélange
inflammable de vapeur et d'air. Les matières dont le point d'éclair est bas sont considérées comme plus
inflammables que celles qui ont un point d'éclair plus élevé. Les points d'éclair des pétroles bruts
représentatifs proposés pour le transport dans le cadre du Projet (se reporter au tableau 3-1 et aux
sections 3.2.1 à 3.2.3) ont des points d'éclair comparables (d'environ -30 °C à -20 °C). Ces pétroles bruts
ont tous un degré d'inflammabilité de classe 3 en ce qui concerne le transport des marchandises
dangereuses (TMD), ce qui indique un degré d'inflammabilité comparable.
Des rapports d'incidents historiques indiquent qu'il ne se produit pas souvent d'inflammation ou
d'explosion à la suite de déversements de pétrole brut. Une recherche dans la base de données
d'incidents de la PHMSA 3 indique qu'environ 1,2 % des incidents devant être signalés se rapportant à
des oléoducs de pétrole brut s'enflamment et seulement 0,25 % entraînent des explosions
(PHMSA 2014). Malgré ces données, le feu et les explosions peuvent représenter un danger en cas
d'incident. Il est recommandé d'inclure des procédures dans le Plan d'intervention d'urgence (PIU)
d'Énergie Est afin d'intervenir en cas d'incident mettant en jeu un incendie ou une explosion. De plus, ces
procédures devraient être conçues de manière à atténuer les risques d'inflammation ou d'explosion du
pétrole brut déversé (p. ex., par l'application préventive de mousse coupe-feu).
3.3
Constituants d'intérêt du pétrole brut
Les pétroles bruts sont des mélanges complexes formés de centaines de composés organiques (et d'un
bon nombre de composés inorganiques). Ces composés diffèrent par leur solubilité, volatilité, toxicité,
persistance, viscosité, densité et sorptivité, qui sont toutes des propriétés qui affectent le devenir dans
l'environnement et la propagation du pétrole brut déversé. Afin de comprendre l'effet du pétrole brut sur
l'environnement, il est nécessaire de déterminer les constituants d'intérêt qui caractérisent son devenir
potentiel, sa propagation et sa toxicité dans l'environnement. Cette section présente une justification de la
sélection des constituants d'intérêt qui sont analysés ainsi que leurs critères de référence relatifs à l'eau
potable et à la toxicité pour les organismes aquatiques.
3.3.1
Constituants considérés
McMillen et al. (2001) ont évalué le risque potentiel que présentent les déversements pour la santé
humaine et l'environnement. Ils ont découvert que plusieurs constituants du pétrole brut posent des
risques pour la santé :
Hydrocarbures aromatiques
•
Le benzène, en raison de sa solubilité modérée, de sa mobilité environnementale et de sa toxicité.
•
Le toluène, l'éthylbenzène et le xylène, parce qu'avec le benzène, ils représentent certains des
composés du pétrole brut les plus toxiques, volatils, solubles et mobiles.
3
Des renseignements semblables ne sont pas disponibles dans la base de données de l'ONÉ.
Mai 2016
3-5
Projet Énergie Est
Hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP)
•
Les HAP sont l'un des principaux constituants d'intérêt du pétrole brut en raison de leur persistance
environnementale. Une exposition à long terme à certains HAP fait augmenter le risque de
développer un cancer, de subir des mutations génétiques et des malformations à la naissance et
diminue les chances de reproduction et de survie de la faune durant la saison hivernale.
• Le naphtalène est l'HAP le plus soluble dans le pétrole brut, donc le plus mobile dans l'environnement.
Le phénanthrène, le pyrène et les plus gros HAP sont généralement observés dans les pétroles
bruts, mais ils ne sont pas aussi volatils, solubles ou mobiles que le naphtalène, ce qui limite leur
biodisponibilité; par conséquent, ces constituants d'intérêt ne sont pas examinés dans le cadre de la
présente analyse.
D'autres classes de composés, y compris les alcanes et les oléfines aromatiques, ont été considérées
avant d'être exclues pour les raisons suivantes :
•
une très faible persistance des alcanes légers;
•
un faible potentiel de bioaccumulation;
•
une solubilité limitée dans l'eau;
•
une mobilité environnementale limitée;
•
une faible toxicité.
À partir de cette évaluation, les BTEX et le naphtalène ont été choisis comme des constituants d'intérêt
dans le cadre de la présente analyse. On s'attend à ce que les effets des BTEX et des HAP soient les
plus importants. Si la présente analyse conclut que seuls les effets de faible ampleur découlent d’un
contact physique direct avec ces constituants d'intérêt, alors on peut également s’attendre à ce que seuls
des effets de faible ampleur découlent d'un contact direct avec des constituants du pétrole brut moins
biodisponibles. L'analyse n’inclut pas les conséquences de l'inhalation ou de l'ingestion des constituants
du pétrole brut, qui sont des voies d'exposition importantes en ce qui concerne les mammifères marins et
d'autres espèces aquatiques. Les propriétés individuelles des constituants d'intérêt sélectionnés (les
BTEX et le naphtalène), leur devenir dans l'environnement et leur propagation font l'objet d'un résumé au
tableau 3-2 et sont décrits en détail ci-dessous. La présente analyse repose sur l'hypothèse que le
pétrole demeure dans l'environnement sans que l'on procède au nettoyage.
3-6
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 3-2
Principales propriétés physiques et chimiques de certains constituants
d'intérêt
Constituants d'intérêt
Propriété (unité)
Benzène
Toluène
Éthylbenzène
Xylènes1
Naphtalène
CL50 48 heures (parties par
million [ppm])
9,2
11,5
2,1
7,1
10,1
Solubilité optimale
(milligrammes par litre
[mg/L])
1 791
515
152
174
30
Toxicité relative2
194,7
44,8
72,4
31,1
3,0
Coefficient de partage
octanol-eau (log Kow)
2,10
2,69
3,13
3,18
3,01–3,45
Pression de vapeur (kPa à
25 ºC)
12,69
3,78
0,95
8,8–11,8
0,106
Constante de la loi d'Henry
(atm.m3/mol)
5,43 x 10-3
5,94 x 10-3
4,7–6,5 x 10-3
4,3 x 10 –1,1
x 10-2
2,23 x 10-4
4,8
5-6
3,1
3,2
0,4-3,2
1-16
(aérobique)
28-720
(anaérobique)
<20
<20
95
17-31
Demi-vie de volatilisation
dans l'eau (heures)
Demi-vie de
biodégradation (jours)
-3
REMARQUES :
1
Plage ou moyenne du p-xylène, du m-xylène et de l'o-xylène.
2
Solubilité optimale/CL50. Une valeur plus élevée indique une plus grande toxicité relative.
3.3.1.1 Benzène
La concentration de benzène dans les pétroles bruts représentatifs se situe généralement dans une
fourchette de 0,02 à 0,41 % du volume (% vol.). Les pétroles bruts légers contiennent généralement les
concentrations les plus fortes; le bitume dilué et les pétroles bruts synthétiques contiennent généralement
les concentrations les plus faibles (CrudeMonitor, 2013; base de données sur les propriétés du pétrole du
CSTE, 2006). Ses propriétés dans l'air, le sol et les eaux souterraines ont été étudiées dans le but de
déterminer sa propagation et son devenir lors de déversements de pétrole brut et d'essence. Par
conséquent, la quantité de données est suffisante pour procéder à la modélisation du devenir et de la
propagation du benzène dans les déversements de pétrole brut.
En tant que composé individuel, le benzène est modérément soluble 4 (1 791 mg/L; Howard, 1990) et
volatil avec une pression de vapeur de 12,69 kPa (à 25°C) et une constante de la loi d'Henry de
5,43 × 10-3 atm.m3/mol (Howard, 1990). Les demi-vies d'évaporation et de volatilisation du benzène dans
l'eau ont été estimées à 4,8 et à 2,7 heures, respectivement (Mackay et Leinonen, 1975; Thomas, 1982).
Cependant, le benzène pourrait être relativement persistant dans les eaux souterraines, là où le
processus de volatilisation n'est pas viable (Howard, 1990). Le benzène n'est pas substantiellement
adsorbé par les sols. Il peut être biodégradé par divers microorganismes aquatiques à des taux de
4
Les caractéristiques physiques et chimiques, comme l'hydrosolubilité, sont basées sur le benzène pur. Dans le
pétrole brut, la solubilité du benzène est beaucoup plus faible, car celui-ci demeure préférentiellement dans le
pétrole brut et, en conséquence, n'atteint pas les concentrations optimales de solubilité dans l'eau.
Mai 2016
3-7
Projet Énergie Est
dégradation qui dépendent de facteurs comme la température et l'acclimatation de la communauté
microbienne (Gibson et Subramanian, 1984; Howard, 1990). Les demi-vies de biodégradation aérobique
pour le benzène varient de 1 à 16 jours dans l’eau de surface et de 28 à 720 jours pour la biodégradation
anaérobique en eau douce profonde et dans les eaux souterraines (gouvernement du Canada, 1993). La
demi-vie en eau estuarienne est de 6 jours (Howard, 1991). Dans un écosystème marin, la
biodégradation se produit en 2 jours après une période d'acclimatation de 2 jours au printemps, et de
2 semaines en été, alors qu'il n’y a aucune dégradation en hiver (Howard, 1991). Les demi-vies
d'évaporation du benzène dans l'eau de mer varient en fonction de la saison : 23 jours au printemps,
3,1 jours en été et 13 jours en hiver. Le faible coefficient de partage octanol-eau (log Kow) de 2,1 indique
que le benzène ne devrait pas se bioaccumuler ou se bioamplifier dans les organismes aquatiques ou
être adsorbé de manière considérable dans les sédiments ou le sol (Hawker et Connell, 1988;
Howard, 1990).
À partir d'un examen des propriétés du benzène, on considère généralement qu'il s'agit du constituant le
plus important pour l'évaluation des effets à court terme liés aux déversements de pétrole. Pour cette
raison, et parce que sa toxicité, sa solubilité et sa volatilité relatives sont élevées, le benzène est
considéré dans la présente évaluation comme un constituant d'intérêt. On s'attend à ce que l'évaporation
soit le principal mécanisme de devenir dans l'environnement pour la majorité des déversements.
3.3.1.2 Toluène
La concentration de toluène dans les pétroles bruts représentatifs se situe généralement dans une
CSTE, 2006). Ses propriétés dans l'air, le sol et les eaux souterraines ont été étudiées dans le but de
déterminer sa propagation et son devenir lors de déversements de pétrole brut et d'essence. Le toluène
est un liquide volatil ayant une pression de vapeur relativement élevée (3,78 kPa à 25 °C) et une
constante de la loi d'Henry (5,94 × 10-3 atm.m3/mol) le rendant très inflammable et explosif. La solubilité
du toluène dans l'eau est relativement faible (515 mg/L à 25 °C). La demi-vie de volatilisation du toluène
dans les eaux de surface en mouvement est de 5 à 6 heures. Cependant, sa demi-vie en eaux
stagnantes dépasse souvent 1 jour (US Environmental Protection Agency [USEPA], 1994).
La valeur log Kow du toluène est faible (2,69 à 25 °C [Mackay et al., 1992]), ce qui indique qu'il ne devrait
pas se bioaccumuler ou se bioamplifier dans les organismes aquatiques ou être adsorbé de manière
considérable dans les sédiments ou le sol (gouvernement du Canada, 1992).
Différents microorganismes du sol utilisent le toluène comme source de carbone pour le métaboliser en
CO2 et en eau. Les Pseudomonas sont les principales bactéries de décomposition dans les sols, mais on
a observé que d'autres espèces comme les bactéries du genre Arthrobacter décomposent les composés
des BTEX (Utkin et al., 1992). Les demi-vies de biodégradation varient habituellement entre 5 et 10 jours
et sont généralement inférieures à 20 jours (Chiang et al., 1989; Evans et al., 1991a,b; Grbić-Galić et
Vogel, 1987; Haag et al., 1991; Mackay et al., 1992).
3-8
Mai 2016
Projet Énergie Est
Les propriétés du toluène sont similaires à celles du benzène, mais sa solubilité et sa volatilité sont plus
faibles. Sa persistance semble s'apparenter à celle du benzène malgré une toxicité beaucoup plus faible.
Par conséquent, le benzène a généralement été utilisé comme le seul constituant d'intérêt dans le groupe
des composés BTEX. Cependant, afin de procéder à une évaluation complète et prudente (surestimation
des effets), le toluène est également analysé dans la présente évaluation.
3.3.1.3 Éthylbenzène
La concentration de l'éthylbenzène dans les pétroles bruts représentatifs se situe généralement dans une
CSTE, 2006). À l’instar du benzène, ses propriétés dans l'air, le sol et les eaux souterraines ont été
étudiées dans le but de déterminer sa propagation et son devenir lors de déversements de pétrole brut et
d'essence. La solubilité de l'éthylbenzène dans l'eau est relativement faible (152 mg/L à 25 °C). Il a une
pression de vapeur (0,95 kPa à 25°C) et une constante de la loi d'Henry (4,7-6,5 x 10-3 atm.m3/mol) de
modérées à faibles. La demi-vie moyenne de l'éthylbenzène dans les eaux de surface est de 3,1 heures
(CCME, 2004). L'éthylbenzène a aussi une valeur log Kow modérée (3,13), ce qui indique un potentiel
modéré de bioaccumulation et de bioamplification (gouvernement du Canada, 1992).
Différents microorganismes du sol métabolisent l'éthylbenzène et d'autres composés BTEX comme une
source de carbone pour les dégrader en CO2 et en eau. Les Pseudomonas sont les principales bactéries
de décomposition dans les sols, mais on a observé que d'autres espèces comme les bactéries du genre
Arthrobacter décomposent les composés des BTEX (Utkin et al., 1992). Les demi-vies de biodégradation
varient habituellement entre 5 et 10 jours et sont généralement inférieures à 20 jours (Grbić-Galić et
Vogel, 1987; Chiang et al., 1989; Evans et al., 1991a,b; Haag et al., 1991; Mackay et al., 1992).
Bien que l'éthylbenzène fasse partie des constituants d'intérêt choisis, comme le toluène et les xylènes,
l'éthylbenzène est moins soluble et moins toxique que le benzène et sa persistance est similaire. Par
conséquent, le benzène a été choisi comme principal constituant d'intérêt dans le groupe des composés
BTEX. Cependant, afin de procéder à une évaluation complète et prudente (surestimation des effets),
l'éthylbenzène est aussi analysé.
3.3.1.4 Xylènes
La concentration de xylènes totaux dans les pétroles bruts représentatifs se situe généralement dans une
CSTE, 2006). Les xylènes sont composés d'un anneau de benzène comprenant deux groupements de
méthyle liés à trois endroits qui forment trois isomères appelés ortho, méta et para-xylène (o-, m- et
p-xylène, selon la position du groupement méthyle sur l'anneau de benzène; 1,2-, 1,3- et 1,4-,
respectivement). Les trois isomères du xylène ont une pression de vapeur (8,8–11,80 kPa à 25 °C) et
une constante de la loi d'Henry (4,3 x 10-3 –1,1 x 10-2 atm.m3/mol) élevées et sont sujets à une
volatilisation rapide. La demi-vie moyenne de volatilisation de l'o-xylène dans les eaux de surface est de
3,2 heures, tandis que le m-xylène et le p-xylène ont une demi-vie plus longue de 2 % (USEPA, 1999).
Mai 2016
3-9
Projet Énergie Est
Leur solubilité dans l'eau est faible 5 (162 à 185 mg/L à 25 °C). L'o-xylène, le m-xylène et le p-xylène ont
des valeurs de log Kow faibles de 3,15, 3,20 et 3,18, respectivement (Mackay et al., 1992). Leur solubilité
et leur Kow modérés indiquent une liposolubilité modérée et, par conséquent, un potentiel de
bioaccumulation modéré (Environnement Canada, 1996).
Comme nous l'avons vu pour les composés du groupe BTEX, les xylènes sont volatils, ils migrent de
l'eau vers l'air et se dégradent facilement. Les xylènes ont une demi-vie moyenne de biodégradation
aérobique de 95 jours dans les aquifères (Agency for Toxic Substances et Disease Registry
[ATSDR], 2007).
Bien que les xylènes aient été sélectionnés comme des constituants d'intérêt, à l'instar du toluène et de
l'éthylbenzène, ils sont moins toxiques que le benzène et leur persistance est similaire. Par conséquent,
le benzène a été utilisé de manière générale comme le constituant d'intérêt représentatif dans le groupe
des composés BTEX. Cependant, afin de procéder à une évaluation complète et prudente (surestimation
des effets), la présente évaluation analyse aussi les xylènes.
3.3.1.5 Naphtalène
La concentration de naphtalène dans les pétroles bruts représentatifs se situe généralement dans une
fourchette de 0,0028 à 0,042 % vol. (Yang et al., 2011). Le naphtalène a une faible solubilité d'environ 6
30 mg/L à 20 °C et en tant que composé semi-volatil, il a une faible pression de vapeur de 106 Pa à
25 °C et une constante de la loi d'Henry de 2,23 x 10-04 atm.m3/mol (Recommandations canadiennes
pour la qualité de l'environnement [RCQE] en ligne).
Bien que la demi-vie moyenne de volatilisation du naphtalène varie de 0,4 à 3,2 heures dans l'eau (Awata
et al., 1998), la volatilisation demeure le processus principal du devenir. On estime qu'environ 96 % du
naphtalène finit par se retrouver dans l'air, environ 3 % dans l'eau et environ 0,5 % dans les sols
terrestres et dans les sédiments aquatiques si le pétrole a pu rester dans l'environnement sans que l'on
procède au nettoyage. Le naphtalène contenu dans la colonne d'eau qui ne s'évapore pas a tendance à
être adsorbé par des matières particulaires ou à former une émulsion d'eau et de pétrole.
La demi-vie de biodégradation du naphtalène peut varier entre 17 et 31 jours selon l'exposition antérieure
du sol aux HAP et selon les conditions aérobiques et anaérobiques du sol (Al-Bashir et al., 1990).
L'examen des valeurs rapportées de log Kow (3,01 à 3,45 à 20 °C) suggère que le naphtalène est
modérément hydrophobe et qu'il pourrait avoir tendance à être adsorbé par des matières particulaires
(p. ex., le sol et des particules de sédiments) et se bioaccumuler et se bioamplifier dans les organismes
aquatiques (Bates et al., 1997). Cependant, il existe des preuves que le naphtalène peut être métabolisé
et dépuré des invertébrés et des poissons marins et d'eau douce (dans un délai allant de 24 heures à
quelques semaines, selon l’espèce, l’étape du cycle de vie et le niveau de concentration auquel ils sont
exposés) [Bates et al., 1997].
5
6
Se reporter à la note de bas de page 2 au sujet de la solubilité optimale par rapport à la solubilité réelle dans le
pétrole brut. Comme pour le benzène, la solubilité réelle des xylènes est bien inférieure à sa solubilité optimale.
Se reporter à la note de bas de page 2 au sujet de la solubilité optimale par rapport à la solubilité réelle dans le
pétrole brut. Comme pour le benzène, la solubilité réelle du naphtalène est bien inférieure à sa solubilité optimale.
3-10
Mai 2016
Projet Énergie Est
En raison de sa solubilité, de sa toxicité et de son potentiel de bioaccumulation plus grands que ceux des
autres HAP, le naphtalène a été sélectionné comme composé représentatif pour l'évaluation en tant que
constituant d'intérêt.
3.3.2
Valeurs de dépistage
Des valeurs de dépistage prudentes pour les constituants d'intérêt ont été sélectionnées afin d'établir les
orientations canadiennes (Conseil canadien des ministres de l'Environnement [CCME] et autres comités
de représentants) et de l'USEPA (quand les critères canadiens ne sont pas disponibles) aux fins de
comparaison avec les concentrations potentielles dans les pétroles bruts représentatifs qui pourraient se
répandre dans l'environnement en cas de déversement.
Bien que certaines provinces aient publié des lignes directrices ou des normes qui pourraient être
pertinentes, les lignes directrices nationales du CCME sont considérées comme assez rigoureuses pour
un examen préalable, car elles comprennent des lignes directrices et des normes émanant de chacun
des territoires provinciaux.
Les valeurs considérées pour les eaux de surface et souterraines proviennent des lignes directrices sur
l'eau potable publiées par Santé Canada pour le compte du Comité fédéral-provincial-territorial sur l'eau
potable (CEP) (Recommandations canadiennes pour la qualité de l'environnement [RCQE] en
ligne, 2013). Bon nombre des valeurs indiquées dans les lignes directrices sont basées sur l'odeur et sur
les objectifs esthétiques (OE), car les niveaux au-dessus des OE rendraient l'eau potable imbuvable sans
qu'aucun effet nocif sur la santé humaine ne soit observé à ces concentrations.
Les lignes directrices sur la qualité des sols ont été déterminées dans un but de protection de
l'environnement et de la santé humaine (RCQE en ligne, 2013). Les valeurs de dépistage ont été
évaluées par l'examen de différents types de sols et disciplines humaines (agricole, résidentiel et forêtparc, commercial, industriel). La présente évaluation tient compte des valeurs les plus rigoureuses.
Les valeurs de référence de toxicité chronique dans les biotes d'eau douce et marin proviennent des
lignes directrices du CCME, des RCQE en ligne et d'ECOTOX.
Les valeurs de référence de toxicité aiguë dans le biote d'eau douce proviennent de la base de données
ECOTOX et sont fondées sur la toxicité pour la truite arc-en-ciel et d'autres organismes vulnérables. Les
valeurs de toxicité aiguë pour le biote marin proviennent de la section Mid-Atlantic Risk Assessment du
site Web de l'USEPA.
Les valeurs d'examen préalable des sources susmentionnées sont présentées dans le tableau 3-3.
Les paramètres pour les essais de toxicité aiguë et chronique varient, mais il s'agit souvent de la
mortalité, de la diminution de la croissance ou des seuils de n'importe quel effet nocif. De manière plus
générale, les effets toxicologiques aigus sur la faune incluent, sans s'y limiter, l'assèchement de la peau,
l'irritation des muqueuses, la diarrhée, les effets narcotiques, différentes maladies et parfois la mort.
Les effets toxicologiques chroniques comprennent souvent une diminution de la croissance et du
développement ainsi que la perte d'habitat. Les périodes d'étude pour la toxicité aiguë varient entre 24
et 96 heures, tandis que la période pour la toxicité chronique est de 7 jours ou plus.
Mai 2016
3-11
Tableau 3-3
Projet Énergie Est
Valeurs de dépistage pour constituants d'intérêt
Concentrations de référence (ppm)
Normes
Benzène
Toluène
Éthylbenzène
2
Xylènes
2
Naphtalène
Norme sur l'eau potable de surface et
1
souterraine
0,005
0,024
0,0024
0,3
0,473
Norme sur le nettoyage du sol4
0,0068
0,08
0,018
2,4
0,0163
Valeurs de référence de toxicité aiguë pour
5
le biote d'eau douce
7,4
8,9
4,2
8,2
3,4
Valeurs de référence de toxicité chronique
pour le biote d'eau douce4
0,37
0,002
0,09
0,013e
0,0011
Valeurs de référence de toxicité aiguë pour
6
le biote marin
27
8,14
4,02
3,56
0,803
Valeurs de référence de toxicité chronique
4
pour le biote marin
0,11
0,215
0,025
Aucune
donnée
0,0014
Aucune
donnée
Aucune
donnée
Aucune
donnée
Aucune
donnée
0,0346
Norme sur les sédiments (RPQS)4
2
REMARQUES :
1
Les valeurs proviennent des « Recommandations pour la qualité de l'eau potable au Canada - Tableau sommaire »
préparées par le Comité fédéral-provincial-territorial sur l'eau potable du Comité fédéral-provincial-territorial sur la
santé et l'environnement.
2
Les valeurs sont basées sur les OE et l'odeur; les niveaux au-dessus des OE rendraient l'eau imbuvable.
3
Lignes directrices du premier volet de l'Alberta (Alberta Tier 1 Soil and Groundwater Remediation
Guidelines), 2010.
4
Les valeurs proviennent du CCME et des RCQE en ligne.
5
Les valeurs proviennent de la base de données ECOTOX et sont fondées sur la toxicité pour l'Oncorynchus mykiss
(truite arc-en-ciel).
6
Les valeurs proviennent de la section Mid-Atlantic Risk Assessment du site Web de l'USEPA.
3.4
Processus évolutif et propagation dans l'environnement
Le devenir dans l'environnement du pétrole brut dépend de nombreux facteurs et de la persistance qui
varient selon les conditions propres à chaque site. L'évolution et la propagation dans l'environnement
dépendent largement de la vitesse et de l'efficacité des interventions d'urgence de confinement et de
nettoyage. Cependant, dans le contexte d’une évaluation prudente (surestimation des effets), la présente
section traite du devenir dans l'environnement et du transport du pétrole brut, sans tenir compte des
interventions d'urgence.
Les principaux facteurs influant sur le devenir dans l'environnement du pétrole brut comprennent :
•
le volume du déversement;
•
le type de pétrole brut;
•
le taux de dispersion du pétrole brut;
•
le terrain;
3-12
Mai 2016
Projet Énergie Est
•
le milieu récepteur;
•
les conditions météorologiques.
Une fois la matière déversée, l'environnement physique détermine son devenir dans l'environnement et
sa persistance. Les explications ci-dessous portent sur le devenir, la propagation et la dégradation
primaire du pétrole brut déversé dans chacun des milieux environnementaux.
3.4.1
Sols
Le mouvement du pétrole brut et les transformations physiques et chimiques de ses constituants
dépendent d'une série de facteurs et de processus d'altération météorique.
•
Facteurs physiques. Le mouvement du pétrole brut à la surface du sol dépend de la pente, de la
perméabilité du sol et, dans une moindre mesure, de la température ambiante. L'étalement sur les
surfaces environnementales réduit la quantité de pétrole brut présent à proximité immédiate du
déversement, mais augmente la zone spatiale à l'intérieur de laquelle des effets nocifs peuvent
survenir. L'étalement et la dilution du pétrole brut dans les sols accroissent aussi la surface de la
nappe, augmentant du même coup les processus évolutifs liés à la surface comme l'évaporation, la
dégradation et la dissolution.
Dans des conditions météorologiques froides, la perméabilité du sol diminue en raison de
l'obstruction des pores par la glace et de l'augmentation de la viscosité du pétrole brut, ce qui limite
l'étalement et l'infiltration du pétrole (Seyfried et Murdock, 1997).
Afin de calculer la distance de déplacement potentielle du pétrole, les valeurs supérieures (c.-à-d., les
valeurs maximales pour la distance de déplacement) peuvent être calculées à partir d'hypothèses
simplificatrices prudentes (de telle sorte que les effets sont surestimés). Par exemple, dans
l'hypothèse d'un écoulement radial uniforme, un déversement de 10 000 barils sur le plat produirait
une flaque de 10 cm d'épaisseur sur un rayon d'environ 70 m, ou une flaque de 1 centimètre
d'épaisseur dont le rayon serait d'environ 225 m.
•
Évaporation. Les fractions d'hydrocarbures les plus volatiles s'évaporeront rapidement des flaques de
pétrole répandues à la surface du sol. Le pétrole brut qui se sera infiltré dans le sol s'évaporera plus
lentement en raison de la présence d'autres forces qui retiennent le pétrole (se reporter ci-dessous à
Adorption) et de la moins grande surface de pétrole exposée à l'air. Les taux d'évaporation sont
principalement fonction de la porosité et de la température du sol.
•
Adsorption. Le pétrole brut dispersé dans le sol se liera (par adsorption) aux particules du sol. Le
pétrole brut se lie généralement plus fortement avec les particules des sols organiques; le pétrole
brut se lie généralement moins fortement aux particules minérales des sols sableux.
•
Dissolution. Bien que les composantes du pétrole soient relativement insolubles (Neff et
Anderson, 1981), le pétrole brut déversé dans le sol peut se propager vers l'eau et se dissoudre
partiellement dans les eaux souterraines ou de surface en quantités limitées. La dissolution n'est pas
un processus majeur influant sur le devenir du pétrole brut, car la plupart des constituants du pétrole
brut sont plus solubles dans le pétrole que dans l'eau; ils restent donc préférentiellement dans le
pétrole brut.
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3-13
Projet Énergie Est
•
Photodégradation. La photodégradation (la dégradation de molécules d'hydrocarbures lors de
l'exposition à la lumière du soleil) est un processus important se produisant dans les sols directement
exposés à la lumière du soleil à la surface du sol. Ce processus n'influe pas sur le pétrole brut ayant
pénétré plus en profondeur dans le sol.
•
Biodégradation. Avec le temps, les microorganismes du sol se nourrissant de pétrole brut
augmentent généralement en nombre et le processus de biodégradation restaure naturellement le sol
ayant déjà été contaminé. L'augmentation de la surface du déversement de pétrole (p. ex., par
l'étalement) renforce le processus de biodégradation. Il a été démontré que la biodégradation est une
méthode efficace d’assainissement des sols et des sédiments contaminés par le pétrole brut.
3.4.2
Eau
S'ils sont déversés dans l'eau, les pétroles bruts représentatifs flotteront à la surface de l'eau, car leurs
densités API sont supérieures à 10. Si le pétrole brut demeure à la surface de l'eau pendant une longue
période, certains constituants du pétrole vont s'évaporer, se dissoudre, se photodégrader, se biodégrader
et, au bout d'un certain temps, certaines matières couleront au fond avant d'être adsorbées par les
sédiments. Ces processus sont désignés collectivement par le terme « météorisation ». Les principaux
processus se produisant pendant la dispersion et la dégradation du pétrole brut dans l'eau sont résumés
ci-dessous.
•
Facteurs physiques. La mobilité du pétrole brut dans l'eau augmente avec la vitesse du vent, les
courants, les vagues, la vitesse du courant et la température. La plupart des pétroles bruts se
déplacent à la surface de l'eau à une vitesse de 100 à 300 mètres à l'heure (Ramade, 1978; d'après
la citation de Patin, 1998). L'étalement est un phénomène extrêmement complexe, régi par les
caractéristiques physiques du pétrole et les conditions environnementales. Le pétrole ne se répand
pas uniformément; le pétrole, qui est plus épais près de la source du déversement, se propage sous
forme d'un mince film de quelques microns d'épaisseur seulement ne contenant qu'une petite fraction
du volume du déversement. Le vent peut disperser des parties de ce film sur une vaste zone
géographique, mais celles-ci ne couvriront qu'une petite fraction de la surface de l'eau (National
Oceanic Atmospheric Agency [NOAA], 2013).
Les glaces de surface freinent grandement le rythme de l'étalement du pétrole sur une étendue
d'eau. Le pétrole brut qui se répand sur des cours d'eau courante, contrairement aux étendues d'eau
circonscrites, peut causer des effets transitoires. Cependant, les effets les plus persistants sur les
rives peuvent se produire en dépit de l'effet transitoire sur l'eau. La météorisation des nappes de
pétrole peut entraîner la formation de boules de goudron, qui sont généralement des boules de
résidus de pétrole de la taille d’une pièce de monnaie, dont la couche extérieure est dure et dont le
centre est fluide et non altéré. En mer, les boules de goudron peuvent parcourir plusieurs centaines
de kilomètres et, si elles se brisent, elles peuvent contaminer les rives, les oiseaux marins, etc.
longtemps après la météorisation des nappes de surface (NOAA, 2013). Dans certaines
circonstances, le pétrole brut météorisé et les boules de goudron peuvent perdre leur flottabilité et
couler (se reporter à la section 2).
3-14
Mai 2016
Projet Énergie Est
•
Évaporation. Au fil du temps, l'évaporation est le principal mécanisme de perte des constituants de
faible poids moléculaire et des produits du pétrole léger. À mesure que les composants les plus
légers s'évaporent, le pétrole brut restant devient plus dense et plus visqueux. L'évaporation a
tendance à réduire la toxicité du pétrole brut, mais elle renforce la persistance du pétrole brut
résiduel. Au cours des essais sur le terrain, l'évaporation du pétrole brut de l'Alberta a compté pour
presque 50 % de réduction en volume au cours d'une période de 12 jours, tandis que le reste du
pétrole a maintenu une flottabilité suffisante pour demeurer à la surface de l'eau (Shiu et al., 1988).
L'évaporation augmente avec l'étalement d'une nappe, la température, le vent et l'action des vagues.
•
Dissolution. La dissolution du pétrole brut dans l'eau n'est pas un processus important influant sur le
devenir du pétrole brut dans l'environnement parce que la plupart des composants du pétrole sont
relativement insolubles (Neff et Anderson, 1981). De surcroit, l'évaporation tend à dominer la
réduction du pétrole brut, et la dissolution se produit lentement avec le temps. La solubilité globale
des pétroles bruts tend à être inférieure à celle de leurs constituants parce qu'elle est limitée au
partitionnement à l'interface entre le pétrole et l'eau et les composants individuels sont souvent plus
solubles dans le pétrole que dans l'eau; par conséquent, ils ont tendance à demeurer dans le pétrole.
Néanmoins, la dissolution est l'un des principaux processus régissant les effets toxicologiques d'un
déversement de pétrole brut, particulièrement dans les plans d'eau circonscrits où la dilution est
limitée. La dissolution augmente à mesure que le poids moléculaire diminue, que la température
augmente, que la salinité décroit et que les concentrations de matière organique dissoute
augmentent. Une photodégradation plus importante tend aussi à augmenter la solubilité du pétrole
brut dans l'eau.
•
Photodégradation. La photodégradation du pétrole brut dans les systèmes aquatiques augmente
avec l'intensité du soleil. Il peut s'agir d'un facteur important dans la réduction d'une nappe,
particulièrement de constituants légers du pétrole, mais qui sera moins marqué durant les jours
nuageux et les mois d'hiver. Les constituants photodégradés du pétrole brut peuvent être plus
solubles et dangereux que les composés d'origine. Ainsi, une importante photodégradation risque
d'augmenter les effets biologiques d'un déversement.
•
Biodégradation. La biodégradation du pétrole brut en dioxyde de carbone et en oxygène est le
principal processus permettant de décontaminer les milieux contaminés par des hydrocarbures
(McGenity et al., 2012). La réaction microbienne à un déversement d'hydrocarbures en mer dépend
de plusieurs facteurs, dont la composition du pétrole et le degré de météorisation, ainsi que les
conditions environnementales et en particulier la température et les concentrations de nutriments.
Certains résultats ont été fréquemment observés après des déversements, dont d'importantes
augmentations dans la concentration des bactéries Alcanivorax spp., qui décomposent les alcanes,
et des bactéries Cycloclasticus spp., qui décomposent les HAP (révision de McGenity et al., 2012).
En outre, des bactéries de nature générale constituent généralement une part importante des
groupes de bactéries qui décomposent les hydrocarbures. Comme les HAP dans le pétrole brut sont
moins biodisponibles en raison de leur partitionnement dans la phase huileuse et de leur forte
absorption par la matière organique (décrite plus en détail au point ci-dessous), la production de
biosurfactants par des microbes de décomposition ou non est essentielle pour accroître la
biodisponibilité des hydrocarbures aux microbes de décomposition. La coexistence et la coopération
catabolique des bactéries, des champignons ou des algues dans l'eau, des sédiments marins et des
sols sont très importantes pour la décomposition des hydrocarbures. Les espèces fouisseuses jouent
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3-15
Projet Énergie Est
également un rôle dans la biodégradation grâce à l’oxygénation des sédiments, à la propagation plus
profonde des polluants et des bactéries de décomposition dans les sédiments ou au retour vers la
surface des polluants enfouis. Les racines des plantes oxygènent les sédiments et fournissent des
sucres et d'autres composés qui stimulent l'activité microbienne.
•
Adsorption. Les pétroles bruts ont une densité inférieure à celle de l'eau de mer; cependant, dans
l'eau, les hydrocarbures à forte masse moléculaire absorbent (par liaison) les particules en
suspension, surtout les particules organiques (comme les matériaux biogènes) et les sédiments de la
colonne d'eau. Par conséquent, la phase critique de la contamination du littoral par le pétrole brut se
déroule durant les premiers jours. Si sa biodégradation n'est pas rapide, le pétrole commence à
couler et peut rester au fond, dans les sédiments, pendant des dizaines d’années. Ainsi, même
lorsque les sédiments côtiers contaminés par le pétrole semblent être propres (comme ceux que l’on
retrouve dans le golfe du Prince William, contaminé par le déversement de l'Exxon Valdez en 1989),
des composants de pétrole toxiques, comme les HAP à forte masse moléculaire, peuvent demeurer
enfouis et absorbés dans des particules de sédiments, et peuvent être libérés dans l'environnement
par bioturbation ou par des activités anthropiques comme le dragage (McGenity et al., 2012). Il peut
en résulter des effets toxiques chroniques sur l'endofaune, l’épifaune et les autres poissons. Dans les
sédiments marins anoxiques, la biodégradation des hydrocarbures est encore plus lente que dans les
zones oxiques (McGenity et al., 2012).
Une intervention humaine visant à disperser davantage et à décomposer le pétrole brut déversé dans
l'eau de surface peut également appuyer ces processus naturels, comme le montre l'exemple suivant :
•
Bioaugmentation. L’introduction de microbes dans l'environnement afin d’améliorer la biodégradation
ou la désintoxication des polluants a donné des résultats plus ou moins concluants. McGenity et ses
collaborateurs (2012) ont découvert qu’en introduisant un ensemble de microbes différents plutôt
qu'une seule souche, la probabilité d’une bioaugmentation réussie augmentait considérablement. Un
ensemble bien conçu offre des voies de catabolisme complémentaires et est susceptible de se
disperser et d’augmenter la biodisponibilité des hydrocarbures. La bioaugmentation joue un rôle
particulier en renforçant sur place la communauté des microbes de décomposition des hydrocarbures
pendant les quelques premiers jours critiques suivant un déversement, avant que le pétrole
commence à couler (McGenity et al., 2012; Bao et al., 2014).
•
L'utilisation de dispersants chimiques. Lorsqu'ils sont utilisés dans les bonnes circonstances, des
dispersants chimiques pulvérisés sur les nappes de pétrole en mer peuvent être efficaces pour
accélérer la dispersion du pétrole à la surface de la mer vers la colonne d'eau, ce qui contribue à
accélérer la dilution du pétrole et la biodégradation (ITOPF, 2013). Les spécialistes des interventions
en cas de déversement de pétrole s’entendent sur le fait que les dispersants sont moins efficaces sur
les pétroles lourds. Selon les études et les observations antérieures sur les déversements réels, les
pétroles lourds météorisés sont souvent trop visqueux pour que les dispersants puissent les pénétrer
et les séparer efficacement (révision par Chapman et al., 2007). Lorsque les pétroles sont légers et
frais, et que la température de la mer est élevée, les dispersants peuvent être efficaces. Comme la
météorisation fait augmenter la viscosité du pétrole, la durée de la météorisation est inversement
proportionnelle à l'efficacité de la dispersion potentielle des hydrocarbures (Chapman et al., 2007).
Par conséquent, l'état de la mer et les conditions météorologiques influent également sur l'efficacité
des dispersants. Par exemple, le pétrole brut et une basse température de l’eau de mer sont
susceptibles de réduire l'efficacité des dispersants chimiques.
3-16
Mai 2016
Projet Énergie Est
Il y a également beaucoup d’inquiétudes et d’incertitude en ce qui concerne les effets à court et à
long terme des dispersants chimiques sur la santé humaine et celle de la faune. Par exemple, il a été
récemment démontré que les produits Corexit 9500 et 9527, les deux dispersants utilisés à des
volumes sans précédent durant l’intervention qui a suivi le déversement d'hydrocarbures de la
plateforme Deepwater Horizon en 2010, sont cytotoxiques pour les cellules cutanées du cachalot
(Wise et al., 2014) et les cellules hépatiques humaines (Bandele et al., 2012). Le Corexit 9527 est
aussi génotoxique (Wise et al., 2014).
•
Combustion sur place. La combustion sur place est une technique d'intervention en cas de
déversement qui nécessite l'isolation et le brûlage du pétrole brut déversé. Cette méthode peut être
efficace pour éliminer une grande quantité de pétrole brut à la surface de l'eau, ce qui permet de
minimiser les effets nocifs sur l'environnement aquatique (ITOPF, 2013).
Même si la bioaugmentation, l’utilisation de dispersants chimiques et la combustion sur place peuvent
être des méthodes d'assainissement efficaces dans certaines circonstances, elles doivent être utilisées
correctement et dans des environnements appropriés. C'est pourquoi Énergie Est consultera les
organismes de réglementation appropriés avant d'y faire appel.
3.4.3
Sédimentation et immersion du pétrole brut (dispersion et sédimentation)
Les propriétés chimiques et physiques des pétroles bruts et de leurs constituants influent sur leur devenir
dans l'eau. Le bitume dilué, le pétrole brut synthétique et les autres pétroles bruts commencent par flotter
à la surface de l'eau. Cependant, après un certain temps, les constituants volatils de poids léger
s'évaporent, laissant derrière eux les constituants lourds ayant un poids moléculaire plus élevé.
Dans l'eau douce, s'ils ne sont pas contenus et enlevés grâce à des procédures d'intervention d'urgence,
il est possible que les pétroles bruts météorisés finissent par couler. Dans un environnement marin, le
devenir du pétrole brut dépend de la salinité de l'eau (plus l'eau est salée, plus elle est dense et moins le
pétrole brut risque de couler). Il est aussi possible que les pétroles bruts qui coulent dans l'eau douce
remontent à la surface s'ils se propagent dans un environnement marin ou estuarien en raison de la plus
forte salinité (Rymell, 2009). La température influe également sur le comportement du pétrole brut lourd
dans un environnement aquatique. La viscosité du pétrole brut augmente avec l'abaissement de la
température; ainsi, à des températures plus basses, le pétrole brut est plus susceptible de former des
globules fermes et de moins se disperser. Les fluctuations de température influent aussi sur la densité,
étant donné que les températures élevées sont liées à des densités plus faibles de pétrole brut.
Plusieurs déversements ont montré que les fluctuations de température peuvent influer grandement sur
le comportement du pétrole brut. Au cours du déversement Morris J. Berman, qui s'est produit en 1994
au large de Porto Rico, on a observé que le pétrole brut coulait lorsque la température s'abaissait et
remontait à la surface l'après-midi lorsque le soleil augmentait la température du pétrole brut déversé.
Le dispersement des pétroles bruts dépend aussi de la turbulence de l'eau et des conditions
météorologiques. Les eaux turbulentes formées par les courants et l'action des vagues ou du vent
augmentent la dispersion et diminuent la durée de flottaison des pétroles bruts à la surface de l'eau. En
se brisant, les vagues entraînent des gouttelettes de pétrole dans la colonne d'eau. Des données
expérimentales suggèrent que ces microgouttes submergées mesurent 70 microns ou moins (Delvigne et
Sweeney, 1988). Si les gouttelettes sont suffisamment petites, la turbulence naturelle de l'eau empêche
Mai 2016
3-17
Projet Énergie Est
le pétrole de remonter à la surface, comme la turbulence de l'air maintient les petites particules de
poussière en suspension dans l'air. Les conditions environnementales peuvent dicter l'importance de la
dispersion. Dans le cas des déversements se produisant pendant des tempêtes, la dispersion est le
principal mécanisme d’assainissement de la nappe. Dans le cas des déversements en eaux calmes,
l'évaporation constitue le principal processus de devenir et la dispersion est négligeable.
S'il n'est pas retiré de l'environnement, le pétrole brut résiduel qui ne se biodégrade pas ou ne s'oxyde
pas risque de couler au fond de la colonne d'eau et de s'incorporer aux sédiments. L'écoulement du
pétrole vers le fond des cours d'eau ne se produit pas uniquement avec le bitume dilué, mais il est plus
susceptible de se produire avec les pétroles lourds. Par exemple, le déversement Athos de 2004 a libéré
plus de 6 000 barils de brut lourd vénézuélien dans le fleuve Delaware aux É.-U. Bien que le pétrole ait
flotté au départ, une partie de celui-ci a été submergée et s'est sédimentée au fond du fleuve avec le
temps (Rymell, 2009).
Des déversements récents au cours desquels du pétrole brut a été submergé (p. ex., le déversement de
la canalisation 6b d'Enbridge dans la rivière Kalamazoo en 2010) ont permis aux équipes d'intervention
d'urgence de tester et de raffiner leurs techniques de récupération du pétrole submergé ou ayant coulé
au fond. Bien que les pétroles ayant coulé au fond et submergés représentent un certain défi lors d'une
intervention à un déversement, de nombreuses techniques d'atténuation classiques et peu courantes se
sont révélées efficaces dans le cas des déversements en eau douce.
•
Filets : des filets spécialisés peuvent être utilisés pour contenir les globules submergés de pétrole
brut météorisé emporté par le courant.
•
Barrières de fond : les barrières de fond comportent un lourd ballast servant à créer un joint
d'étanchéité au fond de l'eau et une chambre de flottaison qui s'étend jusqu'à la surface de l'eau.
•
Des barrages : des déversoirs de sous-écoulement et autres barrages peuvent être installés au fond
de l'eau pour contenir le pétrole entraîné par le courant. Les déversoirs de sous-écoulement peuvent
être construits avec du matériel d'intervention standard en cas de déversement (c.-à-d., sacs de
sable, pelles et canalisations de PVC).
•
Dragage : des techniques bien établies d'enlèvement par dragage du pétrole déposé au fond de l'eau
et submergé ont été utilisées à la suite de déversements de pétroles bruts à haute densité.
•
Enlèvement manuel : le pétrole ayant coulé au fond tend à s'accumuler dans des dépressions et des
zones de faible écoulement, où il est souvent possible de le récupérer manuellement. Ces techniques
sont bien établies et peuvent être exécutées à l'aide du matériel standard d'intervention en cas de
déversement.
•
Injection d'air : le pétrole submergé peut être remis en suspension et récupéré à la suite d'une
injection d'air similaire aux techniques d'extraction du sol à la vapeur utilisées pour la restauration du
sol contaminé.
Un résumé détaillé des mesures d'intervention d'urgence et des mesures de sécurité relatives à l'oléoduc
fait l'objet de la section 7.
3-18
Mai 2016
Projet Énergie Est
3.5
Effets sur l'environnement
3.5.1
Introduction
Une évaluation des effets potentiels d'un déversement accidentel de pétrole brut sur les sols, les terrains
karstiques et le substrat rocheux, sur la végétation, les écosystèmes édaphiques, la faune et l'eau est
présentée ci-dessous. L'ampleur des effets sur ces récepteurs environnementaux varie en fonction de
différents facteurs, dont :
•
la quantité de pétrole déversé;
•
la grandeur de la zone de dispersion du déversement;
•
le type de pétrole brut répandu;
•
le climat et les conditions météorologiques;
•
les tactiques d'intervention employées.
La prévention des déversements, les mesures d'intervention d'urgence et la restauration, qui limiteraient
la probabilité et les effets d'un déversement de pétrole brut, sont présentées en détail à la section 7.
3.5.2
Sols
Comme les oléoducs sont enfouis dans le sol, le pétrole brut peut être adsorbé dans le sol et le
contaminer. Les déversements à la surface du sol ont tendance à se disperser lentement et se situent
généralement à des endroits contigus et distincts, souvent limités à des sols moins consolidés de la
tranchée de l'oléoduc. Les effets sur le sol peuvent se développer lentement, ce qui permet de procéder à
des interventions d'urgence et de nettoyage visant à atténuer les effets sur les récepteurs potentiels.
Dans le cas d'un déversement, une partie des matières qui s'écoulent de l'oléoduc enfoui pénétreraient
dans le sol environnant et s'y disperseraient verticalement et horizontalement. L'étendue de la dispersion
dépend de différents facteurs :
•
l'ampleur et la vitesse du déversement;
•
la topographie du site du déversement;
•
la couverture végétale;
•
l'humidité du sol;
•
la densité apparente;
•
la porosité du sol;
•
la vitesse et le succès de mesures d'urgence de confinement et de nettoyage.
De hauts taux de déversement de l'oléoduc enfoui se traduiraient par une probabilité plus élevée que les
matières déversées s'échappent de la tranchée pour atteindre la surface du sol environnant. Même les
fuites causées par de très petits trous à faible taux de déversement devraient finir par atteindre la surface
des sols sableux en quelques semaines ou mois. Ainsi, le pétrole brut serait détectable par surveillance
aérienne et terrestre ou par le public grâce à des signes olfactifs ou visuels (produit à la surface du sol ou
décoloration de la végétation environnante).
Mai 2016
3-19
Projet Énergie Est
La majeure partie du Projet est située en terrain relativement plat ou modérément vallonneux. Dans ces
zones, le pétrole se disperserait d'abord horizontalement dans la tranchée de l'oléoduc. Avec un volume
ou un flot d'écoulement suffisant, le pétrole pourrait s'échapper de la tranchée et s'écouler à la surface du
sol pour s'accumuler dans des dépressions de terrain. Si un déversement devait se produire dans une
forte pente où des murets de tranchées ont été installés pendant la construction, le pétrole brut
s’accumulerait dans la tranchée derrière les murets. Si le volume devenait assez important pour
s'accumuler jusqu'au-dessus du muret de tranchée, le pétrole brut atteindrait la surface du sol. Dans les
deux cas, une fois qu'elle aurait atteint la surface du sol, la fuite deviendrait plus apparente aux
patrouilles de surveillance, qui veilleraient à déclencher les mesures d'intervention d'urgence et de
restauration.
Une couverture végétale dense pourrait ralentir la dispersion horizontale des matières déversées, car la
végétation adsorberait le pétrole et ralentirait l'écoulement de surface tout en augmentant la surface
d'évaporation. Afin de faciliter la détection des fuites, la végétation recouvrant l'emprise de l'oléoduc sera
maintenue afin de faciliter la surveillance standard aérienne et au sol. Une couverture végétale
clairsemée ralentirait moins la dispersion horizontale qu'une végétation dense, mais faciliterait la
détection d'une fuite.
Si un déversement se produisait en sol sableux, la zone de contamination horizontale et verticale serait
plus importante que dans des sols organiques ou imperméables. Le pétrole brut déversé dans des sols
sableux serait probablement plus facile à détecter par surveillance aérienne en raison de la présence du
produit à la surface du sol, de la décoloration de la végétation environnante et de l'odeur. En présence
d'humidité dans le sol et d'humidité provenant des précipitations, la mobilité et la migration du pétrole brut
et de ses constituants solubles seraient augmentées, mais leur infiltration serait moindre. Les sols gelés
limitent grandement les infiltrations.
Tant à la surface que sous la surface, l'atténuation rapide des constituants légers et volatils (en raison de
l'évaporation) réduirait rapidement le volume total du pétrole brut, tandis que les constituants plus lourds
seraient plus persistants. Sauf dans les rares cas de déversements à grand débit et de grand volume se
produisant dans des environnements caractérisés par une topographie abrupte ou un terrain karstique,
les effets au sol seraient confinés à une zone relativement petite, contiguë et facilement définie qui
faciliterait le nettoyage et la restauration. La propagation latérale se stabiliserait généralement au bout
d'une période assez courte. Une propagation verticale vers le bas commencerait au début du
déversement à un taux déterminé par la perméabilité du sol. Le type de sol influe sur la propagation du
pétrole dans le sol, et donc sur la capacité de l'eau à pénétrer dans le sol. Par exemple, dans les sols
dont la perméabilité est relativement élevée, l'eau peut pénétrer de 2,5 à 25 cm/h, tandis que les taux de
pénétration pour les sols à faible perméabilité pourraient être inférieurs à 0,25 cm/h (Kopec, 1995). Le
pétrole brut, en particulier les pétroles bruts les plus lourds, dont le bitume dilué, est plus visqueux que
l'eau; par conséquent, la perméation du pétrole brut serait plus lente.
Les deux principaux effets sur le sol prévus d'un déversement seraient la dégradation de sa qualité et
l'érosion. Le déversement nuirait à la qualité du sol dans les environs et l'enlèvement du sol contaminé
entraînerait l'érosion. L'ampleur, l'étendue et la durée des effets dépendraient de l'emplacement et de
l'étendue du déversement.
3-20
Mai 2016
Projet Énergie Est
Conformément aux règlements applicables, Énergie Est serait responsable du nettoyage des sols
contaminés et aurait l'obligation d'atteindre les niveaux de nettoyage pertinents. Les niveaux de
nettoyage du sol pour le benzène à la suite de déversements d'hydrocarbures pétroliers au Canada se
situent entre 25 et 620 ppm, selon l'utilisation des terres et le type de sol (Conseil canadien des ministres
de l'Environnement, 2004). Une fois que les niveaux de nettoyage et d'assainissement des sols axés sur
le risque sont atteints, on s'attend à ce qu'il ne subsiste aucun effet nocif à long terme pour la santé
humaine et l'environnement.
Les conditions environnementales propres à chaque site (p. ex., le type de sol et les conditions
météorologiques) et la dynamique du déversement (p. ex., le taux de déversement et sa durée)
déterminent la surface d'étalement et les taux d'infiltration qui, à leur tour, influent sur le volume final de
sol contaminé. Les données historiques révèlent que la restauration du sol a touché 75 mètres cubes de
sol ou moins dans la majorité des sites de déversement où le sol a été contaminé, et seulement 3 % des
sites de déversement ont nécessité la restauration de 7 500 mètres cubes ou plus (PHMSA, 2008).
3.5.3
Terrain karstique et substrat
Le karst fait référence à des caractéristiques géologiques formées par la dissolution se produisant dans
certaines régions dont le sous-sol est constitué de calcaire ou d'autres minéraux riches en calcaire
(c.-à-d., la dolomite et la dolomie). Les caractéristiques de type karstique comprennent les fissures, les
cavités et les dolines formées par la dissolution du carbonate de calcium. Le processus de dissolution
(aussi appelé karstification) varie en fonction du taux de mouvement et de la chimie de l'eau qui s'infiltre
ou qui circule à travers la roche carbonatée. La karstification se produit généralement lorsque les roches
carbonatées sont soit exposées en surface, soit recouvertes d'une mince couche de sol. Les
caractéristiques de type karstique ont aussi tendance à être plus prononcées dans le haut de l'ensemble
carbonaté (Golder Associates Ltd. et Commission géologique de l'Ontario, 2008). La karstification peut
augmenter beaucoup la porosité et la perméabilité de la roche et former des aquifères karstiques que l'on
définit comme des aquifères comportant des réseaux interconnectés hautement perméables au sein
d'une matrice rocheuse dont la perméabilité est relativement faible (Worthington et Ford, 2009). Les
aquifères karstiques sont généralement très productifs et très variables.
L'oléoduc proposé traverserait des régions où la roche carbonatée est exposée ou située très près de la
surface du sol. Les régions dont on sait ou déduit que le sous-sol est constitué de karst ont été classées
dans le sud-ouest de l'Ontario comme des formations de calcaire ordovicien et de dolomie silurienne
(Brunton et Dodge, 2008). D'autres régions où le sous-sol est constitué à faible profondeur par des
roches carbonatées dans l'emprise de l'oléoduc sont susceptibles de faire l’objet de processus
karstiques.
Les zones karstiques de surface ou situées près de la surface du sol sont considérées comme étant très
vulnérables à la contamination de surface ou près de la surface. Les zones où les caractéristiques
karstiques sont exposées à la surface pourraient faire l'objet d'une infiltration rapide et de mouvements de
contaminants solubles dans les ouvertures du substrat. Si le karst s'étend jusqu'à la nappe phréatique,
les ouvertures dans la roche carbonatée pourraient permettre un déplacement rapide des contaminants
dans la zone non saturée jusqu'à la nappe phréatique sans atténuation du sol. Dans les zones où des
caractéristiques karstiques se présentent dans des roches carbonatées confinées ou situées relativement
en profondeur, le risque de contamination de l'eau souterraine à la suite d'une fuite de l'oléoduc serait
Mai 2016
3-21
Projet Énergie Est
considérablement plus faible. Ces zones de l'oléoduc sous lesquelles le substrat est non karstique sont
moins susceptibles de contamination de l'eau souterraine à la suite de déversements de pétrole en raison
des faibles taux d'infiltration.
Bien que le karst lui-même ne soit pas particulièrement vulnérable à la contamination par le pétrole brut,
sa présence est souvent liée à des aquifères vulnérables. À ces endroits, le karst peut offrir au pétrole
brut un chemin direct vers l'eau souterraine qu'il pourrait alors contaminer. L'examen des effets du pétrole
brut sur l'eau souterraine fait l'objet de la section 3.5.4.1.
3.5.4
Ressources en eau
Lors d'un déversement, le pétrole brut peut atteindre les ressources aquifères (p. ex., les eaux
souterraines, les ruisseaux, les réservoirs, les terres humides et les plans d'eau marins). Dans le cadre
de la planification du Projet et compte tenu de la sensibilité environnementale des plans d'eau, le tracé du
Projet a été établi en tentant de minimiser le nombre de plans d'eau traversés, y compris les aquifères.
Des vannes ont été placées stratégiquement le long du tracé du Projet pour aider à réduire la quantité de
pétrole brut qui pourrait se déverser dans les plans d'eau si un déversement venait à se produire.
L’emplacement des vannes, les mesures de confinement et la mise en application des mesures du Plan
d'intervention d'urgence (PIU) du Projet atténueraient les effets négatifs sur la qualité des eaux de
surface et souterraines. Afin de réduire encore plus les effets sur les plans d'eau sensibles, Énergie Est
utilise les données accessibles au public et les données recueillies sur le terrain pour déterminer les
zones qui contiennent ces ressources à haute sensibilité. Ces données seraient par la suite utilisées avec
le système de gestion de la planification des immobilisations et le système de gestion des biens de
TransCanada pour l’intégrité et la gestion des interventions d’urgence.
3.5.4.1 Eaux souterraines
Plusieurs aquifères sont situés sous le tracé proposé pour le Projet. La vulnérabilité de ces aquifères
dépend de la profondeur des eaux souterraines et de la perméabilité des sols qui les recouvrent. Bien
que les opérations de routine du Projet n'auraient aucun effet sur les eaux souterraines, il est possible
que du pétrole déversé s'infiltre dans les matières en surface et atteigne le système d'eaux souterraines.
En général, le potentiel de contamination des eaux souterraines après un déversement est plus grand si
ce déversement s'est produit dans le sol ou à la surface du sol :
•
lorsque la surface libre d’un aquifère non-captif est relativement peu profonde (contrairement aux
endroits où le système aquifère est profond et confiné);
•
lorsque les sols qui ont une grande perméabilité sont présents dans toute la zone non saturée;
•
lorsque les ressources en eaux souterraines ont spécifiquement été reconnues comme étant
particulièrement vulnérables à la contamination.
Selon les propriétés des sols, la profondeur des eaux souterraines et la quantité de pétrole brut dans la
zone non saturée, la contamination localisée des eaux souterraines peut résulter de la présence de
pétrole brut libre et de la propagation de ses constituants dissous. Le pétrole brut est moins dense que
l'eau et il a tendance à former une nappe une fois qu'il a atteint la surface des eaux souterraines. Le
mouvement du pétrole brut est généralement limité en raison de son adhérence à des particules du sol,
3-22
Mai 2016
Projet Énergie Est
du débit des eaux souterraines et de l'atténuation naturelle (c.-à-d., la dégradation microbienne)
(Fetter, 1993; Freeze et Cherry, 1979). Si le pétrole brut n'est pas enlevé par une opération de nettoyage,
les composés du pétrole brut qui sont solubles dans l'eau formeront avec le temps un panache dissous
de plus grande dimension. Ce panache aurait tendance à se propager latéralement dans le sens
d'écoulement des eaux souterraines. Le mouvement des constituants dissous s'étend généralement sur
de plus grandes distances que celui du pétrole brut pur sous la surface, mais il est quand même
relativement limité. La longueur du panache varie selon la quantité de pétrole dans le sol, mais pas selon
le débit des eaux souterraines (Newell et O’Connor, 1998). Les constituants dissous se propagent plus
lentement que les eaux souterraines en raison de leur adhérence partielle aux particules du sol et de
l'atténuation naturelle.
Contrairement aux composés à haute persistance environnementale (p. ex., les métaux lourds, les
pesticides et les solvants chlorés), la zone perturbée par les constituants dissous se stabilisera avec le
temps en raison des processus d'atténuation naturels. La biodégradation métabolique des
microorganismes naturellement présents est souvent un mécanisme efficace de réduction du volume de
pétrole brut et de ses constituants. L'atténuation naturelle réduit les composés les plus toxiques en sousproduits métaboliques non toxiques, généralement du dioxyde de carbone et de l'eau (Minnesota
Pollution Control Agency, 2005). Des enquêtes sur le terrain de plus de 600 sites historiques de
déversements d'hydrocarbures de pétrole indiquent que la propagation des constituants dissous se
stabilise généralement à moins de 100 mètres de la zone source du pétrole brut (Newell et Conner, 1998;
US Geological Survey [USGS], 1998). Sur une longue période, la zone du panache peut commencer à se
réduire en raison de la biodégradation naturelle. L'enlèvement du pétrole brut éliminera la source des
constituants dissous qui perturbent les eaux souterraines et stoppera le développement du panache.
La plupart des constituants du pétrole brut ont une solubilité limitée dans l'eau. Pour les constituants
solubles dans l'eau (p. ex., le benzène), la concentration dissoute ne dépend pas de la quantité de
pétrole en contact avec l'eau, mais de la concentration du constituant spécifique dans le pétrole
(Charbeneau, 2003; Charbeneau et al., 2000; Freeze et Cherry, 1979); se reporter au tableau 3-1. Des
études portant sur 69 pétroles bruts ont montré que le benzène était le seul composé aromatique mis à
l'essai capable d'excéder les valeurs de protection des eaux souterraines pour l'eau potable (c.-à-d., les
concentrations maximales de contaminants) (Kerr et al., 1999, cité dans O’Reilly et al., 2001). Ces
données empiriques montrent que la majorité des constituants d'intérêt, à l'exception du benzène,
n'atteindront ou n'excéderont pas les concentrations préoccupantes.
S'il était possible que des humains ou d'autres ressources importantes soient exposés à la suite d'un
déversement dans les eaux souterraines, les normes réglementaires, comme les critères sur l'eau
potable, dicteraient l'étendue des mesures correctives, l'échéancier des travaux d'assainissement et les
niveaux de nettoyage. La concentration maximale acceptable (CMA) nationale est une norme relative à
l'eau potable établie par Santé Canada pour la protection à long terme de la santé humaine. Les normes
sur l'eau potable établies pour les humains varient de quelques ordres de grandeur pour les constituants
du pétrole brut. La CMA la plus rigoureuse parmi les différents constituants du pétrole brut est celle du
benzène à 0,005 ppm. Par conséquent, celle-ci a été utilisée dans l'évaluation des effets sur l'alimentation
en eau potable, qu'elle provienne des eaux de surface ou des eaux souterraines.
Les interventions d'urgence et les efforts d'assainissement visent à protéger l'environnement en enlevant
et en confinant rapidement le pétrole. Pour un épandage en surface avec migration potentielle vers un
Mai 2016
3-23
Projet Énergie Est
aquifère par exemple, une intervention rapide (p ex. excavation des sols contaminés) pourrait être une
réponse adéquate. Cependant, ces activités risquent aussi de nuire à l'environnement, car l'équipement
de construction et de nettoyage peut perturber la surface. Par conséquent, il faut soupeser les avantages
et les désavantages de chacune des méthodes d'assainissement, y compris la possibilité de ne pas
intervenir activement, avant de procéder à des techniques d'intervention à la suite d'un déversement. Il
est recommandé que, lorsqu'un déversement risque d'avoir des effets sur les eaux souterraines,
Énergie Est consulte les organismes fédéraux et provinciaux compétents pour déterminer la procédure
de nettoyage la plus appropriée. Une fois que les niveaux de nettoyage d'assainissement des eaux
souterraines axés sur le risque sont atteints, on s'attend à ce qu'il ne subsiste aucun effet nocif à long
terme pour la santé humaine et l'environnement.
3.5.4.2 Fleuves, rivières et ruisseaux
L'analyse suivante estime les concentrations à partir d'hypothèses très prudentes (effets seront
surestimés) au sujet de la solubilité des constituants d'intérêt afin d'en rechercher les effets sur une
grande échelle. La présente analyse a évalué les effets sur les sources d'eau potable et les biotes
aquatiques situés en aval en comparant les concentrations projetées des constituants d'intérêt de l'eau
de surface avec les concentrations de référence pertinentes de l'eau potable et de la toxicité en milieu
aquatique. Comme c'est le cas pour les autres oléoducs exploités à l'heure actuelle, le Projet traversera
des centaines de cours d'eau permanents, intermittents et temporaires.
Plutôt que d'évaluer le risque posé pour chaque plan d'eau traversé par le Projet, la présente évaluation
du risque a examiné différentes catégories de cours d'eau en se basant sur leur débit et leur largeur. Se
reporter au tableau 3-4 pour obtenir un résumé des catégories utilisées dans le cadre de la présente
évaluation.
Tableau 3-4
Catégories de cours d'eau
Débit
(mètres cubes par seconde [m3/s])
Faible débit
Largeur au haut de la berge
(mètres)
0,3
15-149
Débit modéré inférieur
3
150-299
Débit modéré supérieur
30
300-749
300
750+
Fort débit
Les trois hypothèses prudentes (effets seront surestimés) suivantes ont été émises afin de surestimer les
effets d'un déversement pétrolier potentiel aux fins de planification :
•
le volume est déversé en entier directement dans un plan d'eau;
•
il se produit un mélange complet et instantané;
•
tout le volume des constituants d'intérêt se dissous dans la colonne d'eau.
Dans des conditions réelles, on ne s'attend pas à ce que les hypothèses émises sur l'écoulement et le
mélange se concrétisent dans une telle mesure au cours d'un déversement de pétrole brut.
3-24
Mai 2016
Projet Énergie Est
Un déversement d'une durée d'une heure a été présumé afin de tenir compte d'une concentration
maximale de produit dans l'eau 7. Les concentrations estimées de constituants d'intérêt ont ensuite été
comparées avec les valeurs de référence sur l'eau potable relatives à la santé humaine pertinentes. À
partir de ces hypothèses, les résultats suggèrent que la plupart des déversements qui s'écoulent dans un
plan d'eau excèdent les valeurs de référence pour le benzène. Les concentrations de naphtalène dans
les pétroles bruts sont beaucoup plus basses, et par conséquent, il serait très peu possible de dépasser
la valeur de référence du naphtalène pour l'eau potable lors d'un déversement. Bien que les hypothèses
utilisées soient très prudentes, et ainsi, surestiment les concentrations dans l'eau des constituants
d'intérêt potentiels, l'analyse indique qu'il est nécessaire d'alerter les administrateurs des prises d'eau
municipales situées en aval d'un déversement pour qu'ils puissent fermer les prises d'eau afin d'éviter la
contamination de l'eau par du pétrole brut.
En plus d'évaluer les concentrations des constituants d'intérêt dans l'eau courante, des intervalles
d'apparition ont été calculés pour chacune des catégories de cours d'eau (se reporter au tableau 3-4).
Afin de tenir compte du risque d'écoulement de surface, une zone tampon de 150 m de chaque côté du
cours d'eau a été ajoutée aux largeurs de franchissement indiquées dans le tableau 3-4. Les intervalles
présentés dans le tableau 3-5 indiquent que le risque d'un déversement dans un plan d'eau en particulier
est très bas. Des intervalles d'apparition prudents pour les différentes catégories de cours d'eau varient
entre environ 3 900 ans pour un vaste plan d'eau et 1 300 000 ans pour un petit plan d'eau (en raison de
la longueur limitée de l'oléoduc qui traverse un petit plan d'eau, la possibilité d'un déversement dans un
petit plan d'eau est plus faible que dans un grand plan d'eau). Si un déversement se produisait, il est
probable que le volume total déversé serait inférieur ou égal à quatre barils selon les volumes
historiques 8 (PHMSA, 2013).
Les résultats de l'analyse sont résumés dans le tableau 3-5 à partir des scénarios où le critère relatif pour
l'eau potable a été excédé par l'un des constituants (tableau 3-3). En général, le pétrole déversé
directement dans n'importe quel plan d'eau causerait vraisemblablement le dépassement des normes
pour les BTEX selon les hypothèses prudentes utilisées dans le cadre de la présente analyse; toutefois,
la fréquence d'un tel évènement serait très faible. Les effets sur la qualité de l'eau causés par les autres
pétroles bruts proposés pour le transport par le Projet seraient plus bas que prévu parce que le pétrole
brut de Bakken contient davantage de BTEX que la moyenne. Les constituants d'intérêt ont une
persistance environnementale relativement faible; on calcule que leurs concentrations tombent sous les
valeurs de référence en quelques jours après un déversement. Néanmoins, les cours d'eau en amont des
prises d'eau potable représentent des ressources environnementales vulnérables et pourraient être
perturbés temporairement par un déversement de pétrole brut. Le PIU de Énergie Est comprendra des
mesures de protection et d'atténuation des effets potentiels sur l'eau potable. Les effets d'un
déversement dans une rivière ou un ruisseau seraient une dégradation temporaire de la qualité de l'eau.
L'étendue des effets dépendrait de la taille du cours d'eau, de son débit et des conditions
météorologiques. Une fois que les niveaux de nettoyage et d'assainissement des eaux axés sur le risque
sont atteints, on s'attend à ce qu'il ne subsiste aucun effet nocif à long terme pour la santé humaine et
l'environnement.
7
8
Les résultats des analyses individuelles seront fournis en détail dans le Rapport de données techniques sur les
accidents et les défaillances.
Les résultats des analyses individuelles seront fournis en détail dans le Rapport de données techniques sur les
accidents et les défaillances.
Mai 2016
3-25
Tableau 3-5
Projet Énergie Est
Risque de dépassement des concentrations de référence des constituants d'intérêt dans l'eau potable
Produit émis
Très petit déversement :
4 barils
Débit du
courant
3
(m /s)
Largeur
(mètres à
l'exclusion
du
tampon)
0,3
15-149
Élevé
Débit modéré
inférieur
3
150-299
Débit modéré
supérieur
30
300-749
300
750+
Débit
Faible débit
Fort débit
Risque que la
concentration
du constituant
excède le seuil
Intervalle
d'apparitio
n (années)
Petit déversement :
50 barils
Risque que la
concentration
du constituant
excède le seuil
Intervalle
d'apparition
(années)
Déversement modéré :
1 000 barils
Risque que la
concentration
du constituant
excède le seuil
Intervalle
d'apparition
(années)
Déversement important :
10 000 barils
Risque que la
concentration
du constituant
excède le seuil
Intervalle
d'apparitio
n (années)
13 064
Élevé
32 661
Élevé
130 642
Élevé
1 306 421
Modéré
6 859
Élevé
17 147
Élevé
68 587
Élevé
685 871
Faible
4 572
Modéré
11 431
Élevé
45 725
Élevé
457 247
Négligeable
3 919
Faible
Modéré
39 193
Élevé
391 926
9 798
REMARQUES :
• Tableau sommaire fondé sur des calculs et tableaux présentés dans le Rapport de données techniques sur les accidents et les défaillances.
• Négligeable = aucun dépassement prévu dans les scénarios; bas = dépassement prévu dans 10 % ou moins des scénarios; modéré = dépassement prévu dans 10 à 25 % des
scénarios; élevé = dépassement prévu dans plus de 25 % des scénarios.
• Les données historiques indiquent que le volume de déversement le plus probable serait de quatre barils ou moins. Cependant, l'analyse complète est basée sur des volumes et
des fréquences des incidents prudentes qui surestiment la proportion de grands déversements. En conséquence, l'évaluation est prudente dans son appréciation de l'ampleur des
effets sur l'environnement.
• La concentration estimée est basée sur un déversement dans l'eau d'une durée d'une heure dans des conditions de mélange uniforme.
• Les intervalles entre les déversements sont déterminés en fonction d'une fréquence des incidents globale prévue de 0,000486 incident/km·par année, des fréquences projetées de
chaque volume de déversement et des largeurs estimées des cours d'eau. La largeur des cours d'eau à plus grand débit est plus grande que celle des cours d'eau à plus faible
débit, et la distance sur laquelle un incident risque de se produire est plus grande. Il en résulte une fréquence des déversements plus élevée pour les cours d'eau à grand débit et
un intervalle d'apparition correspondant plus bas. La fréquence des incidents calculée pour le pipeline converti est utilisée car elle est plus élevée; l'analyse s'en trouve ainsi plus
prudente (c.-à-d. surestimée).
3-26
Mai 2016
Projet Énergie Est
3.5.4.3 Terres humides, réservoirs et lacs
Le pétrole brut déversé par un oléoduc souterrain dans des terres humides peut atteindre la surface du
sol. Si la nappe phréatique atteignait la surface, le déversement se présenterait comme du pétrole brut
flottant. Le manque général d'écoulement de surface dans les terres humides limiterait le mouvement du
pétrole brut. En présence d'eaux de surface en milieu humide, le déversement se répandrait latéralement
sur la surface de l'eau et se verrait facilement au cours de la surveillance de l'emprise de l'oléoduc. La
profondeur des effets dans le sol serait minimale en raison de la faible profondeur des eaux souterraines
(ou émergentes). À l'inverse, les effets des eaux souterraines à l'intérieur des terres humides seraient
probablement confinés près de la surface, ce qui augmenterait le potentiel de biodégradation.
Selon un examen des études accessibles au public sur la toxicité pour les groupes de plantes en milieux
humides (c.-à-d., les algues et les macrophytes annuelles et vivaces), le pétrole brut peut perturber les
plantes aquatiques, mais à des concentrations plus élevées que ce qui a été observé pour les poissons
et les invertébrés. Par conséquent, les concentrations de déversements dont les niveaux ne sont pas
toxiques pour les poissons et les invertébrés (se reporter à la section 3.5.7, Poissons d’eau douce)
n'auraient pas non plus d'incidence sur les plantes des milieux humides.
Si des humains ou d'autres ressources importantes étaient exposés à proximité de terres humides, la
réglementation dicterait l'étendue des mesures correctives, l'échéancier des travaux d'assainissement et
les niveaux de nettoyage.
Cependant, les efforts d'intervention et de restauration dans des terres humides risquent de causer des
effets néfastes en raison des perturbations liées à la présence d'équipement de construction et de
nettoyage. Par conséquent, il faut soupeser les avantages et les désavantages de chacune des
méthodes d'assainissement, y compris la possibilité de ne pas intervenir activement, avant de procéder à
des techniques d'intervention à la suite d'un déversement. Dans le cas peu probable où un déversement
se produirait, Énergie Est utilisera les procédures de nettoyage les plus appropriées en ce qui a trait aux
terres humides, aux réservoirs et aux lacs, selon ce qui aura été déterminé en coordination avec les
organismes fédéraux et provinciaux compétents.
Les effets prévus d'un déversement qui atteindrait des eaux stagnantes (p. ex., les réservoirs et les lacs)
dépendraient largement du volume de pétrole brut qui entrerait dans le plan d'eau et du volume d'eau du
plan d'eau. Comme l'illustrent les modèles pour l'eau potable résumés ci-dessous (se reporter au
tableau 3-5), plus le débit d'un cours d'eau est fort, moins les concentrations des constituants d'intérêt y
sont élevées. Une fois que les niveaux de nettoyage d'assainissement des rivières et des ruisseaux axés
sur le risque sont atteints, on s'attend à ce qu'il ne subsiste aucun effet nocif à long terme pour la santé
humaine et l'environnement.
3.5.4.4 Plans d'eau marins
Il pourrait y avoir des déversements de pétrole brut au complexe du terminal maritime de Canaport, ainsi
que des déversements des pétroliers qui naviguent le long des routes maritimes de la baie de Fundy. La
probabilité de déversements de pétrole brut et leurs effets sur les pêches commerciale, récréative et
autochtone (CRA), l'habitat du poisson, les oiseaux marins et les mammifères marins sont présentés en
détail à la section 5 du volume 19.
Mai 2016
3-27
3.5.5
Projet Énergie Est
Végétation et écosystèmes édaphiques
Le pétrole brut déversé à la surface du sol risque de produire des effets localisés sur les populations
végétales. Les plantes terrestres sont moins sensibles au pétrole brut que les poissons, le plancton et
d'autres espèces. Le seuil de toxicité le plus bas pour les plantes terrestres répertoriées dans la base de
données ECOTOX (USEPA, 2001) est de 18,2 ppm pour le benzène, ce qui est supérieur au seuil de
7,4 ppm pour les espèces aquatiques et de 0,005 ppm pour l'eau potable destinée à la consommation
humaine. De façon similaire, les données accessibles de la base de données de l'USEPA indiquent que
les lombrics sont aussi moins sensibles que les espèces aquatiques (seuil de toxicité supérieur à
1 000 ppm). Toutefois, si les concentrations sont suffisamment élevées, le pétrole brut dans la zone
d'origine peut réduire la respiration et l'absorption de nutriments des plantes et des organismes
individuels par des effets physiques (c.-à-d., l'étouffement). Les hydrocarbures de pétrole peuvent aussi
perturber la flore au niveau toxicologique par l'inhibition de la germination des graines et l'allongement
racinaire, bien que ces effets soient généralement limités aux sols à forte concentration en hydrocarbures
de pétrole (supérieure à 10 000 ppm) (Tang et al., 2011).
Bien qu'un déversement de pétrole brut puisse perturber la végétation et les écosystèmes édaphiques
(se reporter à la section 3.5.2 sur les sols), les règlements exigent qu'Énergie Est soit responsable du
nettoyage des sols contaminés. Une fois que les niveaux de nettoyage d'assainissement des sols sont
atteints, on ne s'attend pas à d'autres effets nocifs sur la végétation.
3.5.6
Ressources marines
3.5.6.1 Poissons visés par les pêches CRA et habitat du poisson
Les renseignements sur les effets potentiels des déversements d'hydrocarbures sur le poisson et son
habitat en milieu marin ont été déduits à partir d'autres projets pétroliers et gaziers réalisés sur la côte est
du Canada, dont l’étude d'incidence environnementale du bassin Shelburne de Shell Canada (Shell
Canada limitée, 2014) et l'évaluation environnementale du projet d’extension White Rose de Husky
Energy (Husky Energy, 2012). Les poissons à nageoires sont les plus vulnérables aux déversements
d'hydrocarbures au cours des premières étapes de leur cycle de vie s’ils ne peuvent pas éviter les zones
contaminées par le pétrole et s’ils n'ont pas développé de mécanismes de détoxication (Rice, 1985). La
dispersion et la dissolution entraînent le déplacement des hydrocarbures solubles dans l'eau de la nappe
de pétrole à la surface vers la colonne d'eau, où ils peuvent avoir des effets létaux et sublétaux. Les
effets létaux de la partie des hydrocarbures soluble dans l'eau en provenance du champ pétrolifère
Hibernia sur les embryons de capelan âgés de 0 jour et de 5 jours après la fécondation étaient
observables à des niveaux de concentration de 2,7 ppm et de 5,3 ppm, respectivement (Paine et al.,
1988). Par rapport au groupe de contrôle, les embryons exposés à des doses sublétales étaient plus
petits à la naissance, avaient plus de vitellus, et la pigmentation de leurs yeux était plus faible, ce qui
suggère que la composante du pétrole brut soluble dans l'eau est un facteur de stress général et un
agent inhibiteur du métabolisme pour les premiers stades de développement du capelan (Paine et al.,
1988). Des études expérimentales sur les effets des hydrocarbures sur une variété d'autres espèces de
poissons durant leurs premiers stades de développement (hareng, saumon, méné, choquemort) ont
montré qu’ils avaient des effets toxiques sublétaux, y compris l’œdème du péricarde et du sac vitellin, des
mâchoires anormalement petites, des hémorragies, des difformités de la colonne vertébrale et un
3-28
Mai 2016
Projet Énergie Est
ralentissement général de la croissance (Marty et al., 1997; Peterson et Kristensen, 1998; Carls et al.,
1999; Heintz et al., 1999; Couillard, 2002; Pollino et Holdway, 2002; Colavecchi et al., 2004; Incardona et
al., 2004; Hendon et al., 2008).
Incardona et ses collaborateurs (2014) ont démontré que les concentrations d’HAP dans la mer après le
déversement d'hydrocarbures de la plateforme Deepwater Horizon étaient plus élevées que les niveaux
qui entraînent des malformations du cœur (comme un œdème du péricarde et d'autres malformations
secondaires, une arythmie auriculaire) dans le frai (embryons et larves) des espèces de poissons
pélagiques, notamment le thon rouge, le thon albacore et la sériole (1 à 15 μg/L d'HAP au total). Le taux
de mortalité chez les larves de poissons pélagiques après un déversement de pétrole peut donc être très
élevé.
Une augmentation de la mortalité ainsi que des troubles de l'alimentation et de la reproduction ont
également été observés chez les espèces appartenant au zooplancton exposées aux hydrocarbures
(Suchanek, 1993; Seuront, 2011). Le taux de mortalité semble être lié à la durée de l'exposition plutôt
qu’à la concentration d'hydrocarbures (Lee et Nicol, 1977; Abbriano et al., 2011). Lorsqu’une quantité
sublétale d’hydrocarbures s’accumule dans le zooplancton après un déversement, ces hydrocarbures
peuvent être épurés en quelques jours après leur transfert en eau propre (Trudel, 1985). Les
communautés de zooplancton sont susceptibles de récupérer rapidement après un déversement en
raison de la courte durée de chaque génération, de leur taux de fécondité élevé et de la capacité de
certaines espèces de zooplancton à éviter activement les sites de déversement (Seuront, 2011). Par
exemple, les copépodes peuvent détecter et éviter les déversements de pétrole, ce qui réduit le risque de
contact et le taux de mortalité (Seuront, 2010). En effet, après le déversement du pétrolier Prestige au
large des côtes de l'Espagne, l'abondance et la structure de la communauté de zooplancton sont
revenues à la normale en quelques semaines seulement (Davenport et al., 1982; Johansson et al., 1980;
Varela et al., 2006).
On s'attend à ce qu'une modification de la composition de la communauté phytoplanctonique soit le
principal effet d'un déversement de pétrole sur le plancton marin (Teal et Howarth, 1984; Abbriano et al.,
2011). La présence de nappes de pétrole brut à la surface de la mer peut également réduire la
productivité et la croissance du phytoplancton en diminuant les échanges gazeux air-eau et la lumière
(Gonzalez et al., 2009; Abbriano et al., 2011). Des expériences récentes menées en utilisant du pétrole
brut déversé de la plateforme Deepwater Horizon et un mélange d'échantillons de pétrole brut du Texas
soutiennent la notion selon laquelle une augmentation de la concentration de pétrole diminue la biomasse
totale de phytoplancton en plus de modifier la composition de la communauté de phytoplancton (Gilde et
Pinckney, 2012).
En fin de compte, le risque d’exposition des poissons et des crustacés à un déversement de pétrole
dépend non seulement du type de pétrole et de l'étendue de la nappe, mais également de l'habitat que
ces espèces occupent, de leur comportement, de la période de l'année, de leurs antécédents et de l'état
de santé général des espèces au moment du déversement (Yender et al., 2002). Toutefois, il est possible
de formuler quelques prévisions générales sur le risque d'exposition et l'ampleur probable des
conséquences :
•
les poissons pélagiques et benthiques adultes qui vivent en eaux relativement profondes courent un
moins grand risque d'exposition parce qu'ils sont mobiles et qu’ils sont capables d'éviter les zones
contaminées (Irwin, 1997);
Mai 2016
3-29
Projet Énergie Est
•
les larves et les jeunes des poissons pélagiques et benthiques courent un plus grand risque
d’exposition parce qu’ils sont moins mobiles que les adultes;
•
les poissons qui fraient ou vivent dans les zones intertidales et sublittorales et dans les récifs en eaux
peu profondes courent un plus grand risque d'exposition lorsque le déversement atteint le littoral;
•
les mollusques courent un risque modéré d'exposition parce qu'ils ont une certaine mobilité, mais ils
utilisent les habitats benthiques dans les zones littorales et estuariennes peu profondes; les espèces
qui creusent dans les sédiments pouvant être contaminés sont plus à risque d'être exposées;
•
les mollusques sessiles, les bivalves en particulier, courent un risque élevé de contamination parce
qu'ils sont incapables d'éviter l'exposition. Ils peuvent ingérer le pétrole dispersé et le pétrole lié aux
sédiments en suspension.
•
Si les poissons mangent du zooplancton contaminé, ils peuvent aussi ingérer des hydrocarbures.
Cependant, les poissons peuvent aussi métaboliser les hydrocarbures et le risque de bioamplification
est faible (LGL, 2005).
Même si la mort des poissons à court terme est évitée, il risque d’y avoir des effets à long terme si
l’exposition est chronique et si les effets sont différés et indirects (Fodrie et Heck, 2011). Les facteurs les
plus importants qui permettent de déterminer l'ampleur des effets néfastes à long terme d'un
déversement de pétrole sur la qualité ou la disponibilité de l'habitat estuarien du poisson sont l'étendue
de la contamination des sédiments et de la végétation (NOAA, 2014). Les plantes peuvent survivre une
contamination partielle; toutefois, si la majeure partie ou la totalité de la plante est recouverte de pétrole,
les racines peuvent souvent survivre si le substrat n'est pas très contaminé.
3.5.6.2 Mammifères marins
Les pétroles bruts lourds peuvent causer des maladies, l’échouage ou la mort chez les cétacés par une
variété de mécanismes (Geraci, 1990). Les vapeurs libérées par les déversements de pétrole sont
probablement la menace la plus immédiate pour la santé des mammifères marins (Gubbay et Earll,
2000). Les mammifères marins peuvent inhaler les hydrocarbures volatils générés par l’évaporation du
pétrole déversé lorsqu’ils viennent respirer à la surface de l'eau. Cela peut entraîner une léthargie et une
intoxication et irriter ou endommager les tissus mous comme les muqueuses des yeux et des voies
respiratoires (Englehardt, 1983; Gubbay et Earll, 2000). Par exemple, des maladies pulmonaires graves
ou de gravité moyenne ont été observées chez les dauphins vivant dans les zones fortement touchées
par le déversement de la plateforme Deepwater Horizon (Schwacke et al., 2013). Lorsque les
mammifères marins remontent à la surface sous une nappe de pétrole, ce pétrole peut bloquer leur
soufflet et les empêcher de respirer (Geraci, 2012). La mortalité liée à des difficultés respiratoires chez
les dauphins était sans équivoque dans la mer d'Arabie (Griffiths et al., 1987), et après le déversement de
pétrole brut de l'Exxon Valdez. Des individus d’un groupe d’épaulards ont montré des taux de mortalité
plus élevés que prévu suite au déversement de pétrole brut de l’Exxon Valdez (Matkin et al. 2008).
Selon les études, certains cétacés peuvent détecter les déversements de pétrole; toutefois, ils ne sont
pas toujours en mesure d'éviter le contact avec les différents types de pétrole (St. Aubin et al., 1985;
Smultea et Würsig, 1995). Les dauphins peuvent tenter de minimiser le contact avec le pétrole à la
surface de l’eau en réduisant la fréquence de leurs respirations et en augmentant la durée de plongée
(Smultea et Würsig, 1995).
3-30
Mai 2016
Projet Énergie Est
Même si les mammifères marins évitent les nappes d'hydrocarbures, ils peuvent subir des effets
résiduels à moyen et à long terme s’ils ingèrent du pétrole en mangeant des proies contaminées.
L'ingestion d’hydrocarbures peut entraîner des ulcères gastro-intestinaux ainsi que des dommages au
foie et aux reins, selon les observations des dauphins exposés au déversement de Deepwater Horizon
(Schwacke et al., 2013). Contrairement à de nombreux autres contaminants organiques, les HAP ne font
pas l’objet d’une bioamplification dans la chaîne alimentaire, car ils sont métabolisés à chaque niveau
trophique. Cependant, nous savons qu’ils s'accumulent chez les invertébrés benthiques comme les
moules (Perez-Cadahia, 2004). Dans l'estuaire du Saint-Laurent, selon les observations sur le terrain
effectuées au cours de l'été, on croit que les bélugas creusent dans les sédiments pour se nourrir
d'invertébrés benthiques (Dalcourt et al., 1992). Une hypothèse a été émise selon laquelle la
consommation de ces proies contaminées par les HAP contribue au nombre élevé de cancers du tube
digestif qui a été observé dans cette population de bélugas (Martineau et al., 1994; De Guise et al.,
1994). Dans le cas peu probable qu’une fuite du pipeline se produise près du fleuve Saint-Laurent et que
du pétrole atteigne le fleuve, une augmentation des concentrations d'HAP dans les invertébrés
benthiques pourrait entraîner une ingestion d'HAP plus élevée chez les bélugas. En outre, selon des
études sur les propriétés physico-chimiques des HAP, ils pourraient être transmis au fœtus pendant la
gestation et au baleineau pendant l’allaitement, ce qui pourrait entraîner la mort du fœtus et la baisse des
chances de survie des baleineaux (O’Hara et O’Shea, 2001; Carvan et Busbee, 2003; Schwacke et al.,
2013).
3.5.7
Poissons d’eau douce
Le pétrole brut peut nuire aux espèces de poissons d'eau douce visées par les pêches CRA en
entraînant la mort directement et en causant des effets néfastes physiques et physiologiques aigus et
chroniques. Il a été démontré que lorsque la concentration de pétrole brut atteint 520 μg/L, les chances
de survie de la truite fardée (Oncorhynchus clarki) diminuent de 52 % (Woodward, 1981). Il a également
été démontré que l’exposition au pétrole brut nuit à la croissance de la truite fardée (Oncorhynchus clarki)
(Woodward et al., 1983; 1981), de la jordanelle de Floride (Jordanella floridae) (Rowe et al., 1983a), de la
truite arc-en-ciel (Oncorhynchus mykiss) (Rowe et al., 1983b), et du tacon de l'Atlantique (Salmo salar)
[Vignier et al., 1992]. Vignier et ses collaborateurs (1992) ont démontré que la croissance lente et la perte
de poids chez les tacons de l'Atlantique causées par une exposition au pétrole s’expliquaient par une
diminution de l'efficacité à extraire l’énergie des aliments plutôt que par une réduction de leur capacité à
se nourrir. Vignier et ses collaborateurs (1992) ont conclu qu’une exposition à de faibles concentrations
de pétrole brut pendant une période allant de deux semaines à un mois, pouvait avoir des effets à court
terme, mais qu'une exposition à long terme ou à des concentrations plus élevées pouvait ralentir la
croissance, retarder la descente des saumoneaux et nuire à l’état de santé des tacons. Il a été conclu
que c’est au stade d'alevins en eau douce que les salmonidés d’Alaska étaient les plus sensibles à
l’exposition au pétrole brut (Moles et al., 1979).
En plus de nuire aux chances de survie et à la croissance des poissons, l'exposition au pétrole brut peut
provoquer des troubles des branchies et du foie, l’usure de la nageoire caudale, des maladies de la
nageoire caudale, et une baisse de l’efficacité de la nage chez les poissons d'eau douce, comme cela a
été observé chez la truite fardée exposée à une concentration de 24 μg/L (Woodward et al., 1983) et la
brème (Abramis brama) [Giari et al., 2012]. On a observé chez le mulet cabot (Mugil cephalus) des cas
de pourriture des nageoires, peut-être due au pétrole brut, qui réduit la diversité des bactéries sur le
Mai 2016
3-31
Projet Énergie Est
poisson (Giles et al., 1978). Une exposition au pétrole brut peut également provoquer la génération de
radicaux libres chez les poissons d'eau douce (Achuba et Osakwe, 2003). Les saumons peuvent
« tousser », c’est-à-dire qu’ils inversent le sens de l'écoulement de l'eau dans leurs branchies afin
d’éliminer le mucus et les débris. Il a été démontré que la toux est plus fréquente chez le saumon de
l'Atlantique lorsqu’il est exposé au pétrole brut longtemps ou à des concentrations élevées (Barnett et
Toews, 1978). La fréquence des respirations peut également diminuer à des concentrations de pétrole
brut élevées, mais sublétales (Barnett et Toews, 1978).
Les effets d’une exposition aux HAP sur les poissons d'eau douce (ainsi que sur les poissons des zones
estuariennes et côtières) pourraient être plus importants que chez les poissons de haute mer, puisque les
HAP sont plus solubles lorsque la salinité de l’eau est faible (Ramachandran et al., 2006). Les
salmonidés pourraient également être deux fois plus sensibles au pétrole brut au moment de leur premier
passage de l'eau douce vers l'eau de mer, en raison des changements physiologiques supplémentaires
qu’ils subissent et du stress lié à la transition (Moles et al., 1979).
Les effets potentiels des déversements d'importances variées dans des plans d'eau douce sur les
organismes aquatiques ont été modélisés en supposant que les constituants d'intérêt de chaque type de
pétrole brut étaient complètement dissous dans l'eau. La concentration du constituant d'intérêt a été
prédite à partir de la quantité de pétrole brut déversé et du débit. Étant donné que les constituants
d'intérêt demeurent préférentiellement dans le pétrole brut ou se volatilisent, cette méthodologie
surestime la concentration des constituants dans les eaux de surface et offre donc une préévaluation
prudente des effets potentiels.
Les concentrations estimées des constituants d'intérêt sont comparées avec des valeurs prudentes de
toxicité aiguë et chronique pour la protection des organismes aquatiques en eau douce. On considère
que ces seuils de toxicité (se reporter au tableau 3-3) protègent le biote aquatique des effets aigus et
chroniques. Parce que la truite arc-en-ciel est l'une des espèces aquatiques les plus vulnérables à de
nombreuses toxines environnementales, cette espèce a été utilisée pour l'établissement des seuils de
toxicité. En plus de se trouver dans de nombreux habitats traversés par le Projet, la truite est parmi les
espèces aquatiques les plus vulnérables pour lesquelles on dispose de données fiables sur la toxicité
aiguë et chronique. L'utilisation des seuils de toxicité pour la truite donne des valeurs de référence
prudentes pour la recherche du potentiel de toxicité.
Le tableau 3-6 présente un résumé des résultats du modèle de toxicité aiguë discuté ci-dessus. Le
tableau 3-7 résume les résultats du modèle de toxicité chronique examiné ci-dessus.
Comme l'illustrent les tableaux 3-6 et 3-7, la concentration des constituants d'intérêt dépend du volume
de pétrole déversé et de la quantité d'eau dans laquelle il est dilué. Ainsi, dans le cas des déversements
dans les lacs, les étangs et les réservoirs, les concentrations de constituants dans l'eau dépendraient de
la dimension du lac et du volume de pétrole déversé, les plus fortes concentrations de constituants
d'intérêt étant liées aux déversements importants dans de petits plans d'eau.
La concentration dans l'eau des constituants du pétrole brut à la suite d'un déversement de pétrole
varierait à la fois de manière temporelle et spatiale. Cependant, des effets localisés pourraient se
produire pour pratiquement toutes les tailles de déversements. Comme il a été mentionné
précédemment, ces évaluations sont prudentes car elles ne tiennent pas compte de la faible persistance
environnementale des BTEX et du naphtalène. Par conséquent, bien que ces analyses montrent que les
3-32
Mai 2016
Projet Énergie Est
seuils de toxicité aiguë et chronique pourraient être excédés à la suite de certains scénarios de
déversement de pétrole, les BTEX et le naphtalène dissous dans l'eau durant un déversement
s'évaporeraient en grande partie ou complètement avant la longue période nécessaire à l'induction
d'effets aigus et chroniques chez les espèces aquatiques.
Les effets potentiels d'un contact physique avec le pétrole brut sur les pêches et l'habitat du poisson
seraient à court terme, réversibles et relativement rares, compte tenu de la fréquence et des volumes
prévus des déversements de pétrole rapportés à la section 2.
Une autre préoccupation en ce qui concerne les poissons est la possibilité que la consommation de
poisson contaminé représente un risque pour la santé humaine. En cas de déversement de pétrole, la
concentration de contaminants dans la chair du poisson sera analysée dans le cadre de l'évaluation des
effets sur la santé humaine. Étant donné que les BTEX et le naphtalène ont seulement un potentiel de
bioaccumulation de faible à modéré, les concentrations de ces constituants dans les poissons ne
devraient pas avoir d'incidence sur la santé humaine 10.
À la suite du déversement de la canalisation 6b d'Enbridge dans la rivière Kalamazoo et du déversement
de pétrole d'ExxonMobil dans la rivière Yellowstone, le Michigan Department of Community Health et le
Montana Fish, Wildlife et Parks (MFWP), respectivement, ont émis des avis de précaution concernant la
consommation de poisson pour les régions touchées par les déversements (MFWP, 2011;
Minicuci, 2012). Les deux organismes ont effectué des tests sur les poissons afin d'établir les
concentrations des produits chimiques présents dans la chair et, à partir de ces résultats, ont levé les
avis de précaution (Montana Sport Fishing Consumption, s.d.; Minicuci, 2012). Bien qu'il soit possible de
mettre en vigueur un avis de précaution à la suite d'un déversement de pétrole dans un cours d'eau où se
pratique une pêche commerciale ou récréative jusqu'à ce que les représentants de la santé confirment
que les poissons sont propres à la consommation humaine, il est peu probable qu'il existe un risque
persistant pour la santé publique.
10
Une analyse détaillée sera présentée dans l'évaluation des risques pour la santé humaine.
Mai 2016
3-33
Tableau 3-6
Projet Énergie Est
Risque de dépassement des concentrations de référence de toxicité aiguë des constituants d'intérêt
Produit émis
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Débit
du
courant
3
(m /s)
Largeur
(mètres à
l'exclusion
du
tampon)
0,3
15-149
Négligeable
13 064
Négligeable
32 661
Faible
130 642
Élevé
1 306 421
Débit modéré
inférieur
3
150-299
Négligeable
6 859
Négligeable
17 147
Négligeable
68 587
Faible
685 871
Débit modéré
supérieur
30
300-749
Négligeable
4 572
Négligeable
11 431
Négligeable
45 725
Négligeable
457 247
300
750+
Négligeable
3 919
Négligeable
9 798
Négligeable
39 193
Négligeable
391 926
Débit
Faible débit
Fort débit
Risque que la
concentration
du constituant
excède le seuil
Intervalle
d'apparitio
n (années)
Risque que la
concentration
du constituant
excède le seuil
Intervalle
d'apparitio
n (années)
Risque que la
concentration
du constituant
excède le seuil
Intervalle
d'apparition
(années)
Risque que la
concentration
du constituant
excède le seuil
Intervalle
d'apparitio
n (années)
REMARQUES :
• Tableau sommaire fondé sur des calculs et tableaux présentés dans le Rapport de données techniques sur les accidents et les défaillances (volume 22).
des fréquences des incidents prudentes qui surestiment la proportion de grands déversements. En conséquence, l'évaluation est prudente (effets sont surestimés) dans son
appréciation de l'ampleur des effets sur l'environnement.
• La concentration estimée est basée sur le déversement dans l'eau pendant une période d'une heure dans des conditions de mélange uniforme.
• Les intervalles d'apparition sont basés sur une fréquence des incidents globale prévue de 0,000486 incident/ km par année, les fréquences projetées de chaque volume de
déversement et les largeurs estimées des cours d'eau. La largeur des cours d'eau à plus grand débit est plus grande que celle des cours d'eau à plus faible débit, et la distance sur
laquelle un incident risque de se produire est plus grande. Il en résulte une fréquence des déversements plus élevée pour les cours d'eau à grand débit et un intervalle d'apparition
correspondant plus court. La fréquence des incidents calculée pour le pipeline converti est utilisée car elle est plus élevée; l'analyse s'en trouve ainsi plus prudente (c.-à-d.
surestimée).
3-34
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 3-7
Probabilité de dépassement des concentrations de référence de toxicité chronique des constituants d'intérêt
Produit émis
4 barils
Débit
Faible débit
Débit
du
courant
(m³/s)
Largeur
(mètres à
l'exclusion
du
tampon)
Probabilité
que la
concentration
du
constituant
excède la
donnée de
référence
Intervalle
d'apparition
(années)
50 barils
Probabilité
que la
concentratio
n du
constituant
excède la
donnée de
référence
Intervalle
d'apparition
(années)
1 000 barils
Probabilité
que la
concentratio
n du
constituant
excède la
donnée de
référence
Intervalle
d'apparition
(années)
10 000 barils
Probabilité
que la
concentratio
n du
constituant
excède la
donnée de
référence
Intervalle
d'apparition
(années)
0,3
15-149
Faible
13 064
Faible
32 661
Élevée
130 642
Élevée
1 306 421
Débit modéré
inférieur
3
150-299
Négligeable
6 859
Faible
17 147
Modérée
68 587
Élevée
685 871
Débit modéré
supérieur
30
300-749
Négligeable
4 572
Négligeable
11 431
Faible
45 725
Modérée
457 247
300
750+
Négligeable
3 919
Négligeable
9 798
Négligeable
39 193
Faible
391 926
Fort débit
REMARQUES :
• Tableau sommaire fondé sur des calculs et tableaux présentés dans le Rapport de données techniques sur les accidents et les défaillances.
des fréquences des incidents prudentes qui surestiment la proportion de grands déversements. En conséquence, l'évaluation est prudente dans son appréciation de l'ampleur des
effets sur l'environnement.
• La concentration estimée est basée sur le déversement dans l'eau pendant une période d'une heure dans des conditions de mélange uniforme.
• Les intervalles d'apparition sont basés sur une fréquence des incidents globale prévue de 0,000486 incident/km ∙ par année, les fréquences projetées de chaque volume de
déversement et les largeurs estimées des cours d'eau. La largeur des cours d'eau à plus grand débit est plus grande que celle des cours d'eau à plus faible débit, et la distance sur
laquelle un incident risque de se produire est plus grande. Il en résulte une fréquence des déversements plus élevée pour les cours d'eau à grand débit et un intervalle d'apparition
correspondant plus court. On a utilisé la fréquence des incidents calculée pour le pipeline converti car elle est plus élevée; l'analyse s'en trouve ainsi plus prudente (c.-à-d.
surestimée).
Mai 2016
3-35
3.5.8
Projet Énergie Est
Faune
3.5.8.1 Amphibiens et reptiles
Il y a peu de renseignements sur les effets du pétrole brut sur les amphibiens et les reptiles. Cependant,
on sait que les amphibiens sont très sensibles à la présence de polluants aquatiques, car ils grandissent
et se développent dans les eaux de surface, qu’ils ont des branchies (à l'état de larves et durant la
protérogenèse), une peau très perméable et un cycle de vie complexe régulé par des voies hormonales
sensibles (Shi, 2000).
On pense que le pétrole brut a des effets toxiques sur les amphibiens principalement lorsqu’ils sont
exposés aux HAP et aux acides naphténiques (AN). Les AN sont structurellement semblables à l'estradiol
et l'estrone (Rowland et al., 2011), et aux premiers stades de développement, les amphibiens sont
particulièrement sensibles aux effets nuisibles des œstrogènes anthropiques sur la croissance (Hogan et
al., 2006). Les embryons de la grenouille léopard (Lithobates pipiens) exposés à des concentrations d’AN
de 6 mg/L ont un taux de mortalité de 100 % dans les 24 heures suivant l'exposition (Melvin et Trudeau,
2012). Le corps des têtards exposés immédiatement après l’éclosion à des concentrations d’AN de
2 mg/L et de 4 mg/L pendant 9 jours était de 10 % et 25 % plus court que celui des têtards du groupe de
contrôle. En outre, le nombre de malformations était sensiblement plus élevé chez les têtards
nouvellement éclos qui avaient été exposés à une concentration d’AN de 4 mg/L (queues tordues,
nécrose de la queue) au cours du développement embryonnaire, et ils avaient un comportement convulsif
en nageant, qui s’est atténué et a finalement disparu. De même, les têtards des espèces Rana sylvatica
et Bufo boreas qui se sont développés dans des eaux contaminées par le traitement des sables
bitumineux ont connu un taux de mortalité modéré à élevé, des difficultés durant la croissance et le
développement et des déformations morphologiques (Pollet et Bendell-Yound, 2000). Par conséquent,
les têtards exposés aux AN durant leur développement embryonnaire ou larvaire pourraient être moins
en mesure ou incapables d'échapper aux prédateurs, de trouver de la nourriture ou les microhabitats
qu’ils préfèrent (Melvin et Trudeau, 2012). Des larves de l’espèce Hyla cinerea qui ont été exposées à
des concentrations élevées de contaminants d’hydrocarbures ne se sont tout simplement pas
métamorphosées correctement (Mahaney, 1994). Le degré de sensibilité diffère selon l’espèce, ce qui
signifie qu’il est nécessaire de mener une étude plus approfondie sur les effets des déversements de
pétrole sur chaque espèce. Les effets aigus ou chroniques sur le taux de croissance et de
développement, la taille au moment de la métamorphose et la mobilité peuvent finalement avoir des
conséquences sur l’adaptation des individus durant le stade actuel ou les stades de développement
ultérieurs (Schaub et Larsen, 1978; Reading et Clarke, 1999; Morey et Reznick, 2001).
Luiselli et ses collaborateurs (2004) ont comparé deux plans d'eau (un contaminé par un déversement de
pétrole et un autre en bon état) et ont constaté que dans le plan d’eau contaminé, la diversité des
espèces de tortue était considérablement réduite et que les espèces restantes étaient beaucoup moins
nombreuses. Les espèces de tortues qui ont été perdues semblent maintenant disparues (Luiselli et
Akani, 2003). En outre, une analyse des habitudes alimentaires a révélé que les proies amphibies (œufs,
larves et individus adultes), qui étaient la principale source de nourriture des tortues dans le site non
pollué, ne faisaient essentiellement plus partie de l'alimentation des tortues du site pollué. C’était
également le cas pour les poissons, les insectes et les crustacés (Luiselli et al., 2004). Il est donc clair
que les déversements de pétrole peuvent vraisemblablement entraîner un déclin de la population, voire la
3-36
Mai 2016
Projet Énergie Est
disparition des amphibiens et des reptiles dans les étangs et les ruisseaux touchés s'ils ne sont pas
assainis de manière efficace.
Les amphibiens qui se reproduisent dans les étangs pondent généralement leurs œufs dans les eaux peu
profondes et végétalisées aux abords des étangs et des terres humides, et après l'éclosion, les larves
d’anoures, en particulier, se nourrissent, comme un omnivore, de détritus, d'algues et de carcasses de
macro-invertébrés ou d’individus de leur espèce morts dans ces zones (Wells, 2010). Par conséquent,
étant donné que, malgré l'assainissement, les contaminants du pétrole brut (comme les HAP) sont
susceptibles d'être adsorbés par les particules organiques et les sédiments de la colonne d'eau, les
générations successives d'œufs, de larves et de jeunes individus pourraient être exposées de façon
chronique à des contaminants de pétrole brut dans les sédiments de l'étang avant que les concentrations
tombent sous les niveaux de toxicité (Hersikorn et al., 2010). La diminution incessante du taux de
reproduction et des chances de survie des jeunes pourrait entraîner un déclin de la population.
Les effets écologiques à long terme des déversements de pétrole sur les amphibiens et les reptiles n'ont
jamais été étudiés (Lusielli et al., 2004; Hersikorn et al., 2010; Melvin et Trudeau, 2012). Cependant, on
peut conclure sans l’ombre d’un doute que l’ampleur de ces effets serait équivalente ou pire que celles
des effets qui touchent les poissons d'eau douce, compte tenu de la sensibilité des amphibiens aux
polluants aquatiques et du fait que les amphibiens font déjà l'objet de plusieurs pressions anthropiques
durant leurs stades de développement aquatique et terrestre (Hayes et al., 2006; Boone et al., 2007;
Relyea et Hoverman, 2008).
3.5.8.2 Oiseaux marins
Les déversements de pétrole brut pourraient avoir des conséquences particulièrement néfastes sur les
oiseaux marins, la sauvagine et les oiseaux de rivage (NOAA, 2014a). Les renseignements sur les effets
potentiels des déversements d'hydrocarbures sur les oiseaux marins ont été déduits à partir d'autres
projets pétroliers et gaziers réalisés sur la côte est du Canada, dont l’étude d'incidence environnementale
du bassin Shelburne de Shell Canada (Shell Canada limitée, 2014) et l'évaluation environnementale du
projet d’extension White Rose de Husky Energy (Husky Energy, 2012).
Les oiseaux marins risquent d'être exposés au pétrole, soit lorsqu’ils se posent sur une nappe de pétrole,
lorsqu’ils refont surface en la traversant ou lorsqu’ils nagent dans une nappe de pétrole. Les espèces
d’oiseaux plongeurs comme le guillemot à miroir, le guillemot et le macareux moine sont considérées les
plus sensibles aux effets immédiats de nappes de pétrole (Leighton et al., 1985; Chardine, 1995; Wiese
et Ryan, 1999; Irons et al., 2000). D'autres oiseaux, comme le fulmar boréal, la paruline, l'océanite et la
mouette, sont vulnérables au pétrole, car ils se nourrissent sur de vastes zones et entrent souvent en
contact avec la surface de l'eau. Ils sont également vulnérables aux perturbations et aux dommages
causés aux habitats durant les activités d’assainissement après un déversement d’hydrocarbures (Lock
et al., 1994).
Les effets indésirables causés par le pétrole brut sur les oiseaux marins se produisent en trois étapes
(Leighton, 1993) : premièrement, la modification physique des plumes recouvertes de pétrole cause des
pertes de chaleur et des problèmes de flottabilité; la dépense d'énergie métabolique supplémentaire qui
en découle entraîne généralement la mort par hypothermie, faim et noyade. Des changements de
comportements chez les oiseaux mazoutés, comme le lissage excessif et une plus grande difficulté à
Mai 2016
3-37
Projet Énergie Est
voler peuvent aussi mener à une augmentation de l'épuisement des réserves énergétiques et du risque
de prédation (Stephenson, 1997). Durant les périodes de vulnérabilité comme la mue, le risque de
mortalité augmente. Deuxièmement, les oiseaux mazoutés peuvent retourner au nid, exposer les œufs
au pétrole et provoquer la mort des embryons. La mortalité et des anomalies durant le développement
des embryons d'oiseaux exposés à des quantités de pétrole, même petites (1 à 20 µL), ont été observées
chez un grand nombre d'espèces (Leighton, 1993). Troisièmement, l'ingestion du pétrole durant le lissage
ou la consommation d'aliments contaminés ou d’eau potable peut entraîner des problèmes
physiologiques et pathologiques. Ces changements physiologiques à long terme peuvent provoquer la
mort (Ainley et al., 1981; Williams, 1985; Frink et White, 1990; Fry, 1990). En se fondant sur les modèles
de comportement des oiseaux marins, French-McCay (2009) a calculé que la probabilité qu'un oiseau
entre en contact avec du pétrole et en meure était de 99 % pour les plongeurs de surface, de 35 % pour
les plongeurs aériens vivant près du littoral, de 5 % pour les oiseaux marins et de 35 % pour les oiseaux
des terres humides.
La bioaccumulation des constituants du pétrole chez les oiseaux est limitée parce que les espèces de
vertébrés peuvent les métaboliser à un rythme suffisant pour minimiser la bioaccumulation (Neff, 1985;
dans Hartung, 1995). À supposer que les oiseaux sont en assez bonne santé, après un déversement,
pour se nourrir correctement, ils ont la capacité d’excréter une grande partie des hydrocarbures en un
laps de temps relativement court (McEwan et Whitehead, 1980). Lorsqu’ils ont évalué la neurotoxicité du
mazout sur les oiseaux marins après le déversement d’hydrocarbures du Prestige au nord-ouest de
l’Espagne, Oropesa et ses collaborateurs (2007) ont constaté que les HAP provenant du pétrole sont peu
susceptibles de produire un effet neurotoxique; mais chez quelques-uns des oiseaux qui ont été les plus
touchés par le déversement (les petits pingouins et les guillemots communs), ces HAP peuvent
contribuer à la toxicité systémique globale.
Les effets à long terme des déversements d'hydrocarbures sur les populations d’oiseaux marins sont
difficiles à prévoir. Certaines études suggèrent que la pollution par le pétrole est peu susceptible d'avoir
des conséquences importantes à long terme sur la productivité et la dynamique des populations
d’oiseaux (Butler et al., 1988; Boersma et al., 1995; Erikson, 1995; Stubblefield et al., 1995; White et al.,
1995; Wiens, 1995, 1996; Seiser et al., 2000). À l'inverse, d'autres présentent les effets à long terme de
la pollution par le pétrole sur les oiseaux, et les effets possibles sur leur population : les oiseaux nicheurs
qui ont survécu à la contamination par le pétrole ont généralement plus de difficultés à se reproduire,
notamment en raison d'une baisse de la fertilité (Holmes et al., 1978), de difficultés liées à la ponte et à
l’éclosion (Hartung, 1965; Ainley et al., 1981), de troubles liés à la croissance des poussins (Szaro et al.,
1978) et aux chances de survie (chez les adultes et les petits) [Vangilder et Peterle, 1980; Trivelpiece et
al., 1984] ainsi que d'une réduction de l'épaisseur et de la résistance moyennes des coquilles
(Stubblefield et al., 1995). Un déversement qui survient durant la saison de reproduction peut entraîner la
mort des petits en réduisant la disponibilité des proies pour les espèces dont l’alimentation saisonnière
est peu variée (Velando et al., 2005), en modifiant le comportement des parents (Eppley et Rubega,
1990) ou en provoquant l'abandon des nids (Butler et al., 1988).
Les différences entre les effets de déversements de pétrole brut sur les populations peuvent s'expliquer,
en partie, par les diverses circonstances entourant les cas de déversement (exposition aiguë ou
chronique, lieu du déversement, période de l'année), les espèces touchées, et la santé des populations
d'oiseaux (Gorsline et al., 1981; Burger, 1993; Wiese et Robertson, 2004). Les écarts naturels dans la
disponibilité des proies et les conditions météorologiques d’une année à l'autre compliquent l'évaluation
3-38
Mai 2016
Projet Énergie Est
des effets des déversements d'hydrocarbures sur les populations d'oiseaux (Eppley, 1992; White et al.,
1995; Votier et al., 2005). Par exemple, le pétrole demeure plus longtemps à la surface de l'eau lorsque
la température est froide, ce qui fait augmenter le risque d'exposition au pétrole durant la saison froide.
3.5.8.3 Mammifères semi-aquatiques
Selon les observations faites après les déversements de pétrole, les mammifères semi-aquatiques
(p. ex., le vison [Mustela vison], la loutre de rivière [Lontra canadensis], le castor [Castor canadensis]) et
quelques mammifères marins (p. ex., les phoques) subissent des effets létaux et sublétaux lorsqu'ils sont
exposés au pétrole. Deux voies peuvent mener à la mortalité des mammifères semi-aquatiques
immédiatement après un déversement d'hydrocarbures. Premièrement, lorsque la surface du pelage est
enduite d’hydrocarbures, la capacité thermorégulatrice du pelage est réduite, ce qui peut entraîner la
mort par hypothermie (Hurst et Oritsland, 1982; Lipscomb et al., 1996; McEwan et al., 1974; Williams et
al., 1988). Les mammifères peuvent compenser les problèmes de thermorégulation en stimulant le
métabolisme (Hurst et al., 1991), avec des pointes de consommation d’énergie pour répondre aux
besoins. Deuxièmement, l'inhalation d'émanations, l'ingestion de pétrole ou l'absorption cutanée peut
entraîner des dommages physiologiques mortels (Peterson et al., 2003). Les effets indirects du
déversement d'hydrocarbures sur les mammifères semi-aquatiques sont de nature variée et peuvent
découler des changements dans la qualité de l'habitat et dans la disponibilité de la nourriture. Après le
déversement de l'Exxon Valdez, l'alimentation des loutres de rivière était beaucoup moins diversifiée et
moins riche aux endroits touchés par le déversement qu’aux endroits non touchés; il y avait beaucoup
moins de poissons et de gastéropodes (Bowyer et al., 1994; Bowyer et al., 2003). En outre, les loutres de
rivière des sites très contaminés avaient beaucoup moins de biomasse et présentaient plusieurs
marqueurs biologiques liés aux hydrocarbures (Bowyer et al., 2003). Des changements dans la qualité de
la nourriture et de l'habitat dans les zones fortement contaminées ont amené les loutres de rivière à
occuper un territoire d’une superficie deux fois plus grande que celle des zones peu ou non contaminées,
et certains individus fréquentent des habitats présentant une plus forte pente ou jonchés de roches
(Bowyer et al., 1995; Bowyer et al., 2003). Des changements similaires concernant le territoire occupé
ont été observés chez le phoque commun (Phoca vitulina richardsi) et la loutre de mer après le
déversement de l'Exxon Valdez (Frost et al., 1999; Monson et al., 2000).
La dynamique régissant les tendances de rétablissement propres aux espèces après un déversement de
pétrole demeure en grande partie incertaine. Les effets négatifs les plus importants à long terme sur les
populations de loutres de mer suivant le déversement de l'Exxon Valdez ont été observés chez les
individus âgés de quatre ans ou plus au moment de l’accident (Monson et al., 2000). Bien que les effets
sur la population semblent avoir diminué au fil du temps, les loutres de tout âge ont continué de connaître
un taux élevé de mortalité neuf ans après le déversement; ce taux découle probablement d'une
combinaison de l'influence maternelle, de l'interaction entre les sources de nourriture et des
hydrocarbures persistants (Monson et al., 2000, Bodkin et al., 2002). Dans l'ensemble, le nombre de
loutres de mer dans la zone du déversement a augmenté de manière importante six ans après le
déversement (Monson et al., 2000); cette hausse démontre que les mammifères semi-aquatiques
peuvent se remettre de ce genre de catastrophes.
Mai 2016
3-39
3.5.9
Projet Énergie Est
Conclusion
L'effet environnemental d'un déversement de pétrole brut pourrait varier à la fois de manière temporelle et
spatiale selon le volume et l'endroit du déversement. Des effets localisés pourraient se produire, quelle
que soit la taille du déversement. En général, la probabilité d'un déversement à un endroit donné le long
de l'oléoduc ou de la voie de transport maritime est très faible, et si un déversement venait à se produire,
il serait probablement relativement petit (quatre barils ou moins). En cas de déversement, Énergie Est
réagirait en conformité avec les règlements applicables et son PIU, qui comprendra des mesures de
protection et d'atténuation des effets potentiels sur les récepteurs environnementaux. En outre, si un
déversement devait se produire, Énergie Est consulterait les organismes de réglementation afin de
déterminer les méthodes d’assainissement et de suivi appropriées et privilégiées. Les mesures
d'atténuation font l'objet des sections 4 et 5.
3.6
Effets sur la santé humaine
La présente section décrit le travail accompli pour évaluer les effets sur la santé humaine associés aux
déversements accidentels de pétrole brut dans l'environnement terrestre. Il s'applique aux tracés du
pipeline dans chaque province (Alberta, Manitoba, Saskatchewan, Ontario, Québec et NouveauBrunswick). La méthode d'évaluation est volontairement prudente et privilégie l'exagération des risques
potentiels sur la santé plutôt que la sous-estimation; elle suivait par ailleurs la méthodologie standard
d'évaluation des risques sur la santé humaine, ainsi que les directives réglementaires fédérales fournies
par Santé Canada (2010a, b, c).
Les voies d'exposition les plus probables pour le public aux produits chimiques associés au pétrole brut
seraient l'inhalation de vapeurs dans les minutes ou les heures qui suivent un déversement. Bien que les
pétroles bruts contiennent de nombreux composés organiques volatils, le benzène est le plus volatil et le
plus toxique des composés volatils et fait donc l'objet de la modélisation des dangers : même pour un
scénario crédible de la pire éventualité lié au déversement de 10 000 barils de pétrole brut, les
concentrations prévues de benzène en aval seraient inférieures au seuil d'exposition acceptable pour la
santé.
3.6.1
Évaluation des risques pour la santé humaine
L’ÉRSH facilite l'évaluation d'effets potentiels du Projet sur la santé humaine associés à l’écoulement de
pétrole brut sur le sol. L'ÉRSH regroupe des renseignements sur les récepteurs potentiels avec des
données d'exposition aux produits chimiques et détermine les dangers (c.-à-d. toxicité) afin de définir le
niveau de risque relatif engendré par l’activité associée au projet. Les éléments clés de l'évaluation des
risques sont présentés sous forme de schéma dans la figure 3-1 :
3-40
Mai 2016
Projet Énergie Est
Récepteur
Exposition
RISQUE
Danger
Figure 3-1
Principaux éléments de risque
Le cadre conventionnel d'évaluation des risques comprend quatre étapes :
•
Énoncé du problème – identification des risques environnementaux qui pourraient poser un risque
pour la santé humaine, des récepteurs potentiels, et des voies d'exposition pertinentes
•
Évaluation de l'exposition – évaluation de la probabilité ou du degré d'exposition des récepteurs
potentiels aux dangers
•
Évaluation de la toxicité – définition de valeurs de toxicité publiées, ayant fait l'objet d'un examen
scientifique par rapport auxquelles les incidences d'exposition potentielles peuvent être comparées
•
Caractérisation du risque – évaluation du risque potentiel pour la santé des récepteurs potentiels par
rapport à chaque danger, en fonction du degré d'exposition
3.6.2
Énoncé du problème
L'énoncé du problème met l'accent de l'ÉRSH sur les dangers, les récepteurs et les voies d'exposition les
plus préoccupantes.
3.6.2.1
Contaminants potentiellement préoccupants
Les pétroles bruts sont des mélanges complexes de centaines de composés organiques (et de beaucoup
de composés inorganiques) dont les propriétés chimiques et physiques diffèrent fortement. Les
composants du pétrole brut considérés les plus susceptibles de poser un risque pour la santé humaine
sont identifiés dans la section 3.3.
•
Hydrocarbures aromatiques : le benzène, le toluène, l'éthylbenzène et les xylènes représentent
certains des composants les plus toxiques, les plus volatils, les plus solubles et les plus mobiles dans
le pétrole brut. Parmi ceux-ci, le benzène constitue le plus volatil et il s'agit du plus toxique.
•
Hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP) : persistent dans l'environnement. Parmi ceux-ci, le
naphtalène constitue le HAP le plus mobile dans l'environnement.
Mai 2016
3-41
3.6.2.2
Projet Énergie Est
Récepteur
Un récepteur humain est une personne hypothétique, de l'enfance à l'âge adulte, qui pourrait être
exposée aux contaminants préoccupants à la suite d'un déversement de pétrole brut. L'ÉRSH inclut des
récepteurs présentant le plus fort potentiel d'exposition et ceux dont la sensibilité est la plus élevée ou
dont le potentiel de développer des effets négatifs sur la santé découlant de ces expositions est le plus
élevé. Étant donné l'aspect inclusif de cette évaluation, autant les membres autochtones que nonautochtones de la population doivent être pris en compte puisque l'utilisation prévue des terres et des
ressources sont d'ordre traditionnel, résidentiel, récréatif, agricole et commercial.
Les personnes dont le travail vise les interventions d'urgence et la remédiation ne sont pas considérées
comme étant des récepteurs aux fins de l'ÉRSH. On présume que ces personnes ont reçu une formation
appropriée en matière de santé et de sécurité, notamment sur l'utilisation de l'équipement de protection
individuelle adéquat, qui constituerait un obstacle à l'exposition.
3.6.2.3
Voies d'exposition
L'examen préalable des voies d'exposition fournit les liens, ou les voies d'exposition, par lesquels les
personnes peuvent être exposées aux contaminants préoccupants. Le potentiel d'exposition dépend d'un
certain nombre de facteurs, notamment le type et la quantité de matière rejetée, la superficie de la zone
de dispersion, le climat et les conditions météorologiques, ainsi que la stratégie d'intervention employées
en cas de déversement. L'intervention en cas d'urgence et la remédiation, qui limiteraient la probabilité et
l'ampleur des expositions potentielles humaines, sont abordés dans la section 7.
Bien que cela soit peu probable, il est possible que des personnes soient en contact avec du pétrole
résiduel avant d'avoir pu mettre en place des mesures de contrôle du site. Pour la plupart des personnes,
un bref contact avec une petite quantité de pétrole n'aura pas de conséquence dangereuse (CDCCA,
2011). Certaines personnes sont plus sensibles aux produits chimiques, notamment ceux qui sont
présents dans le pétrole brut, et celles-ci peuvent développer un « rash » ou une irritation cutanée ou
d'autres réactions allergiques (ATSDR, 1999), mais l'on ne devrait pas s'attendre à des effets à long
terme sur la santé. Plus récemment, une évaluation de la santé publique visant à répondre aux
préoccupations liées au contact direct avec des galettes de goudron à la suite d'un déversement de
pétrole brut au Michigan a permis de conclure qu'un contact cutané répété et une ingestion accidentelle
n'entraîneront pas d'effets à long terme sur la santé, ni un risque de cancer plus élevé que la normale
(MDCH, 2012). Par conséquent, le contact direct avec les voies d'exposition du produit n'est pas évalué
davantage.
Comme l'indique les sections 3.5 et 7.4, Énergie Est serait responsable de nettoyer tout sol ou eau
souterraine contaminé. Les niveaux de remédiation fondés sur les risques pour le sol et les eaux
souterraines sont conçus pour protéger contre les expositions à long terme (chroniques) découlant des
deux voies d'exposition (contact cutané et ingestion de sol ou d'eau souterraine), et contre les expositions
secondaires comme l'ingestion d'aliments (baies, viande de gibier) ou de plantes médicinales, ainsi que
l'inhalation de vapeurs, le cas échéant (Santé Canada, 2010a, CCME, 1997, 2006). Une fois que ces
niveaux de remédiation fondés sur les risques sont atteints, aucun effet négatif à long terme n'est prévu
sur la santé humaine.
3-42
Mai 2016
Projet Énergie Est
Comme l'indique la section 3.4, les fractions d'hydrocarbures les plus volatils s'évaporeront rapidement
du pétrole brut accumulé, créant ainsi un panache de vapeurs. Les personnes près du pétrole déversé
pourraient inhaler ces hydrocarbures pétroliers volatils avant la mise en place de mesures d'intervention
d'urgence, comme la surveillance de l'air ou l'évacuation (tel qu'il est décrit dans la section 4.5 du
volume 6 de l'EES). Parmi les contaminants préoccupants pris en compte (benzène, toluène,
éthylbenzène, xylènes et naphtalène), on considère que le naphtalène est relativement non volatil. Parmi
les contaminants potentiellement préoccupants volatils restants, on considère que le benzène est le plus
volatil et le plus toxique; d'après cette évaluation, l'ÉRSH se concentre sur l'inhalation de benzène par
des membres de la population à partir du pétrole brut accumulé.
3.6.3
Évaluation de la toxicité
La toxicité représente le potentiel d'un contaminant de produire tout type de dommages (permanent ou
temporaire) à la structure ou au fonctionnement de toute partie du corps d'un récepteur. La toxicité d'un
contaminant dépend de la quantité absorbée par le corps (appelée la « dose ») et de la durée
d'exposition (la durée pendant laquelle le récepteur est exposé au contaminant).
Comme nous l'avons mentionné précédemment, le pétrole brut déversé peut contenir de nombreux
composés organiques volatils; toutefois, le benzène est le plus volatil et le plus toxique des composés
volatils qui pourraient être rejetés dans l'air. Par conséquent, l'évaluation de la toxicité est axée sur le
benzène et comprend les effets observés sur la santé découlant des expositions à court terme au
benzène et la sélection de lignes directrices appropriées pour l'évaluation des effets potentiels sur la
santé.
3.6.3.1
Effets observés sur la santé découlant des expositions à court terme au
benzène
Les organismes gouvernementaux élaborent généralement des recommandations, à partir d’études
toxicologiques ou épidémiologiques, par l'intermédiaire desquelles le niveau et la durée d'exposition sont
contrôlés, ou raisonnablement connus, et dans lesquelles figurent des données sur les changements
dans la réaction associés à un changement dans la dose. À partir des nombreuses études sur la toxicité
du benzène, des études clés qui sont associées à des niveaux d'examen réglementaire, ou qui
représentent un paramètre particulièrement préoccupant, sont présentées dans le tableau 3-8.
Mai 2016
3-43
Tableau 3-8
Projet Énergie Est
Effets observés sur la santé découlant des expositions à court terme au
benzène par inhalation (extrait d'ATSDR, 2007)
Concentration
3
Durée d'exposition
Effets sur la santé
ppmv
µg/m
20 000
63 900 000
5-10 minutes
Mort (Flury, 1928)
4 000
12 800 000
4 heures
Neurologique : fonction motrice diminuée chez les
rats (Molar et al., 1986)
313
1 000 000
7-20 jours
Reproduction : avortements accrus chez les lapins
(Ungvary et Tratal, 1985)
300
960 000
30 minutes
Neurologique : somnolence, étourdissement,
maux de tête (Flury, 1928)
150
480 000
4 mois – 1 an
Hématologique : numération globulaire complète
réduite (Aksoy et Erdem, 1978)
110
350 000
2 heures
Neurologique : effets légers sur le système
nerveux central (Srbova et al., 1950)
60
190 000
1-21 jours
Respiratoire : irritation nasale et essoufflement
(Midzenski et al., 1992)
60
190 000
1-21 jours
Neurologique : étourdissement, nausée, maux de
tête, fatigue (Midzenski et al., 1992)
29
93 000
3,5 mois – 19 ans
Cancer : leucémie (Yin et al., 1987)
10,2
32 600
6 heures par jour
pendant 6 jours
Hématologique : leucocytémie réduite chez les
souris (Rozen et al., 1984)
REMARQUE :
1.
Effet sur la santé basé sur des sujets humains, sauf indication contraire.
L'exposition à court terme au benzène à des concentrations élevées peut entraîner la dépression du
système nerveux central, entraînant ainsi une somnolence, des étourdissements, des maux de tête, des
nausées, de la fatigue et une fonction motrice réduite, notamment un trouble de l'élocution et une perte
d'équilibre. Une irritation de l'œil, du nez et de la gorge a également été signalée après une exposition à
court terme. Les effets sur la santé (vertige, confusion, perte de conscience) s'aggravent au fur et à
mesure que les concentrations de vapeurs de benzène dans l'air augmentent. Les concentrations de
benzène associées aux effets létaux sont de magnitude plus élevées que leseffets toxicologiques
considérés comme pertinents dans le cadre de l'élaboration de lignes directrices à court terme.
Le benzène est rapidement éliminé du corps (ATSDR, 2007). On estime que les effets neurologiques du
benzène (étourdissement, maux de tête), ainsi que l'irritation des membranes muqueuses (yeux et nez)
sont liés aux concentrations dans l'air plutôt qu'à la dose totale, ce qui signifie que ces effets diminuent
une fois que l'exposition cesse.
3-44
Mai 2016
Projet Énergie Est
3.6.3.2
Lignes directrices en matière d'expositions à court terme au benzène
En raison de la rareté des déversements de pétrole à partir de pipelines, les lignes directrices fondées
sur l'exposition répétée ou continue ne conviennent pas pour l'évaluation des risques potentiels sur la
santé découlant de l'inhalation immédiatement après un déversement de pétrole brut. Les guides des
seuils d'exposition aiguë (Acute Exposure Guideline Levels - AEGL) ont été élaborés par l'Environmental
Protection Agency (EPA) des États-Unis pour évaluer le risque potentiel pour la santé humaine associé à
l'inhalation de produits chimiques, notamment le benzène, pendant de courtes durées (USEPA, 2009).
Ces lignes directrices ont été choisies par les organismes de réglementation pour évaluer les effets aigus
sur la santé découlant de l'exposition par inhalation à la suite du déversement de pétrole d'Enbridge en
2010 (MDCH, 2010, 2014).
Alors que le temps d'exposition passe des minutes aux heures, le risque de danger augmente aussi; par
conséquent, le niveau acceptable dans l'air est plus bas pendant des périodes plus longues. Les AEGL
sont élaborés aux fins de protection du grand public, notamment les sous-populations sensibles telles
que les enfants, les personnes âgées ou celles ayant un problème de santé existant. Des valeurs figurant
dans l'AEGL ont été déterminées pour diverses durées d'exposition; elles conviennent donc au scénario
de déversement du pipeline, étant donné que le taux d'évaporation devrait atteindre son niveau maximal
dans les 20 minutes qui suivent le déversement. Voici les trois catégories d'AEGL, dont chacune
correspond à un niveau différent de danger sur la santé des humains. Le tableau 3-9 fournit les AEGL
pour le benzène.
Tableau 3-9
AEGL concernant le benzène par catégorie et durée
Concentration par durée d'exposition
(ppm)
10
minutes
30
minutes
60
minutes
4
heures
8
heures
AEGL-1 : concentration de benzène au-dessus de laquelle la
plupart des personnes ressentent une gêne notable, une
irritation ou de légers effets sur le système nerveux central
(étourdissement et maux de tête). Toutefois, les effets ne
sont pas invalidants et cessent une fois que la personne
n'inhale plus de benzène.
130
73
52
18
9,0
plupart des personnes ressentent des effets négatifs
irréversibles ou graves à long terme, ou encore, une capacité
réduite à s'enfuir. L'AEGL-2 pour le benzène est fondé sur les
graves effets observés sur le système nerveux central qui
pourraient rendre quelqu'un inconscient et l'empêcher de
s'enfuir.
2 000
1 100
800
400
200
plupart des personnes pourraient ressentir des effets sur la
santé menaçant la vie ou en mourir.
s.o.
5 600
4 000
2 000
990
Catégorie du niveau de protection
SOURCE : USEPA (2009)
Mai 2016
3-45
3.6.4
3.6.4.1
Projet Énergie Est
Évaluation de l'exposition
Scénarios de déversement modélisés
Afin d'estimer les concentrations de benzène auxquelles les récepteurs pourraient être exposés, une
modélisation a été effectuée pour simuler un déversement à partir d'un pipeline de pétrole brut, en
incluant les conditions initiales du pétrole, la croissance de la zone de déversement au sol, la durée du
déversement et le taux d’émission estimé des composés volatils.
La probabilité d'une fuite à partir d’un pipeline et les volumes déversés qui y sont associés utilise des
données historiques provenant des bases de données combinées de l'Office national de l'énergie (ONÉ)
et de la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration du département des Transports des
États-Unis (consulter la section 2 du volume 6 de l'EES). Les données ont permis d'établir que :
•
Dans 50 % des cas, le volume de déversement était de 4 barils (0,636 m3) ou moins
•
Dans 80 % des cas, le volume de déversement était de 100 barils (15,9 m3) ou moins
•
Dans 95 % des cas, le volume de déversement était de 1 000 barils (159 m3) ou moins
•
Dans moins de 0,5 % des cas, le volume de déversement était de 10 000 barils (1 590 m3) ou moins
D'après ces renseignements, deux scénarios de déversements sont pris en compte : 4 barils
(représentant le volume de déversement médian) et 10 000 barils (représentant un grand volume de
déversement).
Des hypothèses sont également formulées pour caractériser un taux d’écoulement du pétrole brut :
•
Le taux d’écoulement influe principalement sur la zone de déversement au fil du temps, contrôlant
ainsi la zone exposée au pétrole brut et le taux d'évaporation du benzène et d'autres composés
volatils dans l'atmosphère.
•
Concernant le grand volume de déversement, le déversement était provoqué par la rupture complète
du pipeline et le taux d’écoulement était égal au taux de pompage du pipeline (1,1 million de barils
par jour).
•
Concernant le scénario de déversement moyen, on suppose que le déversement avait lieu à partir
d'un petit trou dans le pipeline et que le taux d’écoulement était égal à 1 % du taux de pompage du
pipeline.
Divers pétroles bruts seront transportés dans le cadre du projet et ils peuvent être classés dans trois
catégories de caractéristiques générales : pétrole brut léger conventionnel, pétrole brut synthétique et
bitume dilué (voir la section 3.2). La composition et la température de la nappe de pétrole détermineront
les pressions partielles à l'interface vapeur-liquide qui ont une influence directe sur le taux de vaporisation
du liquide dans son ensemble. La composition et la température de la nappe peuvent donc influer sur les
caractéristiques de dispersion du panache et, en définitive, sur la concentration en aval de benzène
rejeté à partir du pétrole déversé. Un pétrole brut léger conventionnel a été choisi dans la modélisation du
déversement puisqu'il contient une forte proportion de benzène par rapport aux autres pétroles bruts. Une
composition simplifiée du pétrole brut, qui est estimée à partir d'une moyenne historique des courbes de
distillation pour le pétrole brut léger acide Edmonton, est fournie dans l'annexe 3A (Crude Quality, Inc.,
2014).
3-46
Mai 2016
Projet Énergie Est
Une fois que le liquide s'écoule du pipeline, le taux d’écoulement de contaminants dans l'atmosphère
dépend de la superficie de la nappe (c-.a-d. zone de dispersion), de la température au sol et des
conditions météorologiques observées au moment du déversement. On présume que le déversement
forme une zone circulaire et qu'il se propage uniformément à partir de la source dont l’épaisseur minimale
de 0,01 m.
Plusieurs conditions météorologiques sont prises en compte dans la modélisation du déversement.
La stabilité atmosphérique est une indication du niveau de turbulence et, par conséquent, de la capacité
de dispersion de l'atmosphère. En général, un schéma de classification de six catégories allant de la
classe A (très instable) à la classe F (modérément stable) caractérise la stabilité atmosphérique.
L'occurrence de ces conditions de stabilité est résumée comme suit :
•
Les conditions instables (classes A à C) sont caractérisées par un rayonnement solaire incident fort
à modéré et par des vitesses de vent faibles à modérées. Ces conditions sont généralement
observées pendant des journées calmes, chaudes et ensoleillées où le réchauffement du sol entraîne
un mouvement vertical de l'air au sein de la couche de l'atmosphère proche de la surface. Le
mouvement vertical entraîne une augmentation des turbulences. Les conditions instables sont
limitées aux heures de clarté.
•
Les conditions neutres (classe D) sont souvent observées pendant des conditions de ciel couvert
ou dans des conditions de vents modérées à élevées. Une stabilité neutre peut se produire à tout
moment pendant le jour ou la nuit.
•
Les conditions stables (classes E et F) sont généralement observées lorsque les nuits sont calmes
et claires et où le niveau inférieur de l'atmosphère se rafraîchit en raison du rayonnement provenant
de cette couche sur le sol. Ce rafraîchissement entraîne un gradient de température stable
(augmentation de la température avec l'altitude). Ce gradient stable freine le mouvement vertical et
entraîne une baisse du niveau de turbulence. Les conditions stables sont généralement observées
pendant les heures de nuit.
Les atmosphères instables et les vents forts tendent à encourager une vaporisation plus importante par
rapport aux atmosphères plus stables et aux vents plus calmes qui entraînent une dilution moins
importante (dispersion médiocre). Des températures plus élevées au sol et dans l'air peuvent également
favoriser des taux d'évaporation plus élevés. Dans le cadre de cette ÉRSH, on a présumé que la
température de l'air ambiant et la température au sol sont de 25 °C pour toutes les combinaisons de
stabilité et de vitesse du vent. Cette méthode devrait surévaluer les taux d’émission et les concentrations
lorsque les conditions sont stables par rapport à ceux que l'on associerait aux températures de nuit ou
aux premières heures du jour qui peuvent être inférieures à 25 °C.
Les conditions atmosphériques prises en compte dans le déversement formant la nappe et dans la
modélisation ultérieure de la dispersion sont présentées dans le tableau 3-10.
Mai 2016
3-47
Projet Énergie Est
Tableau 3-10 Conditions météorologiques utilisées dans la modélisation de la source et
de la dispersion
Code de
météorologie
Classe de
stabilité
A1
Vitesse du vent
Température
de l'air ambiant
(m/s)
(km/h)
(°C)
A
1
3,6
25
B2
B
2
7,2
25
D2
D
2
7,2
25
D5
D
5
18,0
25
D10
D
10
36
25
Conditions de vent modérées à élevées, en
tout temps, durant le jour ou la nuit.
E3
E
3
10,8
25
Conditions de nuit, légèrement couvertes.
F1,5
F
2
7,2
25
Conditions de nuit, nuits généralement
fraîches et claires, vitesses de vent faibles.
3.6.4.2
Description
Se produit généralement au cours des
journées chaudes et ensoleillées, de la fin
de la matinée jusqu'en milieu d'après-midi
lorsque le soleil est presque à son zénith.
Conditions couvertes, durant le jour ou la
nuit, à n'importe quel moment de l'année.
Taux d'émission de benzène
Les taux d'évaporation prévus de benzène dans le cas du scénario de déversement de 10 000 barils
selon des conditions météorologiques choisies sont illustrés dans la figure 3-2. Au fur et à mesure que la
nappe grandit, le taux d’émission augmente de façon proportionnelle jusqu'à ce que le liquide cesse de
s’écoulerdu pipeline. L'évaporation à partir du pétrole brut est plus complexe que l'évaporation à partir de
l'eau, car la diffusion tout au long de la phase liquide est plus lente que pendant la phase gazeuse. Le fait
de supposer que la nappe est peu profonde et qu'il n'y a aucune résistance en phase liquide signifie que
l'ensemble du liquide est présent dans l'atmosphère et peut être vaporisé pendant le déversement. Au
cours du déversement, environ 10 % de la masse sont vaporisés à partir du pétrole brut.
Les conditions de vent élevées conduisent à des taux de transfert de masse plus importants à l'interface
vapeur-liquide, ce qui entraîne une évaporation plus rapide de la nappe que lorsque les conditions sont
plus calmes.
3-48
Mai 2016
Projet Énergie Est
Figure 3-2
Taux d'évaporation du benzène au fil du temps à partir d'un déversement
de 10 000 barils de pétrole brut, selon des conditions météorologiques
choisies
Le taux d’émission prévu à partir du déversement de 4 barils est présenté dans la figure 3-3. La tendance
relative au taux d’émission est semblable, mais avec des taux d’émission bien plus faibles et une durée
de déversement plus courte comparativement au scénario de déversement de 10 000 barils.
Mai 2016
3-49
Figure 3-3
3-50
Projet Énergie Est
Taux d'évaporation du benzène au fil du temps à partir d'un déversement
de 4 barils de pétrole brut, selon des conditions météorologiques choisies
Mai 2016
Projet Énergie Est
3.6.5
Caractérisation des risques
Le potentiel des risques pour la santé associés à l'exposition par inhalation a été évalué en comparant les
concentrations de l'air prévues au niveau du sol au critère de santé ou à la limite d'exposition (c.-à-d.
l'AEGL approprié pour le benzène fourni dans la section 3.1.2.2). Dans le cadre de cette évaluation, les
concentrations maximales prévues de benzène en aval du lieu de déversement ont été modélisées à
l'aide du modèle SLAB (Emak, 1990).
Le modèle SLAB est l'un des modèles recommandés par l'Environmental Protection Agency des ÉtatsUnis qui est capable de modéliser des rejets de gaz flottants et denses, et qui contient des algorithmes
permettant d'estimer les effets des changements de phase au sein du panache et de l'entraînement réduit
de l'air qui résultent des gradients de densité stables entre le panache et l'air ambiant.
Les concentrations dans l'air après la rupture d'un pipeline changent avec le temps. Par conséquent, une
valeur de dose liée à un événement a été calculée pour déterminer une distance maximale conforme aux
lignes directrices en matière d'exposition (c.-à-d. les AEGL). Les détails de ce calcul sont fournis dans
l'annexe 3A. D'après la dose liée à l'événement, une concentration équivalente, qui est essentiellement la
concentration moyenne observée pendant la période d'intérêt, peut être estimée et comparée aux lignes
directrices portant surl'exposition.
Le tableau 3-11 présente les distances maximales en aval de concentrations de benzène provenant d’un
lieu de rupture d'un pipeline entraînant un déversement de 10 000 barils et de 4 barils de pétrole brut.
Aucun scénario de déversement n'a conduit à la détermination de concentrations en aval égales ou
supérieures aux seuils les plus bas (AEGL-1); par conséquent, les valeurs moins strictes des AEGL-2 et
AEGL-s ne sont pas incluses dans le tableau 3-11. Au lieu de cela, des seuils moyens de 10 ppm et
50 ppm sur 10 minutes sont inclus dans le tableau 3-11 de manière à fournir un contexte relativement
aux concentrations d'exposition prévues pour le benzène. Les distances maximales prévues en aval des
concentrations de 10 ppm et 50 ppm sont de 2 350 et 451 m, respectivement. Ces distances ont lieu
lorsque les conditions atmosphériques sont stables et que les vents sont faibles.
La dispersion en aval du benzène à la suite du déversement de 10 000 barils selon des conditions
météorologiques choisies est présentée dans la figure 3-4. Puisqu’il n’est pas prévu que les
concentrations de benzène dépassent les valeurs des AEGL, des courbes additionnelles de 5, 10 et
50 ppm sont fournies à titre de contexte concernant l'étendue et la forme du panache de dispersion. Bien
que la vitesse de vent élevée puisse accroître la vaporisation du benzène à partir de la nappe de pétrole
brut, elle augmentera également la dispersion des vapeurs. Par conséquent, la distance maximale
versaval diminue lorsque les vitesses de vent sont plus élevées, comme l’illustre la figure 3-4.
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3-51
Projet Énergie Est
Tableau 3-11 Distance maximale prévue en aval des concentrations de benzène (seuil AEGL-1 pour le benzène)
Conditions météorologiques
Distance maximale en aval (m)
Ampleur du
déversement
(barils)
Taux d’écoulement
de pétrole
3
(m /s)
Durée de
l’écouelemnt
(minutes)
Vitesse du
vent
(m/s)
Stabilité
atmosphérique
10 ppm de
benzène
50 ppm de
benzène
AEGL-1
(130 ppm
benzène)
10 000
2
13
1
A
113
0
0
2
B
335
0
0
2
D
970
265
0
5
D
677
0
0
10
D
345
0
0
3
E
1 220
341
0
1,5
F
2 350
451
0
1
A
0
0
0
2
B
0
0
0
2
D
24
0
0
5
D
14
0
0
10
D
7
0
0
3
E
30
0
0
1,5
F
35
0
0
4
3-52
0,005
2
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Projet Énergie Est
Figure 3-4
Courbes de concentration (en ppm) équivalente d’exposition à une dose de
benzène pour une durée de10 minutes – déversement de 10 000 barils de
pétrole brut
Mai 2016
3-53
3.6.6
Projet Énergie Est
Résumé
Bien que les pétroles bruts contiennent de nombreux composés organiques volatils, le benzène est le
plus volatil et le plus toxique des ces composés volatils. Ainsi, l'ÉRSH est axée sur le benzène.
Il n’est pas prévu que l'exposition au benzène dépasse les seuils les plus bas de l'AEGL (AEGL-1 –
concentration de benzène à laquelle la plupart des personnes ressentent une gêne notable, une irritation
ou de légers effets sur le système nerveux central tel que des étourdissements et des maux de tête).
Pour les déversements typiques (moyens), les concentrations de benzène allant jusqu'à 10 ppm sont
limitées à moins de 35 m de la zone de déversement.
3.6.7
Fiabilité des prévisions
L'évaluation est basée sur la protection du grand public, y compris les sous-populations sensibles comme
les enfants, les personnes âgées ou celles ayant un problèmede santé existant. L’évaluation est basée
sur le choix des guides de seuil d'exposition (AEGL) et dans le niveau de protection pris en compte
(c.-à-d. incomfort, irritation ou effets légers sur le système nerveux central).
La modélisation de l'exposition présentée ici est une surestimation des concentrations : la modélisation
minimise les obstacles au benzène entrant dans l'atmosphère. Le fait de peaufiner le modèle pour y
inclure l’altération, l'accumulation du pétrole sur le sol et la représentation de la résistance en phase
liquide du fluide au benzène s'écoulant vers l'interface air-liquide, entraînerait probablement une
estimation réduite de l'exposition en aval au benzène découlant d'un déversement de pétrole.
3.6.8
Conclusions
Il n’est pas prévu que l'exposition au benzène dépasse la concentration à laquelle la plupart des
personnes ressentent une gêne notable, une irritation ou de légers effets sur le système nerveux central
tels que des étourdissements et des maux de tête, pour les déversements moyens (4 barils) ou même
lors des déversements plus importants (10 000 barils).
D'après ces résultats, les effets potentiels sur la santé humaine découlant du déversement de pétrole brut
devraient être à court terme, réversibles et relativement peu fréquents, car les concentrations maximales
prévues sont inférieures aux valeurs des lignes directrices fondées sur la santé.
3-54
Mai 2016
Projet Énergie Est
3.7
Références
3.7.1
Références pour les sections 3.1 à 3.6
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Projet Énergie Est
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Projet Énergie Est
ANNEXE 3A
Annexe 3A Modélisation de la dispersion dans l'air
Modélisation de la dispersion dans l'air
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Projet Énergie Est
Mai 2016
Projet Énergie Est
3A.1
Paramètres de modélisation du déversement de pétrole brut
Le tableau 3A-1 résume les hypothèses relatives aux caractéristiques initiales du déversement.
Tableau 3A-1
Paramètres de modélisation du déversement de pétrole brut
Paramètre
Valeur
Taux de pompage du pipeline (barils par jour)
1 100 000
Diamètre intérieur du tuyau (m)
1,07
Profondeur de la nappe de déversement (m)
0,01
Température de l'air ambiant (°K)
298
Pression ambiante (kPa)
100
Terrain
Plat
Température supposée du pétrole brut pendant ledéversement (°C)
12,8
3A.2
Composition du pétrole brut léger acide (Edmonton)
Le pétrole brut léger acide Edmonton conventionnela été choisi dans la modélisation du déversement, car
beaucoup de renseignements sa composition sont facilement accessibles, il est déjà transporté à l'est et
il contient également une forte proportion de benzène par rapport aux autres pétroles bruts. Les
renseignements disponibles pour le pétrole brut léger Bakk indiquent qu'il n'est pas aussi volatil que le
pétrole brut léger acide Edmonton; l'évaluation actuelle devrait donc surestimer le taux de vaporisation de
la nappe. Une composition simplifiée du pétrole brut, qui est estimée à partir d'une moyenne historique
des courbes de distillation pour le pétrole brut léger acide Edmonton, est présentée dans le tableau 3A-2
(Crude Quality, Inc., 2014).
Tableau 3A-2
Composition du pétrole brut représentatif
Substance
Fraction molaire
Méthane
2,93E-04
Éthane
1,48E-04
Propane
7,84E-03
Butane
2,00E-01
Pentane
4,45E-02
Hexane
1,05E-01
Heptane
1,12E-01
Octane
6,75E-02
C9-C29
2,72E-01
C30+
1,66E-01
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3A-1
Projet Énergie Est
Tableau 3A-2
Composition du pétrole brut représentatif
Substance
Fraction molaire
Toluène
7,90E-03
Éthylbenzène
2,59E-03
Xylène
1,12E-02
Benzène
2,80E-03
La composition a été normalisée d'après la fraction molaire prévue du benzène de 0,0028.
3A.3
Calcul de la dose liée à l'événement
La dose liée à l'événement a été calculée à l'aide de la loi de Haber, qui définit un lien dose-réponse pour
le contaminant à l'étude :
D=
T
∫ C dt
n
t =0
où C constitue la concentration variant (et fluctuant) dans le temps à un récepteur donné en aval et T
représente la durée de l'événement conduisant à une dose D. La valeur en exposant n est généralement
déterminée de façon empirique pour chaque substance : dans le cas du benzène, on suggère que n = 2
comme valeur appropriée pour calculer la dose associée à l'exposition au benzène (Lees, 2005).
L'équation ci-dessus a été utilisée pour calculer l'exposition équivalente au benzène aux seuils
d'exposition AEGL de 10 minutes présentés dans le tableau 3-11.
Si la concentration variant dans le temps à un récepteur précis est connue, la dose accumulée pour
l'événement à l'étude (dose liée à l'événement) peut alors être estimée. D'après la dose liée à
l'événement, une concentration équivalente peut être estimée de manière à ce que l'exposition à cette
concentration, pendant la durée précisée par le critère Tav, conduise à la dose liée à l'événement. La
concentration équivalente est estimée à l'aide de l'équation suivante :
𝐶𝐶equiv =
𝐷𝐷 1/𝑛𝑛
� �
𝑇𝑇av
Cette concentration équivalente estimée est comparée directement au critère de concentration afin de
pouvoir définir l'étendue de la zone de danger située en aval.
3A-2
Mai 2016
Projet Énergie Est
4
Section 4 : Sites d'intérêt
SITES D'INTÉRÊT
4.1
Introduction
Étant donné la durée du Projet, il est peu pratique d'effectuer une évaluation du risque particulière au site
pour chaque emplacement. Par conséquent, la section 2 quantifie la probabilité d'un déversement et des
volumes probables tandis que la section 3 aborde la gamme d'effets potentiels sur une variété de
récepteurs. La section 4 évalue le risque pour certains sites sélectionnés le long du tracé, choisis comme
étant représentatifs d'emplacements similaires ailleurs sur le tracé du Projet.
4.1.1
Critère de sélection des sites d'intérêt
Pour déterminer de manière précise les risques liés au Projet pour les récepteurs environnementaux les
plus sensibles, Énergie Est a établi 11 sites d'intérêt pour lesquels elle procédera à une description
qualitative et à une modélisation quantitative du risque (se reporter au tableau 4-1). Ces sites d'intérêt
sont regroupés par ressource (p. ex., eaux de surface, milieu marin et eaux souterraines) et analysés
individuellement afin d'établir, pour ce qui est du pétrole brut, les diverses tendances quant à l'évolution
dans l'environnement, à la propagation et aux effets. Les critères de sélection des sites d'intérêt étaient
les suivants :
•
au moins un site d'intérêt par province
•
la présence d'au moins un récepteur environnemental sensible, tel qu’une prise d'eau potable
municipale ou une agglomération
•
des zones où un déversement pourrait avoir les effets les plus importants, par exemple sur
l'économie locale, la santé publique, les populations locales de poissons ou la faune
•
des sites désignés pendant les consultations publiques
Tableau 4-1
Sites d'intérêt le long du tracé du Projet
Province
Site d'intérêt
Section visée
Alberta
Rivière Saskatchewan Sud
Section 4.2.2
Saskatchewan
Prise d'eau municipale de Regina et eaux
souterraines privées
Section 4.3.2
Manitoba
Rivière Rouge Nord
Section 4.2.3
Ontario
Lac Trout
Section 4.2.4
Rivière Rideau
Section 4.2.5
Groupes de puits privés de la région de Rideau
Section 4.3.3
Voie maritime du Saint-Laurent
Section 5.4.1
Groupes de puits privés de la région de Montréal
Section 4.3.4
Québec
Mai 2016
4-1
Projet Énergie Est
Tableau 4-1
Sites d'intérêt le long du tracé du Projet
Province
Nouveau-Brunswick
Site d'intérêt
Section visée
Rivière Iroquois
Section 4.2.6
Bassin versant de la rivière Tobique
Section 4.2.7
Baie de Fundy
Section 5.4.2
Les sites d'intérêt jouent le rôle de substituts pour d'autres secteurs, car ils permettent d'analyser de
manière qualitative et quantitative des effets comparables à ceux de ces autres sites. Les analyses des
sites d'intérêt sélectionnés décrivent les types et la portée des effets potentiels découlant d'un
déversement de pétrole ainsi que la durée prévue de ces effets.
4.1.2
Composants d'intérêt
Les pétroles bruts sont des mélanges complexes, constitués de centaines de composés organiques et
inorganiques. La solubilité, la volatilité, la toxicité, la persistance, la viscosité, la densité et la sorptivité
capillaire de ces composés, soit toutes ces propriétés qui influent sur l'évolution et la propagation de ces
composés dans l'environnement, diffèrent grandement. Pour bien comprendre l'effet du pétrole brut sur
l'environnement, il est important de bien déterminer les composants d'intérêt qui caractérisent l'évolution,
la propagation et la toxicité environnementales du pétrole brut.
Les hydrocarbures aromatiques qu'on retrouve dans le pétrole brut comprennent les composés BTEX
(benzène, toluène, éthylbenzène et xylène); ces derniers correspondent à certains des composés les
plus toxiques, volatils, solubles et mobiles du pétrole brut. Le benzène est habituellement choisi comme
indice de référence pour l'évaluation des effets potentiels aigus parce qu'il possède la solubilité la plus
élevée, la norme la plus stricte relativement à la teneur dans l'eau potable et qu'il est l'hydrocarbure
aromatique le plus toxique pour le biote aquatique.
Le naphtalène, hydrocarbure aromatique polycyclique (HAP), a été sélectionné comme composant
d'intérêt en raison de sa persistance environnementale. L'exposition à long terme à certains HAP a été
liée à de possibles causes du cancer, à des mutations génétiques et à des déficiences congénitales. Le
naphtalène est le HAP le plus soluble du pétrole brut. Le phénantrène, le pyrène et les HAP de grande
taille sont couramment observés dans le pétrole brut, mais ne sont pas aussi volatils, solubles ou mobiles
que le naphtalène, ce qui limite leur biodisponibilité; par conséquent, ces composants n'ont pas été
considérés comme des composants d'intérêt aux fins de la présente analyse.
Par conséquent, le benzène et le naphtalène ont été retenus comme composants d'intérêt pour
l'évaluation de la propagation et des effets du pétrole brut pour chacun des sites d'intérêt. La section 4.2
présente des données supplémentaires, le justificatif de sélection des composants d'intérêt et les indices
de référence connexes pour ce qui est de l'eau potable et de la toxicité pour le biote aquatique.
4-2
Mai 2016
Projet Énergie Est
4.1.2.1 Pétroles bruts représentatifs
Trois pétroles bruts représentatifs seront transportés dans le cadre du Projet :
•
pétrole brut de la formation de Bakken
•
pétrole Husky Synthetic Blend (HSB)
•
pétrole Western Canadian Select (WCS)
Le pétrole brut de la formation de Bakken a été sélectionné pour classer les effets sur la qualité de l'eau
parce qu'il contient les concentrations moyennes les plus élevées de benzène (0,28 %) et de naphtalène
(0,042 %). Lorsque le pétrole brut de Bakken n'a pas d'effet nocif sur la qualité de l'eau, on ne s'attend
pas que les autres pétroles bruts aient de tels effets.
4.1.2.2 Méthodes de quantification
INTERVALLE D'APPARITION
L'intervalle d'apparition désigne l'écart prévisible entre les incidents touchant une section particulière de
l'oléoduc (p. ex., une section de l'oléoduc se trouvant près d'un site d'intérêt). Il est calculé au moyen de
l'inverse d’une fréquence des incidents.
Osection = 1/(fcumulatif· kmsection)
Dans lequel :
Osection
= intervalle d'apparition des incidents, sans égard à la cause, pour une section particulière de l'oléoduc
fcumulatif
= fréquence cumulative des incidents
kmsection
= longueur, en kilomètres, de la section particulière de l'oléoduc
VIABILITÉ DES VOIES DE PROPAGATION
Les voies de propagation possibles des déversements entre l'oléoduc et un site d'intérêt comprennent
l'écoulement de surface, l'écoulement souterrain et la propagation en aval. Une voie de propagation est
considérée comme viable lorsqu'un site d'intérêt se trouve à une proximité raisonnable de l'oléoduc et
qu'un déversement pourrait atteindre un site d'intérêt sans tenir compte des obstacles que peuvent
constituer le terrain, un écoulement en surface insuffisant, des digues ou tout autre obstacle
d'importance. L'écoulement de surface correspond à la dispersion latérale au sol d'un déversement. Sur
un terrain plat, les déversements de petite et de moyenne envergure ont tendance à être confinés aux
sols moins compactés dans la tranchée de l'oléoduc. Les déversements dans les terrains en pente et les
déversements de grande envergure risquent plus de s'étendre au-delà de la tranchée. Cependant, en
raison de la relative viscosité du pétrole brut, la propagation en surface des déversements se limite
habituellement à quelques centaines de pieds, tout au plus. On suppose qu'avant d'atteindre un cours
d'eau, un déversement devrait parcourir moins de 150 m sur un terrain plat et jusqu'à 400 m dans une
pente raide, supérieure à 5 %.
Mai 2016
4-3
Projet Énergie Est
Un écoulement souterrain de pétrole se produit lorsque les hydrocarbures se dispersent sous terre pour
possiblement atteindre les eaux souterraines. Habituellement, le taux de propagation du pétrole brut dans
le sol est peu élevé et l'étendue de la dispersion du panache se limite à tout au plus 100 m (Newell et
Connor, 1998).
La propagation en aval d'un déversement peut se produire en eau vive, par exemple dans de petits cours
d'eau, des ruisseaux, des fossés, des égouts pluviaux ou des tuyaux de drainage. La viabilité d'une
propagation en aval a été déterminée dans le cadre d'une évaluation en trois étapes :
1. détermination de la distance maximum raisonnable de propagation en aval
2. analyse SIG pour établir les voies de propagation possibles vers le site d'intérêt
3. détermination de l'existence d'obstacles, naturels ou artificiels, à l'écoulement sur la voie de
propagation
QUALITÉ DE L'EAU
Les calculs visant à évaluer les effets sur la qualité de l'eau par l'estimation des concentrations des
composants d'intérêt et des intervalles d'apparition font l'objet des sections 2 et 3. Les calculs utilisés
pour établir les concentrations des composants d'intérêt dans les plans d'eau figurent à la section 3. Ces
calculs établissent une plage de concentrations possibles dans l'environnement visant à déterminer si le
benzène ou le naphtalène pourrait présenter un risque potentiel pour les ressources en eau potable ou le
biote aquatique. Les sources des données utilisées pour établir les concentrations de composants
d'intérêt dans le pétrole brut sont décrites à la section 3 et au tableau 3-1. Les fréquences des
déversements calculées ont servi à établir les intervalles d'apparition décrits à la section 2. Les sections 2
et 3 comprennent une évaluation de référence qui appuie ces évaluations pour des sites d'intérêt
particuliers.
Conceau = Volpétr ·Conc CI · Débit · Durée
Dans lequel :
Conceau
= concentration de benzène ou de naphtalène dans l'eau
Volpétr
= volume de pétrole déversé
ConcCI
= concentration du composant d'intérêt (benzène ou naphtalène) dans le pétrole brut
Débit
= volume d'eau, mesuré en mètres cubes par seconde
Durée
= durée de l'exposition (1 heure pour l'eau potable, 96 heures pour la toxicité aiguë aquatique
et 7 jours pour la toxicité chronique)
4-4
Mai 2016
Projet Énergie Est
4.2
Sites d'intérêt intérieurs
4.2.1
Méthodes d'évaluation du risque
Le risque pour les sites d'intérêt intérieurs a été évalué en calculant la probabilité d'un déversement de
pétrole en fonction du volume et en décrivant les effets qui pourraient en résulter ainsi que les mesures
d'intervention d'urgence destinées à atténuer les conséquences d'un tel déversement. L'évaluation du
risque pour chaque site d'intérêt comprend :
•
la description du site d'intérêt, notamment son emplacement et la justification de sa sélection
•
les conditions biophysiques actuelles et les ressources clés sur lesquelles pourrait influer un
déversement de pétrole
•
la probabilité qu'un déversement se produise au site d'intérêt, y compris les intervalles d'apparition
statistiques en fonction de divers volumes de déversement
•
la détermination et l'évaluation de la viabilité des voies de propagation du déversement entre
l'oléoduc et le site d'intérêt
•
l'analyse quantitative des effets potentiels sur les ressources clés déterminés par l'établissement des
concentrations prévisionnelles des composants d'intérêt au site d'intérêt et par la comparaison de ces
concentrations avec les valeurs de référence
•
les mesures d'intervention, de confinement et de nettoyage d'urgence visant à réduire les effets
nocifs d'un déversement
•
un sommaire du risque global d'un déversement et des effets résiduels après la considération et la
mise en application de mesures d'atténuation (p. ex., caractéristiques de conception, méthodes de
construction, procédures opérationnelles pour la prévention et la détection des fuites et procédures
d'intervention d'urgence).
L'évaluation des effets potentiels sur les sites d'intérêt intérieurs repose sur les hypothèses clés suivantes
qui ont mené à l'utilisation d'une méthode prudente pour l'analyse des effets.
•
Les évaluations de site d'intérêt portent sur les ressources clés qui ont été à l'origine de la sélection
du site. Par exemple, l'évaluation des effets d'un déversement qui atteindrait le lac Trout, principale
source d'eau potable de la ville de North Bay (Ontario) porte sur les effets pour la santé humaine de
la détérioration de la qualité de l'eau potable. Les effets sur les autres ressources sont décrits de
façon générale dans l'évaluation du risque de base à la section 3.
•
Les données historiques indiquent que le volume de la majorité des déversements est inférieur à
4 barils. Quoi qu'il en soit, la présente analyse repose sur des fréquences des incidents et des
volumes prudents; elle évalue en outre les effets de toute une gamme de volumes de déversement.
Par conséquent, l'évaluation de l'ampleur des conséquences environnementales est prudente.
•
Les concentrations estimatives sont fondées sur une teneur en benzène de 0,28 % par volume et sur
une teneur en naphtalène de 0,042 % par volume pour le pétrole brut de la formation de Bakken,
pétrole brut représentatif renfermant les concentrations de benzène et de naphtalène les plus
élevées.
Mai 2016
4-5
Projet Énergie Est
•
Les intervalles d'apparition tiennent compte d'une fréquence prévisible globale de 0,00043 (pipeline
converti) ou de 0,00034 (nouvel oléoduc) incident/km ∙ par année, des fréquences projetées de
chaque volume déversé et des mesures réalisées à l'ordinateur de la largeur des cours d'eau.
•
Le modèle suppose que tout le pétrole déversé atteindrait le site d'intérêt. Il ne tient pas compte des
pertes de produit pendant la propagation vers le site d'intérêt (p. ex., par évaporation, adhérence à la
végétation ou intégration aux sols).
•
Pour surestimer intentionnellement les concentrations dans l'eau, on suppose pour les concentrations
estimatives que le volume complet déversé de composants d'intérêt se dissout instantanément,
uniformément et complètement dans l'eau. En réalité, d'autres processus évolutifs (p. ex.,
l'évaporation), les propriétés chimiques (p. ex., les limites de solubilité et l'affinité pour le pétrole) et le
taux de dissolution limiteraient considérablement les concentrations de ces composants dans l'eau.
•
Les seuils de sélection de la qualité de l'eau sont documentés à la section 3. Pour l'eau potable, les
normes sont fixées à 0,005 mg/L pour le benzène et à 0,47 mg/L pour le naphtalène (tableau 3-3).
Les indices de référence de toxicité aiguë sont décrits à la section 3 et sont conformes aux lignes
directrices du CCME. Les indices de référence de toxicité chronique sont tirés de la base de données
ECOTOX et sont fondés sur la toxicité pour la truite arc-en-ciel (Oncorynchus mykiss). Les indices de
référence aigu et chronique pour le benzène sont respectivement de 7,4 mg/L et de 0,37 mg/L. Les
indices de référence aigu et chronique pour le naphtalène sont respectivement de 3,4 mg/L et de
0,0011 mg/L.
•
Le modèle n'a pas tenu compte de l'évaporation à la surface du pétrole, même s'il s'agit du processus
évolutif dominant.
•
Les concentrations estimatives des composants d'intérêt ne tiennent compte d'aucune mesure
d'intervention, de confinement ou de nettoyage d'urgence.
Les conditions biophysiques et socioéconomiques existantes sont résumées pour chacun des sites
d'intérêt. Une description de l'incidence possible du pétrole déversé sur les ressources communes à
chaque site figure à la section 3. Ce sommaire comprend les répercussions potentielles sur les
ressources en eau, la végétation, la faune, le poisson et l'habitat du poisson. Une évaluation exhaustive
des répercussions potentielles sur l'eau potable est fournie pour les sites d'intérêt pertinents (p. ex., pour
ceux à proximité d'une prise d'eau potable) parce que l'un des principaux critères de sélection des sites
d'intérêt est le risque qu'un déversement puisse affecter la santé humaine par la contamination de l'eau
potable.
4.2.1.1 Mesures d'atténuation communes à tous les sites d'intérêt intérieurs
Énergie Est prendra de nombreuses mesures d'atténuation pour éviter les défaillances de l'oléoduc
attribuables à de multiples menaces. Les principales mesures d'atténuation visant à éviter les
déversements sont décrites à la section 2 et comprennent la conception, l'inspection et l'essai de
l'équipement, la profondeur de la couverture, les outils d'inspection interne et les mesures anticorrosion
(internes et externes). En plus des mesures destinées à éviter les défaillances de l'oléoduc et, par
conséquent, les déversements, Énergie Est s'est engagée à prendre des mesures pour restreindre
l'envergure des fuites en cas de défaillance de l'oléoduc, sous la forme notamment de dispositifs de
détection des fuites, de procédures d'arrêt en cas d'urgence pour restreindre le volume de pétrole
4-6
Mai 2016
Projet Énergie Est
déversé, de procédures d'intervention d'urgence pour contenir et restreindre la propagation du pétrole
déversé et de mesures d'assainissement pour nettoyer le déversement.
Les dispositifs de détection des fuites de Énergie Est décèleraient une défaillance de l'oléoduc et
déclencheraient rapidement la mise en œuvre du plan d'intervention d'urgence (PIU). Les stations de
pompage cesseraient de fonctionner dans un ordre prédéfini, des vannes se fermant pour isoler la
section de l'oléoduc touchée. Le personnel d'intervention d'urgence utiliserait des procédures de
confinement et de nettoyage simultanément aux activités d'arrêt d'urgence. Énergie Est collaborerait avec
les organismes appropriés pour déterminer les procédures de nettoyage; elle serait responsable du
nettoyage du site jusqu'à l'achèvement de toutes les activités.
Le pétrole pourrait atteindre la ligne du rivage et contaminer les sédiments. Lorsque le pétrole brut à
haute concentration demeure dans l'environnement pendant une longue période, il existe un risque
d'effets à long terme, comme l'indique l'évaluation de base (se reporter à la section 3). Le risque que de
tels effets se produisent serait toutefois réduit par le nettoyage, qui réduirait la quantité de pétrole dans
l'environnement.
Même s'il est possible que du pétrole brut altéré coule avec le temps, Énergie Est utiliserait des
procédures pour réduire cette possibilité en cas de déversement, notamment : 1) nettoyage immédiat,
pendant que le pétrole flotte encore; 2) procédures de nettoyage comprenant le confinement et le
nettoyage des émulsions eau-pétrole qui, avec le temps, peuvent évoluer en pétrole à flottabilité neutre
ou négative.
4.2.2
Alberta - rivière Saskatchewan Sud
4.2.2.1 Introduction
La rivière Saskatchewan Sud est formée de la confluence des rivières Oldman et Bow dans le centre-sud
de l'Alberta, à environ 110 km à l'ouest de Medicine Hat, en Alberta.
La rivière Saskatchewan Sud a été sélectionnée comme site d'intérêt en raison de son importance à titre
de source d'eau pour l'alimentation des secteurs agricoles, industriels et municipaux, de son potentiel
récréo-touristique et du fait qu'elle sert d'habitat à une espèce en péril, à savoir l'esturgeon de lac.
4.2.2.2 État actuel
La rivière Saskatchewan Sud franchit le sud de l'Alberta, passe par la ville de Medicine Hat, puis se dirige
vers la frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan. Elle rencontre la rivière Red Deer juste à l'est de la
frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan, puis poursuit vers le nord-est pour devenir le lac Diefenbaker
en Saskatchewan (voir la figure 4-1). Le Projet franchit la rivière Saskatchewan Sud près de la ville de
Burstall (Saskatchewan). Dans cette région, la rivière Saskatchewan Sud est caractérisée par :
•
un gradient de modéré à élevé, avec un fort débit
•
un écoulement très rapide
•
des substrats de galet (South Saskatchewan River Watershed Stewards Inc., 2012; Alberta
Environment, 2003)
Mai 2016
4-7
Projet Énergie Est
À partir de l’endroit où l'oléoduc la franchit, la rivière coule vers le nord en direction de la rivière Red
Deer, située à 48,5 km en aval, bien au-delà de la distance de propagation en aval. Une part de 50 % du
débit de la rivière Saskatchewan Sud est attribuée à l'Alberta. En ordre d'importance de consommation,
l'Alberta utilise principalement l'eau de la rivière Saskatchewan Sud comme suit :
•
irrigation agricole
•
utilisation industrielle (p. ex., usine de potasse, usines de pâtes et papier, mine souterraine de
saumure, exploration gazière et pétrolière)
•
utilisation municipale (p. ex., eau potable)
•
utilisation récréative
La prise d'eau municipale en surface située la plus proche de l'endroit où l'oléoduc franchit la rivière se
trouve à 1,28 km en aval et elle alimente en eau les villages de Hilda et Schuler, en Alberta (Cypress
County, 2013).
La rivière Saskatchewan Sud est aussi une importante aire récréative : pêche, natation et navigation de
plaisance y sont couramment pratiquées (Kulshreshtha et Gillies, 2012). Les espèces de poissons
suivantes foisonnent notamment dans la rivière Saskatchewan Sud :
•
le corégone (Coregonus sp.)
•
la lotte (Lota lota)
•
la truite arc-en-ciel (Oncorhynchus mykiss.)
•
l'omble de fontaine (Salvelinus fontinalis)
•
le mené de rivière (Notropis blennius)
•
le doré noir (Sander canadensis)
•
le buffalo à grande bouche (Ictiobus cyprinellus)
•
la lamproie brune (Ichthyomyzon castaneus)
De nombreuses espèces en péril habitent la rivière Saskatchewan Sud et sa ligne de rivage, notamment :
•
le pluvier siffleur (Charadrius melodus)
•
la grue blanche (Grus americana)
•
l'esturgeon jaune (Acipenser fulvescens)
La chevêche des terriers (Athene cunicularia) habite aussi le secteur, quoiqu'elle ne devrait pas être
présente là où l'oléoduc franchit la rivière.
4-8
Mai 2016
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Rivière Saskatchewan Sud /
South Saskatchewan River
Station de contrôle de la pression/
Pressure Control Station
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Direction du débit du cours d'eau/
Watercourse flow direction
E
E
E
Prise d'eau municipale
pour Hilda et Schuler /
Municipal Water
Intake for Hilda
and Schuler
St
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Station de pompage /
Pump Station
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Nouveau pipeline /
New Pipeline
Pipeline de conversion/
Conversion Pipeline
White
White Horse
Horse Lake
Lake
Route d'accès à la station de pompage /
Pump Station Access Road
Réserve nationale de faune /
National Wildlife Area
0
2.
5
5
7.
5
Réserve nationale de faune de la
base des Forces canadiennes Suffield /
Canadian Forces Base
Suffield National
Wildlife Area
545
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NAD 1983 UTM Zone 12N
NU
NT
AB
Dishpan
1:200,000
Lake
PROJET OLÉODUC ÉNERGIE EST / ENERGY EAST PIPELINE PROJECT
MB
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Saskat
che w an – Sou t
hSaskat
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SK
USA
Sources : Données sur le projet fournies par TransCanada Pipelines Limited. Données de base fournies par les gouvernements du Canada, de l'Alberta et de la Saskatchewan. /
Sources: Project data provided by TransCanada Pipelines Limited. Base data provided by the Governments of Canada, Alberta, and Saskatchewan.
Préparé par / PREPARED BY
Préparé pour / PREPAR ED FOR
41
Figure no / FIGURE NO.
Dernière modification : 31/03/2016 par : briataylor /
Last Modified: 3/31/2016 By: briataylor
123511244-FC0500Tr1
Projet Énergie Est
4.2.2.3 Distance de propagation en aval
Dans cette région du Canada, la distance de propagation en aval était estimée à 27,3 km, en fonction de
la vitesse maximum calculée du débit de la rivière Saskatchewan Sud, de la topographie du secteur et
d'un temps de propagation de six heures. Cette distance est cohérente avec les distances de propagation
en aval observées lors d'autres déversements de pétrole brut, comme le déversement d'Enbridge dans la
rivière Kalamazoo (USEPA, 2010).
4.2.2.4 Probabilité de déversement
En se fondant sur les données historiques portant sur les incidents d'oléoduc dont il est fait mention à la
section 2.6, on a estimé la probabilité d'un déversement à l'endroit où le Projet franchit la rivière
Saskatchewan Sud ou près de cet endroit. La rivière Saskatchewan Sud a environ 114 m de largeur là où
l'oléoduc la franchit. L'intervalle d'apparition d'un déversement de 4 barils est d'une fois tous les
5 200 ans. Un déversement de plus grande importance se produirait selon un intervalle d'apparition
beaucoup plus long. Cette estimation tient compte de la longueur totale de l'oléoduc où un déversement
pourrait se produire dans la rivière. La longueur totale de cette section de l’oléoduc est de 0,914 km,
calculée en ajoutant la largeur de la rivière au niveau du franchissement à un tampon de 400 m 1 de
chaque côté de la rivière pour tenir compte de l'écoulement terrestre. L'oléoduc ne franchit pas les
tributaires de la rivière Saskatchewan Sud qui pourraient souiller l'eau de la rivière en tenant compte de la
distance de propagation en aval. Le tableau 4-2 résume les intervalles d'apparition pour la plage de
volumes de déversement décrite à la section 3 au niveau du franchissement de la rivière
Saskatchewan Sud.
Tableau 4-2
Intervalles d'apparition par volume des déversements pour la rivière
Saskatchewan Sud
Plan d’eau
Saskatchewan Sud
Tributaires de la rivière
Saskatchewan Sud
Distance du
franchissement
de l'oléoduc
(km)
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
0,914
5 200
12 800
51 200
512 100
0
s.o.
s.o.
s.o.
s.o.
Intervalle d'apparition (années) par volume
de déversement
4.2.2.5 Évaluation du trajet d'écoulement
Parce qu'on fait appel à un forage directionnel horizontal (FDH) là où l’oléoduc franchit la rivière
Saskatchewan Sud, l'oléoduc serait situé à une profondeur où les matériaux sus-jacents limiteraient le
risque que le pétrole brut atteigne la rivière. Par conséquent, si un déversement devait se produire sous
la rivière, il est peu probable que le pétrole puisse atteindre la rivière. Quoi qu'il en soit, on a aussi
analysé un déversement qui se produirait là où l'oléoduc franchit la rivière. Il existe aussi un risque qu'un
1
Les distances tampons de chaque côté des rivières et des ruisseaux analysés dans le cadre de la présente
évaluation varient de 150 à 400 m, en fonction du type de terrain près du plan d'eau. Là où le terrain est plus
abrupt, ces tampons sont supérieurs, le pétrole brut pouvant alors s'écouler sur de plus longues distances.
Mai 2016
4-11
Projet Énergie Est
écoulement terrestre atteigne la rivière, dans le cas où ce déversement toucherait les sections de
l'oléoduc adjacentes au franchissement. Les trajets d'écoulement terrestre maximums à cet emplacement
ont été évalués de manière prudente à 400 m.
À mesure que le pétrole brut s'écoulerait en aval, il serait de plus en plus altéré et ses composants
deviendraient de plus en plus dilués. Cependant, on pourrait s'attendre à ce que le pétrole brut flotte
pendant des semaines (se reporter à la section 3.4.3, Sédimentation et immersion du pétrole brut).
Comme il est indiqué ci-dessus, la distance de propagation en aval ne devrait pas être supérieure à
27,3 km.
4.2.2.6 Effets potentiels
Une analyse quantitative a été réalisée dans le but de déterminer la portée des effets potentiels sur la
qualité de l'eau de la rivière Saskatchewan Sud, en raison de son importance comme source d'eau
potable et habitat de l'esturgeon jaune. Un modèle de dilution dans l'eau de surface (se reporter à la
section 4.1.2.2) a permis de prévoir les concentrations des composants d'intérêt (benzène et naphtalène)
pour des déversements dont le volume variait de 4 à 10 000 barils. Si les concentrations estimées ne
dépassent pas les normes de toxicité et de qualité de l'eau potable dans cette évaluation de sélection
fondée sur des hypothèses prudentes pour surestimer le risque, alors il ne devrait pas y avoir d'effets sur
les prises d'eau municipales et l'esturgeon jaune.
Les concentrations estimatives de benzène et de naphtalène dans la rivière par suite d'un déversement
ont été établies au moyen du modèle mathématique et des hypothèses clés décrits à la section 4.1.2. Les
seuils de sélection de la qualité de l'eau sont documentés à la section 3. Les concentrations estimatives
et prudentes de benzène et de naphtalène pour la rivière Saskatchewan Sud en fonction de divers
écoulements et volumes de déversement sont présentées dans les tableaux 4-3 à 4-8.
Cette analyse prudente montre que les taux de benzène découlant d'un important déversement
(10 000 barils) pourraient excéder l'indice de référence de toxicité chronique en période d'écoulement
minimum. Étant donné la volatilité élevée du benzène (section 3), la perte par évaporation ferait
rapidement diminuer les concentrations de benzène attribuables à un déversement, de sorte qu'il est peu
probable qu'il y ait des effets chroniques. Comme le montrent les zones ombragées du tableau 4-3, un
petit déversement (50 barils) en période d'écoulement minimum de même que des déversements
modérés (1 000 barils) et d'importance (10 000 barils) pourraient entraîner des concentrations de
benzène supérieures aux normes de qualité établies pour l'eau potable. Dans les scénarios analysés,
aucune concentration de naphtalène n'était supérieure aux normes de qualité établies pour l'eau potable
ou à l'indice de référence de toxicité.
En cas de déversement majeur, le pétrole dans la rivière entrerait en contact avec la ligne de rivage et,
possiblement, avec les sédiments sous-jacents. Si des concentrations élevées de pétrole brut devaient
demeurer dans l'environnement pendant une période prolongée (plus de deux semaines), il y aurait un
risque d'effets à long terme, comme l'indique l'évaluation de référence (se reporter à la section 3) (Shiu et
al., 1992). Le risque que de tels effets se produisent serait toutefois atténué par le nettoyage, qui réduirait
la quantité de pétrole dans l'environnement.
4-12
Mai 2016
Projet Énergie Est
La rivière Saskatchewan Sud repose principalement sur des substrats de galets qui permettent une
pénétration plus importante que les substrats de plus faible dimension (Rymell, 2009). Malgré le fait que
l'esturgeon jaune en péril se nourrisse d'invertébrés benthiques au fond de la rivière, les effets directs et
indirects sur cette espèce sont peu probables. Si le pétrole brut devait atteindre la ligne du rivage ou les
sédiments, sa dispersion ne serait pas uniforme. Par conséquent, même si les populations d'invertébrés
benthiques connaissaient des réductions localisées là où le pétrole brut se serait accumulé, la majorité de
l'habitat de l'esturgeon jaune serait sauve. Le redressement des populations d'invertébrés benthiques par
recolonisation par les sites adjacents a tendance à se faire assez rapidement. Les effets toxicologiques à
long terme des HAP sur l'esturgeon jaune exigeraient l'ingestion du pétrole brut ou d'invertébrés
contaminés au pétrole à des concentrations très élevées pendant de longues périodes. Ces conditions
sont plus couramment liées aux ports et aux havres très achalandés où l'exposition à des teneurs
élevées d'hydrocarbures de pétrole provenant du trafic maritime est permanente. Ces effets ne sont pas
aussi étroitement liés aux rivières qui subissent un déversement unique, pour lequel les activités de
nettoyage et les processus d'atténuation naturels réduisent les concentrations d'exposition.
Le pétrole pourrait atteindre la ligne du rivage pour, possiblement, contaminer les sédiments. Lorsque le
pétrole brut à haute concentration demeure dans l'environnement pendant une longue période, il existe
un risque d'effets à long terme, conformément à la section 3. Le risque que de tels effets se produisent
serait toutefois réduit par le nettoyage, qui réduirait la quantité de pétrole dans l'environnement.
Quoiqu'il soit possible que le pétrole brut altéré finisse par couler avec le temps, Énergie Est utiliserait
des procédures pour réduire cette possibilité, comme il est indiqué à la section 4.2.1.1.
Un déversement pourrait aussi avoir des effets sur les activités agricoles, industrielles et récréatives. Les
utilisateurs agricoles ou industriels qui puisent l'eau directement dans la rivière Saskatchewan Sud
seraient avisés de cesser de le faire en aval de l'oléoduc jusqu'à ce que sa qualité soit considérée
comme acceptable. De même, certaines activités récréatives pourraient être suspendues,
particulièrement des activités comme la natation qui supposent un contact direct avec le pétrole ou un
risque d'ingestion. Les organismes pourraient exiger la prise de mesures de précaution jusqu'à ce que la
teneur en pétrole et la qualité de l'eau soient considérées comme sécuritaires pour l'utilisation. Même si
l'utilisation de l'eau devait être rétablie après quelques jours à la suite des interventions d'urgence de
confinement et de nettoyage ainsi que du processus évolutif dans l'environnement (abordés à la
section 3), un grand déversement abondamment publicisé pourrait modifier la perception du public quant
à la zone touchée, réduisant du coup les activités récréatives pendant de nombreuses années.
Dans la majorité des cas, les volumes des déversements seraient relativement faibles tandis que les
effets sur les activités agricoles, industrielles et récréatives seraient généralement localisés et de courte
durée (question d'heures ou de jours) en raison du nettoyage d'urgence et du processus évolutif dans
l'environnement (se reporter à la section 3), d'où des conséquences socioéconomiques négligeables. Les
grands déversements seraient peu courants, mais pourraient entraîner l'interruption des activités
agricoles, industrielles et récréatives, comme il est indiqué ci-dessus, ainsi que des pertes de revenus
connexes. De rapides activités de confinement d'urgence pourraient limiter l'étendue du déversement,
alors que les activités de nettoyage élimineraient le pétrole de l'environnement. Quoique la durée et
l'importance des pertes financières relèvent de la spéculation, Énergie Est assumerait les frais de
nettoyage et d'assainissement.
Mai 2016
4-13
Projet Énergie Est
Tableau 4-3
Concentrations estimatives de benzène découlant d'un déversement de pétrole brut de la formation de
Bakken près de la rivière Saskatchewan Sud comparées aux normes de teneur en benzène pour l'eau potable
Volume déversé
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Norme relative à
la teneur en
benzène dans
l'eau potable
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,005
8,5
0,002
5 100
0,03
12 800
0,5
51 200
5,3
512 100
Médiane
0,005
178,0
0,0001
5 100
0,001
12 800
0,02
51 200
0,2
512 100
Maximum
0,005
5 110,0
0,000004
5 100
0,00004
12 800
0,0009
51 200
0,009
512 100
Débit de la
rivière
Saskatchewan
Sud
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de benzène qui pourraient être supérieures aux normes relatives à la teneur en benzène de l'eau potable de
0,005 mg/L.
• Les valeurs minimums, moyennes et maximums du débit sont tirées de la base de données HYDAT (version 1.0, 15 novembre 2012) d'Environnement Canada (Data Explorer),
station 05AJ001 – rivière Saskatchewan Sud à Medicine Hat.
4-14
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 4-4
Bakken près de la rivière Saskatchewan Sud comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë du benzène
Volume déversé
Indice de
référence
de toxicité
aiguë du
benzène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
7,4
8,5
0,0005
5 100
0,007
12 800
0,1
51 200
1,3
512 100
Médiane
7,4
178,0
0,00003
5 100
0,0003
12 800
0,006
51 200
0,06
512 100
Maximum
7,4
5 110,0
0,000001
5 100
0,00001
12 800
0,0002
51 200
0,002
512 100
Débit de la rivière
Saskatchewan Sud
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de benzène qui pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité aiguë du benzène de 7,4 mg/L.
• Les valeurs minimums, médianes et maximums du débit sont tirées de la base de données HYDAT (version 1.0, 15 novembre 2012) d'Environnement Canada (Data Explorer),
Mai 2016
4-15
Projet Énergie Est
Tableau 4-5
Bakken près de la rivière Saskatchewan Sud comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du
benzène
Volume déversé
Indice de
référence
de toxicité
chronique
du
benzène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,37
8,5
0,0003
5 100
0,004
12 800
0,08
51 200
0,8
512 100
Médiane
0,37
178,0
0,00001
5 100
0,0002
12 800
0,004
51 200
0,04
512 100
Maximum
0,37
5 110,0
0,000001
5 100
0,00001
12 800
0,0001
51 200
0,001
512 100
Débit de la rivivière
Saskatchewan Sud
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de benzène qui pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique du benzène de 0,37 mg/L.
4-16
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 4-6
Concentrations estimatives de naphtalène découlant d'un déversement de pétrole brut de la formation de
Bakken près de la rivière Saskatchewan Sud comparées aux normes de teneur en naphtalène pour l'eau
potable
Volume déversé
Norme de
teneur en
naphtalène
pour l'eau
potable
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,47
8,5
0,0004
5 100
0,005
12 800
0,1
51 200
1,0
512 100
Médiane
0,47
178,0
0,00002
5 100
0,0003
12 800
0,005
51 200
0,05
512 100
Maximum
0,47
5 110,0
0,000001
5 100
0,00001
12 800
0,0002
51 200
0,002
512 100
Débit de la rivière
Saskatchewan Sud
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de naphtalène qui pourraient être supérieures aux normes de teneur en naphtalène pour l'eau potable de 0,47 mg/L.
Mai 2016
4-17
Projet Énergie Est
Tableau 4-7
Bakken près de la rivière Saskatchewan Sud comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë du
naphtalène
Volume déversé
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Indice de
référence
aigu du
naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
3,4
8,5
0,0001
5 100
0,001
12 800
0,03
51 200
0,3
512 100
Médiane
3,4
178,0
0,000005
5 100
0,00006
12 800
0,001
51 200
0,01
512 100
Maximum
3,4
5 110,0
0,0000002
5 100
0,000002
12 800
0,00004
51 200
0,0004
512 100
Débit de la
rivière
Saskatchewan
Sud
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de naphtalène qui pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité aiguë du naphtalène de 3,4 mg/L.
4-18
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 4-8
Bakken près de la rivière Saskatchewan Sud comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du
naphtalène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
chronique du
naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,001
8,5
0,00006
5 100
0,0007
12 800
0,01
51 200
0,1
512 100
Médiane
0,001
178,0
0,000003
5 100
0,00004
12 800
0,0007
51 200
0,007
512 100
Maximum
0,001
5 110,0
0,0000001
5 100
0,000001
12 800
0,00002
51 200
0,0002
512 100
Débit de la
rivière
Saskatchewan
Sud
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de naphtalène qui pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique du naphtalène de
0,001 mg/L.
Mai 2016
4-19
Projet Énergie Est
4.2.2.7 Mesures d'atténuation particulières au site
Parce qu'on fait appel à un forage directionnel horizontal (FDH) là où l’oléoduc franchit la rivière
Saskatchewan Sud, l'oléoduc serait situé à une profondeur où les matériaux sus-jacents limiteraient le
risque que le pétrole brut atteigne la rivière. Par conséquent, si un déversement devait se produire sous
la rivière, il est peu probable que le pétrole puisse atteindre directement la rivière.
La section 4.5 résume le PIU d'Énergie Est, mais les prochains paragraphes font état des mesures
d'intervention d'urgence particulières au site qui seraient prises en cas de déversement dans la rivière
Saskatchewan Sud :
•
Le PIU d’ Énergie Est serait immédiatement déclenché.
•
Les équipes d'urgence mettraient en place le barrage flottant de confinement et d'absorption pour
contenir le déversement le plus près possible du site de l'incident, dans la mesure où cela serait
pratiquement réalisable.
•
Grâce à la structure de commandement en cas d'incident, d'autres équipements d'intervention
d'urgence seraient mobilisés et déployés, au besoin (se reporter à la Demande consolidée,
volume 7).
Un déversement à l’endroit où le Projet franchit la rivière Saskatchewan Sud ou près de celui-ci prendrait
un certain temps avant d'atteindre les prises d'eau en aval. Cela laisserait du temps pour détecter la fuite,
isoler la section d'oléoduc touchée au moyen des vannes télécommandées et de clapets de non-retour,
et déclencher le PIU de Énergie Est pour confiner le déversement et limiter la propagation en aval du
pétrole avant qu'il atteigne la prise d'eau.
À la détection d'une fuite dans la rivière ou près de celle-ci, le PIU d'Énergie Est exige que les exploitants
avisent immédiatement les municipalités et les autres utilisateurs d'eau situés en aval du déversement,
qui devraient fermer leurs prises d'eau de surface par mesure de protection.
Des échantillons d'eau seraient prélevés pendant les activités de confinement et de nettoyage afin de
déterminer l'étendue de la contamination et de documenter l'efficacité du nettoyage. Les critères de
nettoyage seraient établis par le commandant du lieu de l'incident ou par le commandement unifié (se
reporter à la Demande consolidée, volume 7, pour une description détaillée du programme d'intervention
d'urgence).
4.2.2.8 Résumé
La rivière Saskatchewan Sud est une importante rivière en Alberta qui approvisionne en eau les secteurs
industriels, agricoles et municipaux, à même son bassin versant, en plus de permettre de nombreuses
activités récréatives. La rivière constitue aussi l'habitat d'une variété de poissons et d'espèces fauniques,
dont l'esturgeon jaune, espèce en péril.
On ne prévoit pas qu'un déversement aurait des effets nocifs considérables sur les activités industrielles,
agricoles et récréatives de même que sur les sources d'eau potable et les ressources aquatiques étant
donné que les probabilités d'un tel déversement sont faibles, que le volume d'un tel déversement serait
peu élevé et que les effets seraient localisés, de courte durée, de faible ampleur et réversibles.
4-20
Mai 2016
Projet Énergie Est
De façon globale, la probabilité d'un déversement dans la rivière Saskatchewan Sud est très peu élevée,
pour les raisons suivantes :
•
La conception de l'oléoduc, les matériaux utilisés pour sa construction et le positionnement
stratégique des vannes devraient réduire la probabilité d'un déversement et le volume de pétrole
déversé en cas d'incident.
•
Le franchissement de la rivière Saskatchewan Sud sera réalisé par forage directionnel horizontal
(FDH), ce qui diminuera les risques de rupture et les menaces pour l'oléoduc en raison de la
profondeur à laquelle il se trouvera sous la rivière. La profondeur et les matériaux sus-jacents
aideront aussi à confiner un éventuel déversement et à réduire la possibilité que du pétrole brut
atteigne la rivière.
•
Des vannes sont stratégiquement situées tout le long du tracé du Projet pour réduire la quantité de
pétrole brut qui pourrait être déversé. L’emplacement des vannes, les mesures de confinement des
déversements et les procédures d'intervention d'urgence réduiraient les effets indésirables sur les
eaux de surface et souterraines.
•
Cette évaluation repose sur des hypothèses prudentes qui surestiment le risque aux fins de sélection.
Diverses hypothèses, notamment celle selon laquelle tout le benzène que contient le pétrole serait
instantanément dissous dans l'eau, sont irréalistes, mais aident à évaluer les répercussions
possibles.
•
Eau potable : La probabilité qu'un petit déversement de 50 barils se produise et perturbe
temporairement la qualité de l'eau potable est d'une fois tous les 12 800 ans. L'évaporation et les
autres processus évolutifs naturels réduiraient la teneur en benzène dans le pétrole et l'eau en
quelques heures, de sorte que les répercussions sur la qualité de l'eau seraient de courte durée et
limitées à la zone perturbée. De grands déversements risquent beaucoup plus de réduire la qualité
de l'eau sur un vaste territoire en raison de l'étalement et de la propagation en aval. Ces mêmes
processus accroissent l'étendue du déversement et, par conséquent, augmentent l'évaporation. Un
grand déversement pourrait réduire la qualité de l'eau potable, mais ces effets seraient limités à
quelques jours en raison de la perte par évaporation.
•
Biote : La majorité des déversements n'aurait pas d'effets toxiques généralisés sur le biote aquatique,
bien que la contamination des oiseaux de rivage par le pétrole puisse se produire, comme il est décrit
à la section 3. Un grand déversement de 10 000 barils pourrait excéder les indices de référence de
toxicité chronique du biote aquatique, mais la probabilité qu'un tel incident touche la rivière
Saskatchewan Sud est très peu élevée (une fois tous les 512 100 ans).
Mai 2016
4-21
Projet Énergie Est
En résumé, la probabilité d'un déversement est faible et, s'il devait s'en produire un, le volume du
déversement serait probablement peu important. L'effet d'un déversement de pétrole brut sur la société
(répercussions sur les activités industrielles, agricoles et récréatives) et l'environnement dépend du
volume du déversement, du moment de l'incident, du délai d'intervention et de l'efficacité des activités
d'intervention. Les effets sur la consommation d'eau par l'humain et les ressources aquatiques devraient
être les suivants :
•
De courte durée : Les effets sur la qualité de l'eau seraient réglés en quelques heures, voire
quelques jours, en fonction de la taille du déversement et de l'évaporation. Les études montrent que
les populations de poissons se rétablissent habituellement en près de quatre ans (Kubach et al.,
2011). Les activités d'intervention et de nettoyage d'urgence réduiraient le risque d'effets potentiels à
moyen et à long terme.
•
D'envergure locale : Étant donné la faible importance du volume des déversements et la réaction
immédiate des équipes d'intervention et de nettoyage, les effets seraient confinés à l'échelle locale.
Les effets sur le biote aquatique seraient localisés et toucheraient probablement les eaux arrêtées
(bras morts) où le volume d'eau serait inférieur à celui du cours principal de la rivière.
•
De faible ampleur : L'évaluation du risque prévoit qu'environ 50 % des déversements compteraient
moins de 4 barils. Ce volume relativement réduit exercerait des effets modérés sur une zone locale,
ce qui permettrait la prise rapide de mesures de confinement et de nettoyage efficaces. Les
dispositifs de détection des fuites d’ Énergie Est décèleraient les fuites et des procédures de
fermeture seraient immédiatement lancées pour réduire le volume total du déversement. Les
concentrations en benzène des très petits déversements dans la rivière Saskatchewan Sud ne
devraient pas dépasser les indices de référence de toxicité aquatique ou ceux pour l'eau potable.
L'analyse des composants d'intérêt indique que les concentrations de benzène pourraient être
supérieures à la norme relative à la qualité de l'eau potable en cas de petit déversement (50 barils)
en période de faible écoulement et à l'indice de référence de toxicité chronique en cas de
déversement d'importance (10 000 barils). Quoi qu'il en soit, l'intervalle d'apparition calculé pour des
déversements de cette importance serait d'une fois tous les 12 800 à 512 100 ans. De plus, l'analyse
indique que les concentrations de naphtalène pourraient être supérieures à la norme relative à la
qualité de l'eau potable en cas de déversement important et à l'indice de référence de toxicité
chronique en cas de déversement modéré ou important.
•
Réversibles : Si un déversement devait se produire, la biodégradation participerait probablement à
l'assainissement après le nettoyage, une fois les organismes naturels bien établis. Les taux de
rétablissement dépendraient de la rapidité et de l'efficacité du nettoyage, la plupart des espèces se
rétablissant rapidement par recolonisation de la part des populations adjacentes. Des huiles
résiduelles pourraient se loger dans les sédiments et les espaces interstitiels et persister dans
l'environnement, mais elles seraient dégradées par des microbes et des invertébrés benthiques
d'origine naturelle. Aucun effet des HAP à long terme n'est prévu, puisque le nettoyage en réduirait
les concentrations environnementales à des niveaux considérés comme sans danger pour l'humain
et l'environnement, conformément à ce qu'ont établi les organismes fédéraux et provinciaux.
4-22
Mai 2016
Projet Énergie Est
4.2.3
Manitoba – rivière Rouge
La rivière Rouge coule du Dakota du Nord vers le Manitoba, avant de se jeter dans le lac Winnipeg.
L’oléoduc franchit la rivière Rouge à environ 33,3 km au sud (en amont) de la ville de Winnipeg. La rivière
Rouge a été sélectionnée comme site d'intérêt en raison de sa proximité de Winnipeg et de la possibilité
qu'elle abrite des populations et des habitats d'esturgeon jaune, espèce inscrite sur la liste des espèces
en péril de la LEP.
La vallée de la rivière Rouge est connue pour la richesse de ses sols, qui en fait l'une des régions
agricoles les plus productives au monde (Réseau des rivières du patrimoine canadien, 2011). La rivière
Rouge et les terres adjacentes sont composées de sols argileux dont la capacité d'absorption est faible,
facteur contributif à leur tendance à l'inondation. De nombreuses sources d'eau potable se trouvent le
long du parcours de la rivière, dont l'aquifère unitaire clastique basal (formation de Winnipeg), source
d'eau souterraine pour la grande majorité de la partie ouest du Manitoba près du tracé du Projet
(Ressources naturelles Canada, 2011). La figure 4-2 illustre le tracé de l'oléoduc dans le sud du Manitoba
ainsi que le franchissement de la rivière Rouge. La ville de Winnipeg est toutefois alimentée en eau par
un aqueduc qui puise sa source dans le lac Shoal. Au Manitoba, la rivière Rouge est la scène de diverses
activités récréatives publiques, dont la navigation de plaisance et la pêche. La rivière Rouge passe en
outre au travers ou à proximité de nombreux parcs locaux, de l'Université du Manitoba et de deux terrains
de golf.
La largeur de la rivière à l’endroit où le Projet la franchit est d'environ 123 m et le débit moyen à cet
endroit, de 229 m3/s. Les affluents de la rivière Rouge sont :
•
la rivière La Salle (2,2 km en aval de l'intersection entre le Projet et la rivière Rouge);
•
la rivière Assiniboine (31,6 km en aval du franchissement) et la rivière Seine (35,4 km en aval du
franchissement).
L'utilisation et le développement des terres par l'humain ont considérablement perturbé les habitats
naturels de la rivière Rouge (Réseau des rivières du patrimoine canadien, 2011). La rivière a en outre fait
l'objet d'une stabilisation des rives en milieu urbain, de la construction du canal de dérivation de la rivière
Rouge, de l'érection du barrage St. Andrews et de la mise en place du projet de régulation du lac
Winnipeg.
En plus d'un certain nombre de poissons de pêche sportive, la rivière Rouge abrite l'habitat de l'esturgeon
jaune, poisson inscrit sur la liste fédérale des espèces en péril (Pêches et Océans Canada, 2010a). La
rivière Rouge constitue aussi l'habitat d'espèces rares de plantes, dont le souchet à racines rouges
(Cyperus erythrorhizos), l'arisème petit-prêcheur (Arisaema triphyllum) et le faux indigo (Amorpha
fruticosa) (Réseau des rivières du patrimoine canadien, 2011; Système d'information taxonomique
intégré, 2013).
Mai 2016
4-23
Projet Énergie Est
la vitesse maximum d'écoulement calculée pour la rivière Rouge, de la topographie du secteur et d'un
temps de déplacement de six heures. Cette distance est conforme aux distances de propagation en aval
observées lors d'autres déversements de pétrole brut, comme le déversement d'Enbridge dans la rivière
Kalamazoo (USEPA, 2010).
Le Projet franchit la rivière Rouge à un endroit où elle coule vers le nord en direction de Winnipeg. En cas
de déversement au niveau du franchissement ou dans certains tributaires, le pétrole brut pourrait
s'écouler en aval vers le centre-ville de Winnipeg.
En se fondant sur les données d'incidents ayant touché un pipeline (se reporter à la section 2), on a
évalué la probabilité d'un déversement (se reporter au tableau 4-9). Étant donné la largeur de la rivière
Rouge (environ 123 m) et l'ajout d'une zone tampon de 150 m 2 de chaque côté de la voie navigable, la
probabilité d'un très petit déversement (4 barils ou moins) est de 1 déversement tous les 11 140 ans,
tandis que celle d'un grand déversement (10 000 barils) est de 1 déversement tous les 1 114 000 ans.
Par conséquent, la probabilité d'un déversement dans la rivière Rouge ou à proximité de celle-ci est très
faible.
Tableau 4-9
Intervalles d'apparition par volume des déversements pour la rivière Rouge
Distance du
franchissement
de l'oléoduc
(km)
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Rivière Rouge
0,42
11 140
27 860
111 400
1 114 400
Tributaires de la rivière
Rouge
3,07
1 530
3 810
15 300
152 500
Cumulatif
3,50
1 340
3 340
13 400
133 700
Description
de déversement
De plus, on a déterminé et évalué les sections d'oléoduc pouvant faire l'objet d'un déversement de
pétrole brut entre deux points d'extrémité donnés dans le cadre duquel le pétrole brut pourrait s'écouler
par voie terrestre ou par un tributaire. Il existe également une section d'oléoduc de 3,07 km où dans le
cas peu probable d’un déversement, du pétrole brut pourrait s'écouler dans un tributaire et serait propagé
en aval dans la rivière Rouge.
Se reporter au tableau 4-9 pour obtenir les intervalles d'apparition de ces tributaires et les intervalles
d'apparition combinés qui tiennent compte des tributaires et de la rivière Rouge. Le tableau regroupe les
parties de l'oléoduc qui, en cas de rupture, entraîneraient un déversement de pétrole dans la rivière, soit
de manière directe, soit par écoulement terrestre.
2
Le terrain à proximité de l'endroit où l'oléoduc franchit la rivière est relativement plat, de sorte qu'une zone tampon
de 150 m a été ajoutée de chaque côté de la rivière pour tenir compte de l'écoulement terrestre.
4-24
Mai 2016
220
U
V
9
V
U
401
202
V
U
U
V
213
V
U
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ve
r
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180
V
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RÉSERVE INDIENNE DE
V
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V
U
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V
U
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U
V
MANITOBA
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125
V
U
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V
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155
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Fort Garry
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Hacienda
!
South
Headingley
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Transcona
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U
V
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MADISON INDIAN
RESERVE NO. 1
RÉSERVE INDIENNE
DE SWAN LAKE FIRST
NATION Nº 8A /
SWAN
LAKE 8A
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Headingley
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Winnipeg
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LONG PLAIN MADISON NO. 1 /
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RÉSERVE INDIENNE NA-SHA-KE-PENAIS /
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Red River
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Pump Station
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U
Pipeline de
conversion/
200
U
V
75
V
U
Territoires autochtones/
Aboriginal Lands
1
2
3
4
5
Kilomètres/Kilometres
123511244-FC0501Tr1
1:150,000
405
V
U
Ile Des Chenes
Conversion Pipeline
0
"9
)
!
Dufresne
247
V
U
La Salle !
La Salle Ri v
!
Ile des
Chênes
er
210
V
U
!
!
!
NT
SK
NU
Rivière Red /
Red River
MB
Zone
d'intérêt /
Area of
Interest
USA
ON
Sources: Données sur le projet fournies par TransCanada Pipelines Limited. Données de base fournies par les gouvernements du Canada et du Manitoba. /
Sources: Project data provided by TransCanada Pipelines Limited. Base data provided by the Governments of Canada and Manitoba.
4-2
E
E
Oak Bluff !
Projet Énergie Est
Parce que l’oléoduc franchit la rivière Rouge, une défaillance de l'oléoduc à cet endroit pourrait entraîner
le déversement direct de pétrole dans la rivière. Il existe aussi un risque que le pétrole atteigne la rivière
par écoulement terrestre ou en passant par l'un des tributaires en cas de bris. En raison de la
topographie au niveau du franchissement, on a évalué de manière prudente que les voies d'écoulement
terrestres pourraient atteindre 150 mètres à cet endroit.
L’oléoduc franchit la rivière Rouge tout juste au sud des limites de la ville de Winnipeg. Dans certaines
conditions, il serait possible qu'un déversement à l'emplacement du franchissement entraîne la
propagation du pétrole brut en aval, vers la ville. Puisque la ville de Winnipeg se trouve à plus de 30 km
en aval du franchissement, il faudrait, pour que du pétrole brut atteigne la ville par la rivière Rouge, qu'un
important déversement survive aux processus évolutifs naturels pendant la propagation et profite de
l'absence, pendant une longue période, de toute intervention d'urgence. Une telle situation est cependant
extrêmement peu probable.
À mesure que le pétrole brut se propagerait vers l'aval, il serait dégradé tandis que les composants
dissous se dilueraient de plus en plus par suite de leur mélange aux eaux des tributaires de la rivière
Rouge (rivières La Salle, Assiniboine et Seine). Quoi qu'il soit possible que le pétrole brut altéré finisse
par couler, l'utilisation des procédures d'intervention d'urgence d’ Énergie Est (se reporter à la section 4.5
et à la Demande consolidée, volume 7) permettrait un nettoyage rapide du pétrole déversé, avant qu'il
coule. Ces procédures devraient permettre d'éviter la formation des émulsions eau-pétrole qui, avec le
temps, peuvent évoluer en pétrole à flottabilité neutre ou négative susceptible de couler.
Les principaux effets potentiels évalués pour ce site d'intérêt sont les effets sur l'esturgeon jaune et les
autres organismes aquatiques. Les effets potentiels sur la santé humaine par la contamination de l'eau
potable n'ont pas été considérés parce qu'il n'y a aucune prise d'eau potable sur la distance de
propagation en aval de ce site d'intérêt. La rivière Rouge n'est pas une source importante d'eau potable,
Winnipeg puisant en effet son eau dans le lac Shoal 3. Par conséquent, on n'a pas procédé à l'évaluation
de l'eau potable pour ce site d'intérêt. Une analyse quantitative a été réalisée pour déterminer
l'importance des effets potentiels sur la qualité de l'eau, étant donné l'importance de la rivière pour les
habitats d'espèces aquatiques. Pour établir des prévisions de concentrations, on s'est servi d'un modèle
de dilution dans les eaux de surface, pour des volumes de déversement variant de 4 à 10 000 barils. Les
prévisions de réduction de la qualité de l'eau sont établies en calculant les concentrations des
composants d'intérêt (benzène et naphtalène) dans la rivière et en déterminant si ces concentrations sont
supérieures aux normes établies relativement à l'eau potable et à la toxicité.
Le modèle quantitatif utilisé pour estimer les concentrations de benzène et de naphtalène dans la rivière
en cas de déversement fait appel à des conditions particulières au site, notamment la largeur et le débit
de la rivière. Les seuils de sélection de la qualité de l'eau sont documentés à la section 3. On a calculé
3
Une analyse distincte a permis d'évaluer les voies potentielles de propagation entre l'oléoduc et le lac Shoal. Il
n'existe pas de voie de propagation viable entre le Projet et le lac Shoal, puis vers l'aqueduc de Winnipeg en raison
de la présence d'une structure de déviation installée pour éviter l'entrée des sédiments dans l'aqueduc.
Mai 2016
4-27
Projet Énergie Est
les concentrations estimatives et prudentes de benzène et de naphtalène pour la rivière Rouge en
fonction de divers écoulements et volumes de déversement (se reporter aux tableaux 4-10 à 4-13).
Cette analyse prudente montre que les taux de benzène découlant d'un important déversement
(10 000 barils) pourraient excéder l'indice de référence de toxicité chronique en période d'écoulement
minimum. Étant donné la volatilité élevée du benzène, les concentrations chuteraient rapidement par
suite d'un déversement (se reporter à la section 3), de sorte que les effets chroniques sont peu
probables; le cas échéant, ces effets seraient temporaires et localisés.
En cas de déversement majeur, le pétrole brut pourrait atteindre les sédiments et la ligne du rivage, mais
ce pétrole serait entraîné dans les espaces sédimentaires interstitiels et dans le substrat de la rivière.
Malgré le fait que l'esturgeon jaune en péril se nourrisse d'invertébrés benthiques au fond de la rivière,
les effets directs et indirects sur cette espèce sont peu probables. Comme l'indique l'analyse de la rivière
Saskatchewan Sud, les populations d'invertébrés benthiques pourraient subir des réductions temporaires
et localisées, mais les populations adjacentes encourageraient la recolonisation. Comme la plus grande
partie de l'habitat de l'esturgeon jaune ne serait pas perturbée, aucun effet indirect n'est prévu sur cette
espèce. Les effets toxicologiques à long terme des HAP exigeraient l'ingestion du pétrole brut, de
sédiments contaminés ou d'invertébrés contaminés au pétrole à des concentrations très élevées pendant
de longues périodes. Ces conditions sont plus couramment liées aux ports et aux havres très achalandés
où l'exposition à des teneurs élevées d'hydrocarbures de pétrole provenant du trafic maritime est
permanente, plutôt que dans les rivières qui subissent un déversement unique, où les activités de
nettoyage et les processus d'atténuation naturels réduisent les concentrations d'exposition.
Un déversement d'importance entraînerait une interruption de courte durée des activités récréatives et la
perte des revenus connexes du tourisme. Un grand déversement abondamment publicisé pourrait avoir
un effet négatif sur la perception du public quant à la zone touchée, réduisant du coup les activités
récréatives pendant de nombreuses années. Une recherche effectuée dans la base de données du
PHMSA montre que seulement 1,2 % des déversements de pétrole brut survenus entre 2002 et 2013 a
entraîné un incendie (PHMSA, 2014). La circulation de barges commerciales sur la rivière pourrait être
temporairement interrompue, engendrant des répercussions économiques, probablement de très courte
durée (de quelques heures à quelques jours). En raison de la faible probabilité d'un déversement, les
volumes des déversements seraient probablement aussi relativement peu importants, de sorte que les
effets seraient généralement localisés et de courte durée (de quelques heures à quelques semaines); on
ne prévoit donc aucun effet environnemental ou socioéconomique considérable.
4-28
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 4-10 Concentrations estimatives de benzène découlant d'un déversement de pétrole brut de la formation de
Bakken dans la rivière Rouge comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë
Volume déversé
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Indice de
référence de
toxicité aiguë
du benzène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
7,4
11,0
0,0004
11 140
0,005
27 860
0,1
111 440
1,0
1 114 400
Médiane
7,4
229,0
0,00002
11 140
0,0002
27 860
0,005
111 440
0,05
1 114 400
Maximum
7,4
4 330,0
0,000001
11 140
0,00001
27 860
0,0003
111 440
0,003
1 114 400
Débit de la
rivière
Rouge
REMARQUES :
station 05OJ021 – rivière Rouge près de Lockport.
Mai 2016
4-29
Projet Énergie Est
Bakken dans la rivière Rouge comparées à l'indice de référence de toxicité chronique
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
chronique du
benzène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,37
11,0
0,0002
11 140
0,003
27 860
0,06
111 440
0,6
1 114 400
Médiane
0,37
229,0
0,00001
11 140
0,0001
27 860
0,003
111 440
0,03
1 114 400
Maximum
0,37
4 330,0
0,000001
11 140
0,00001
27 860
0,0001
111 440
0,001
1 114 400
Débit de la
rivière
Rouge
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
4-30
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 4-12 Concentrations estimatives de naphtalène découlant d'un déversement de pétrole brut de la formation de
Bakken dans la rivière Rouge comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë du naphtalène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité aiguë
du
naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
3,4
11,0
0,00008
11 140
0,001
27 860
0,02
111 440
0,2
1 114 400
Médiane
3,4
229,0
0,000004
11 140
0,00005
27 860
0,001
111 440
0,01
1 114 400
Maximum
3,4
4 330,0
0,0000002
11 140
0,000003
27 860
0,00005
111 440
0,0005
1 114 400
Débit de la
rivière
Rouge
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
Mai 2016
4-31
Projet Énergie Est
Bakken près de la rivière Rouge comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du naphtalène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
chronique
du
naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparitio
n
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,001
11,0
0,00005
11 140
0,0006
27 860
0,01
111 440
0,1
1 114 400
Médiane
0,001
229,0
0,000002
11 140
0,00003
27 860
0,0005
111 440
0,005
1 114 400
Maximum
0,001
4 330,0
0,0000001
11 140
0,000001
27 860
0,00003
111 440
0,0003
1 114 400
Débit de la
rivière
Rouge
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
0,001 mg/L.
4-32
Mai 2016
Projet Énergie Est
4.2.3.7 Mesures d'atténuation particulières au site
La section 4.5 résume le plan d'intervention d'urgence (PIU) d'Énergie Est, mais les prochains
paragraphes font état des mesures d'intervention d'urgence particulières au site qui seraient mises en
œuvre en cas de déversement dans la rivière Rouge.
•
En cas de déversement, Énergie Est lancerait immédiatement son PIU. Les équipes d'urgence
mettraient en place le barrage flottant de confinement et d'absorption pour contenir le déversement le
plus près possible du site de l'incident, dans la mesure où cela serait pratiquement réalisable. Grâce
à la structure de commandement en cas d'incident, d'autres équipements d'intervention d'urgence
seraient mobilisés et déployés, au besoin (se reporter à la Demande consolidée, volume 7).
•
À la détection d'une fuite dans la rivière ou près de celle-ci, le PIU d'Énergie Est exige que les
exploitants avisent immédiatement les municipalités et les autres utilisateurs d'eau situés en aval du
déversement, qui devraient fermer leurs prises d'eau de surface par mesure de protection. Aucune
prise d'eau municipale de la ville de Winnipeg ne fait l'objet de la présente évaluation.
•
Des échantillons d'eau seraient prélevés pendant les activités de confinement et de nettoyage afin de
contrôler la qualité de l’eau dans le but de déterminer l'étendue de la contamination et de documenter
l'efficacité du nettoyage. Les critères de nettoyage seraient établis par le commandant du lieu de
l'incident ou par le commandement unifié (se reporter à la Demande consolidée, volume 7).
Dans le cas, fort peu probable où la nappe de pétrole brut franchirait Winnipeg, le personnel d'urgence
pourrait choisir de restreindre l'accès du public à la zone afin de s’assurer que cette dernière soit
suffisamment propre et qu'elle ne risque plus de mettre la santé du public en danger.
4.2.3.8 Résumé
La rivière Rouge est une importante rivière du Manitoba; elle franchit Winnipeg et son bassin versant
alimente l'agriculture et nombre de municipalités et permet l’exercice d’activités récréatives. La rivière
constitue aussi l'habitat d'une variété de poissons et d'espèces fauniques, dont l'esturgeon jaune, espèce
en péril.
On ne prévoit pas qu'un déversement aurait des effets nocifs considérables sur les activités agricoles et
récréatives de même que sur les ressources aquatiques étant donné que la probabilité d'un tel
déversement est faible, que le volume d'un tel déversement serait peu élevé et que les effets seraient
localisés, de courte durée, de faible envergure et réversibles.
De façon globale, la probabilité d'un déversement dans la rivière Rouge est très peu élevée, pour les
raisons suivantes :
•
Mai 2016
4-33
Projet Énergie Est
•
Des vannes sont stratégiquement situées tout le long du parcours du Projet pour réduire la quantité
de pétrole brut qui pourrait être déversé. L’emplacement des vannes, les mesures de confinement
des déversements et les procédures d'intervention d'urgence réduiraient les effets indésirables sur
les eaux de surface et souterraines.
•
Le pétrole brut déversé dans la rivière Rouge serait dilué par trois autres rivières (rivières La Salle,
Assiniboine et Seine) qui se jettent dans la rivière Rouge. Cette action de dilution réduirait encore les
concentrations de benzène et de naphtalène.
•
Cette évaluation est fondée sur des hypothèses prudentes qui surestiment le risque aux fins de
sélection. Diverses hypothèses, notamment celle selon laquelle tout le benzène que contient le
pétrole serait instantanément dissous dans l'eau, sont irréalistes, mais aident à évaluer les
répercussions possibles.
•
Eau potable : Les principales sources d'eau potable des municipalités situées dans le bassin de la
rivière Rouge sont les puits souterrains et le lac Shoal, auquel est raccordé l'aqueduc du lac Shoal.
Par conséquent, on n'a pas procédé à l'évaluation de l'eau potable pour ce site d'intérêt.
•
Biote : La majorité des déversements n'entraînerait pas de toxicité à grande échelle pour le biote
aquatique, notamment pour l'esturgeon jaune. Cependant, certains effets, comme la contamination
des oiseaux de rivage par le pétrole, pourraient se produire, comme il est indiqué à la section 3. Un
grand déversement de 10 000 barils pourrait excéder les indices de référence de toxicité chronique
du biote aquatique, mais la probabilité d'un tel incident dans la rivière Rouge est très peu élevée (une
fois tous les 1 114 400 ans).
En résumé, la probabilité d'un déversement est faible et, dans le cas très peu probable où un
déversement se produirait, le volume du déversement serait probablement peu important. L'effet d'un
déversement de pétrole brut sur la société (répercussions sur les activités agricoles et récréatives) et sur
l'environnement dépend du volume du déversement, du moment de l'incident, du délai d'intervention et
de l'efficacité des activités d'intervention. Les effets sur la consommation d'eau par l'humain et les
ressources aquatiques devraient être les suivants :
•
De courte durée : Les effets sur la qualité de l'eau seraient réglés en quelques heures, voire
quelques jours, en fonction de la taille du déversement et de l'évaporation. Les études montrent que
les populations de poissons se rétablissent habituellement en près de quatre ans (Kubach et al.,
2011). Les activités d'intervention et de nettoyage d'urgence réduiraient le risque d'effets potentiels à
moyen et à long terme.
•
immédiate des équipes d'intervention et de nettoyage, les effets seraient confinés à l'échelle locale.
Les effets sur le biote aquatique seraient localisés et toucheraient probablement les eaux arrêtées
(bras morts), où le volume d'eau serait inférieur à celui du cours principal de la rivière.
•
De faible ampleur : L'évaluation du risque prévoit qu'environ 50 % des déversements compteraient
moins de 4 barils. Ce volume relativement réduit aurait des effets d'envergure modérée sur une zone
locale, ce qui permettrait la prise rapide de mesures de confinement et de nettoyage efficaces. Les
dispositifs de détection des fuites d’ Énergie Est détecteraient les fuites et des procédures de
fermeture seraient immédiatement lancées pour réduire le volume total du déversement. Les
4-34
Mai 2016
Projet Énergie Est
concentrations en benzène des très petits déversements dans la rivière Rouge ne devraient pas
dépasser les indices de référence de toxicité aquatique ou ceux pour l'eau potable. L'analyse des
composants d'intérêt indique que les concentrations de benzène pourraient être supérieures à l'indice
de référence de toxicité chronique en cas de déversement important (10 000 barils). Quoi qu'il en
soit, l'intervalle d'apparition calculé pour des déversements de cette importance serait d'une fois tous
les 1 114 400 ans. De plus, l'analyse indique que les concentrations de naphtalène pourraient être
supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique en cas de déversement modéré ou
important.
•
l'assainissement après le nettoyage, une fois les organismes naturels bien établis. Les taux de
rétablissement dépendraient de la rapidité et de l'efficacité du nettoyage, la plupart des espèces se
rétablissant rapidement par recolonisation de la part des populations adjacentes. Des huiles
résiduelles pourraient se loger dans les sédiments et les espaces interstitiels et persister dans
d'origine naturelle. Aucun effet des HAP à long terme n'est prévu puisque le nettoyage en ramènerait
les concentrations environnementales à des niveaux que les organismes fédéraux et provinciaux
considèrent comme étant sans danger pour l'humain et l'environnement.
4.2.4
Ontario – lac Trout
Le lac Trout est situé dans le cours supérieur de la rivière Mattawa, tributaire majeur de la rivière des
Outaouais situé dans le district de Nipissing, en Ontario. Le lac Trout a été retenu comme site d'intérêt
pour les raisons suivantes :
•
La ville de North Bay possède sa principale prise d'eau potable dans le lac Trout.
•
Le lac est utilisé toute l'année à des fins récréatives, et offre un accès public au parc provincial
Samuel de Champlain par le défilé Mattawa.
Les commentaires du public et des organismes laissent percevoir un degré élevé de préoccupation en ce
qui a trait au risque d’un déversement dans le lac, principalement en ce qui a trait aux effets d’un tel
déversement sur la qualité de l'eau potable des résidents de North Bay.
Le lac Trout a 11 km de longueur et 4 km de largeur. Le bassin hydrographique du lac Trout occupe
approximativement 127 km² (McBean et al., 1992). Le lac est alimenté par 13 ruisseaux. Parmi ceux-ci, le
ruisseau Four Mile, le ruisseau Doran et plusieurs tributaires sans nom franchissent l'emprise de l'oléoduc
en route vers le lac Trout. Ces tributaires, à faible gradient, enchaînent les méandres et les milieux
humides entre lesquels s'insèrent des segments à gradient supérieur. Les castors ont construit des
barrages sur certaines sections de ces ruisseaux pour former des étangs, dont certains sont en place
depuis de nombreuses années en raison de l'abondante présence d'arbres et de buissons dans la
structure de la digue.
Mai 2016
4-35
Projet Énergie Est
Le lac Trout et les ruisseaux qui l'alimentent servent d'habitat à une variété d'espèces de poisson et
d'animaux, notamment :
•
l'ours noir (Ursus americanus)
•
le castor (Castor canadensis)
•
le touladi (Salvelinus namaycush)
•
le grand brochet (Esox lucius)
•
le brochet (Sander vitreus)
•
la perchaude (Perca flavescens)
•
la ouananiche, espèce de saumon de l'Atlantique confinée aux eaux intérieures (Salmo salar
ouananiche)
Plusieurs municipalités sont situées sur les rives du lac Trout, dont North Bay et East Ferris. Les eaux
oligotrophes du lac Trout servent de source d'eau potable à North Bay et à de nombreux résidents de la
région (Ressources naturelles Canada, 2013). La principale utilisation du territoire dans l'ouest de la
région de Nipissing comprend l'agriculture (p. ex., avoine, foin, pommes de terre et navets), l'extraction
d'agrégats et la foresterie (Tunnock Consulting Ltd., 2006; Fitchko et al., 1996). La plus grande partie de
la ligne de rivage du lac Trout est occupée par des résidences saisonnières et permanentes (Fitchko et
al., 1996).
Le lac Trout est reconnu pour la pêche au touladi et au grand brochet. Depuis 1989, des programmes
d'ensemencement du lac Trout qui visent à réintroduire les populations disparues de ouananiche
connaissent un succès mitigé (Fitchko et al., 1996). En aval de l'oléoduc, le ruisseau Four Mile constitue
un lieu de frai pour la ouananiche de sorte qu'une population autonome s'est établie dans le lac Trout.
En se fondant sur les statistiques de fréquence des incidents du Projet (se reporter à la section 2), on a
calculé les fréquences des incidents pour le franchissement du ruisseau Doran, pour les deux
franchissements du ruisseau Four Mile et pour les franchissements des tributaires sans nom à l'est du
ruisseau Four Mile, pour toute la plage des volumes de déversement (se reporter au tableau 4-14). La
longueur du franchissement comprend 150 m de chaque côté des ruisseaux pour tenir compte de
l'écoulement terrestre avant le déversement dans les ruisseaux, en plus du déversement direct en
fonction de l'emplacement exact de la défaillance de l'oléoduc. Parce que les voies d'écoulement en
direction de la prise d'eau de North Bay à partir du ruisseau Four Mile et des tributaires sans nom sont
considérablement différentes et moins viables que celles du ruisseau Doran, il ne convenait pas de tenir
compte des intervalles d'apparition cumulatifs dans cette analyse.
4-36
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 4-14 Intervalles d'apparition par volume des déversements pour le lac Trout
Intervalle d'apparition (années) par volume de déversement
Description
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Ruisseau Four Mile
7 720
15 450
38 600
154 500
Tributaires sans nom
7 775
15 550
38 900
155 500
Ruisseau Doran
7 775
15 550
38 900
155 500
Le secteur a fait l'objet d'une évaluation visant à déterminer les voies d'écoulement viables entre l'oléoduc
et le lac Trout. On a déterminé que les ruisseaux Four Mile et Doran constituaient des voies d'écoulement
viables, de sorte qu'ils font l'objet d'une évaluation détaillée ci-après.
On a examiné la possibilité qu'il se crée une voie d'écoulement à partir du ruisseau Doran vers le
ruisseau Lees en passant par des terres humides basses qui divisent les deux micro-bassins versants.
Aucune voie d'écoulement viable n'a été décelée entre les deux ruisseaux en se fondant sur les
photographies aériennes et sur des reconnaissances (aériennes et à pied) sur le terrain.
Les ruisseaux situés à l'est du ruisseau Four Mile ont aussi fait l'objet d'une analyse pour évaluer leur
potentiel à titre de voies d'écoulement en direction du lac Trout. Les photographies aériennes indiquent
que ces ruisseaux franchissent plusieurs plans d'eau (étangs de castor et lacs permanents) dont la
superficie varie de 0,5 à 1,2 ha, à partir de l'endroit où l'oléoduc franchit le lac; la capacité de ces plans
d'eau pourrait suffire à contenir près de 99,5 % des déversements (section 2). Par conséquent, on
pourrait s'attendre à ce que l'écoulement du pétrole brut s'arrête dans ces plans d'eau, de sorte qu'ils ne
constitueraient pas de voie d'écoulement. La reconnaissance aérienne indique que des étangs de castor
pourraient avoir été supprimés sur trois ruisseaux. À supposer que ces derniers sont des voies
d'écoulement viables vers le lac Trout, les résultats seraient comparables à ceux obtenus pour le
ruisseau Four Mile (se reporter à la section 4.2.4.6.1) en raison de la grande proximité du ruisseau avec
l'endroit où le ruisseau Four Mile se jette dans le lac Trout, par rapport à la prise d'eau municipale de
North Bay.
La dernière voie d'écoulement potentiel examinée consistait en l'écoulement terrestre à partir de l'oléoduc
au niveau du défilé Mattawa, en aval du lac Trout. Un tel incident découlerait des événements suivants :
•
il faudrait un très important déversement (qui correspondrait à 0,5 % de tous les déversements), de
sorte que le volume qui s'écoulerait en surface soit suffisant pour atteindre les cours d'eau après
avoir adhéré aux sols et à la végétation;
•
le déversement devrait se produire dans le segment d'environ 1,6 km de l'oléoduc situé à proximité
de la rivière Mattawa.
La probabilité d'un déversement de pétrole dans ce secteur est d'une fois tous les 1 400 ans. Par
conséquent, il est peu probable qu'un déversement atteigne le défilé Mattawa par écoulement terrestre.
Si le déversement devait atteindre l'eau, la rivière coule vers l'est, en s'éloignant du lac Trout, de sorte
que ce scénario ne devrait pas perturber le lac Trout et la prise d'eau potable qui s'y trouve.
Mai 2016
4-37
Projet Énergie Est
4.2.4.4.1 Ruisseau Four Mile
Selon les données du fluviomètre et la topographie du terrain au niveau du micro-bassin versant, la
vitesse d'écoulement présumée du ruisseau Four Mile est de 0,6 m/s. À supposer qu'un déversement se
produise au franchissement du ruisseau Four Mile, le délai maximum avant que le pétrole atteigne le lac
Trout serait d’environ 2,5 heures. Si le déversement atteignait le lac Trout, le pétrole se propagerait à la
surface de l'eau. Cette évaluation est fondée sur un taux de propagation de 300 m à l'heure (Ramade,
1978, cité dans Patin, 1998), mais ne tient pas compte des courants de surface, ni de la vitesse des
vents. En tenant compte de telles hypothèses, il faudrait au moins 54 heures à un éventuel déversement
pour se retrouver au-dessus de la prise d'eau potable de North Bay (soit 2,5 heures de propagation en
aval et 51,5 heures pour se propager à la surface du lac Trout), compte non tenu des courants de surface
qui s'éloignent de North Bay 4 (figure 4-3).
Selon la reconnaissance menée sur le terrain, le ruisseau Four Mile est beaucoup plus sinueux et
comporte de nombreux obstacles à l'écoulement (étangs de castor et terres humides) par rapport au
trajet d'écoulement plus direct indiqué par les données hydrologiques.
Au moment de franchir le lac, deux facteurs naturels influeraient sur le taux et la direction de propagation
du pétrole brut et pourraient probablement empêcher le pétrole d'atteindre la prise d'eau potable de
North Bay. Le premier est un étranglement naturel situé dans le coin nord-ouest du lac. Ce bras étroit du
lac devrait ralentir la propagation de la plus grande partie du pétrole. À supposer que le pétrole brut arrive
à franchir cet endroit sans être confiné, il pourrait atteindre la rivière Mattawa plusieurs heures plus tard.
Un autre facteur qui ralentirait et contrôlerait la propagation du pétrole sur le lac est la configuration
naturelle de l'écoulement du lac. En effet, le lac Trout se vide dans la rivière Mattawa par le défilé
Mattawa. Ainsi, le pétrole brut qui entrerait dans la baie Four Mile en provenance du ruisseau Four Mile
s'écoulerait hors du lac en passant par le défilé Mattawa plutôt que de franchir le lac en remontant le
courant en direction de North Bay, comme l'illustre la figure 4-3.
La topologie du lac Trout et la direction de l'écoulement de l'eau devraient empêcher la contamination
d'atteindre la partie sud du lac Trout. Quoi qu'il en soit, dans le cadre de la présente évaluation, d'autres
analyses ont supposé que ces barrières naturelles n'arrêtent pas la propagation du pétrole brut.
4.2.4.4.2 Ruisseau Doran
Dans le cas d'un déversement dans le ruisseau Doran, il faudrait environ 3,7 heures pour que le pétrole
atteigne le lac Trout, étant donné une vitesse de propagation de 0,6 m/s. Comme il est mentionné pour le
ruisseau Four Mile, le lac s'écoule en direction est pour se décharger dans la rivière Mattawa, à
l'extrémité opposée du lac par rapport à la prise d'eau potable de North Bay. Pour que l'évaluation soit
complète, la présente analyse suppose toutefois que le pétrole se propage à l'encontre du courant et
estime le temps nécessaire pour qu'il se retrouve au-dessus de la prise d'eau. En se fondant sur une
vitesse de propagation de 300 m/h dans le lac Trout, il faudrait environ 9 heures au pétrole brut pour
4
L'eau du lac Trout s'écoule habituellement en direction est par le défilé de Mattawa. En raison de la baisse
substantielle du niveau du lac en fin d'été, il arrive que l'écoulement s'inverse, l'eau entrant alors par le défilé
Mattawa. Parce que l'évaluation repose sur les taux de propagation, l'analyse tient compte de ce scénario
d'écoulement inhabituel.
4-38
Mai 2016
Projet Énergie Est
atteindre l'emplacement de la prise d'eau potable de la ville de North Bay à partir de l'embouchure du
ruisseau Doran, en tenant uniquement compte de la propagation et non pas des courants du lac qui
s'écoulent en direction opposée à la prise d'eau (figure 4-4). Finalement, un déversement de l'oléoduc
dans le ruisseau Doran prendrait au moins 12,7 heures pour atteindre le secteur de la prise d'eau de
North Bay.
Selon la reconnaissance menée sur le terrain, le ruisseau Doran est beaucoup plus sinueux et comporte
de nombreux obstacles à l'écoulement (étangs de castor et terres humides) par rapport au trajet
d'écoulement plus direct indiqué par les données hydrologiques. Plus particulièrement, un grand
complexe de terres humides forme le cours supérieur du ruisseau Doran, situé tout près de l'emprise de
l'oléoduc. Un étang est situé immédiatement en aval de l'emprise. Par conséquent, un déversement de
l'oléoduc dans le ruisseau Doran perturberait probablement ce grand complexe humide ainsi que l'étang,
de sorte qu'il est peu probable que le pétrole s'écoule sans obstacle en aval jusqu'au lac Trout.
Comme il est indiqué dans la section 4.2.1, le principal impact potentiel analysé dans le cadre de
l'évaluation de ce site d'intérêt est l'effet sur la santé humaine et la possibilité que le pétrole contamine
l'eau potable de North Bay. Une analyse quantitative a été réalisée pour déterminer l'importance des
effets potentiels sur la qualité de l'eau en raison de l'importance du lac Trout comme principale source
d'eau potable de la ville. Cette analyse a été effectuée au moyen d'un modèle de dilution dans l'eau de
surface. Les hypothèses du modèle comprenaient deux scénarios de déversement hypothétiques avec
lesquels le pétrole coulait dans le ruisseau Four Mile ou le ruisseau Doran pour ensuite atteindre le lac
Trout. Comme le montre le tableau 4-14, la probabilité d'un déversement dans l'un ou l'autre des
ruisseaux est plutôt faible. Quoi qu'il en soit, l'évaluation suivante suppose qu'un déversement atteint le
ruisseau Four Mile ou le ruisseau Doran pour ensuite s'écouler en aval et atteindre le lac Trout. La
réduction de la qualité de l'eau est quantifiée en estimant les concentrations des composants d'intérêt
(benzène et naphtalène) dans le lac Trout pour déterminer si ces concentrations sont supérieures aux
normes établies pour le benzène et le naphtalène dans l'eau potable, qui sont respectivement de
0,005 mg/L et de 0,47 mg/L. La modélisation a été réalisée avec des volumes de déversement variant de
4 à 10 000 barils.
Le modèle quantitatif utilisé pour estimer les concentrations de benzène et de naphtalène dans la
colonne d'eau regroupe des conditions particulières au site (p. ex., superficie du lac Trout et distance des
consommateurs d'eau potable) et les hypothèses très prudentes suivantes (qui mèneront à une
surestimation des effets).
•
aucune intervention de confinement ou de nettoyage d'urgence n'est entreprise.
•
aucune évaporation à la surface du pétrole, même s'il s'agit du processus évolutif dominant.
•
tout le pétrole déversé atteint le ruisseau Four Mile ou le ruisseau Doran. L'analyse ne tient compte ni
de l'adhérence du pétrole à la végétation, ni de l'obstacle à l'écoulement du pétrole que constituent
les terres humides.
•
la demi-vie biologique du benzène et du naphtalène à un mètre de profondeur dans l'eau par suite de
la volatilisation est respectivement de 4,8 et de 3,2 heures, en se fondant sur des données
empiriques (Kuykendall, 2010).
Mai 2016
4-39
Projet Énergie Est
•
le pétrole brut de Bakken (le moins visqueux des pétroles représentatifs) est présumé se propager à
une vitesse de 300 m/h (Ramade, 1978, cité dans Patin et Stanislav, 1998).
•
la propagation sera le principal élément contributif à la propagation dans le lac Trout; l'effet des vents
et des courants est négligeable.
•
la vitesse d'écoulement des ruisseaux est de 0,6 m/s.
•
le benzène et le naphtalène contenus dans le pétrole déversé se dissolvent à 100 % dans l'eau
(même au-delà de leurs limites de solubilité). Il s'agit d'une hypothèse extrêmement prudente étant
donné que le processus évolutif naturel dominant est l'évaporation et que la solubilité du benzène et
du naphtalène est relativement faible. Selon les conditions sur le terrain, les concentrations réelles de
benzène et de naphtalène ne s'approcheraient pas des limites optimales de solubilité étant donné
que le benzène et le naphtalène demeurent préférentiellement dans le pétrole brut ou s'évaporent
plutôt que de se dissoudre dans l'eau.
•
La dissolution complète du benzène et du naphtalène que contient le pétrole brut se produirait dans
le premier mètre d'eau en surface. Le benzène et le naphtalène flottent, de sorte qu'il est peu
probable qu'ils se dispersent dans l'eau pour atteindre la prise située à 21,5 m de profondeur.
Hypothétiquement, si ces composants devaient se disperser jusqu'à cette profondeur, leurs
concentrations seraient considérablement diluées, bien au-delà des valeurs présentées dans la
présente analyse.
4.2.4.6 Concentrations prévues de benzène et de naphtalène
Le volume et le poids totaux du benzène et du naphtalène pour des tailles potentielles de déversement
de 4, 50, 1 000 et 10 000 barils ont été déterminés en se servant des concentrations moyennes de
benzène et de naphtalène présentes dans des échantillons de pétrole brut de Bakken. Pour établir des
concentrations prudentes de benzène et de naphtalène dans les eaux au-dessus de la prise d'eau
potable municipale, la quantité de benzène et de naphtalène pour chacun des quatre volumes de
déversement analysés a été divisée par le volume d'eau dans lequel le produit chimique se dissoudrait,
puis a été rajustée pour tenir compte de la demi-vie de volatilisation des composants dans une colonne
d'eau d'un mètre. Étant donné que ces calculs reposaient sur une profondeur d'un mètre, les
concentrations obtenues sont considérablement supérieures (plus de 20 fois) à ce qu'elles seraient si les
composants se dissolvaient à la profondeur de la prise d'eau municipale de North Bay (21,5 m) (Ville de
North Bay, 2002).
L'analyse quantitative n'a pas tenu compte de l'évaporation à la surface du pétrole ni des interventions de
confinement et de nettoyage d'urgence.
Les concentrations de benzène et de naphtalène dans l'eau au-dessus de la prise d'eau potable
municipale ont été comparées aux seuils établis pour l'eau potable. Les résultats obtenus pour les trajets
d'écoulement du ruisseau Four Mile et du ruisseau Doran sont présentés ci-dessous.
4-40
Mai 2016
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123511244-FC0502Tr1
43
Sources: Données sur le projet fournies par TransCanada Pipelines Limited. Données de base fournies par les gouvernements du Canada, de l'Ontario et du Québec. /
Sources: Project data provided by TransCanada Pipelines Limited. Base data provided by the Governments of Canada, Ontario, and Quebec.
24 Heures / 24-Hours
1
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4 Heures / 4-Hours
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Sources : Données sur le projet fournies par TransCanada Pipelines Limited. Données de base fournies par les gouvernements du Canada et de l'Ontario. /
Sources: Project data provided by TransCanada Pipelines Limited. Base data provided by the Governments of Canada and Ontario.
44
123511244-FC0503Tr1
Projet Énergie Est
4.2.4.6.1 Trajet d'écoulement du ruisseau Four Mile
Les résultats de la modélisation des concentrations de benzène et de naphtalène dans l'eau au-dessus
de la prise d'eau municipale de North Bay sont présentés dans les tableaux 4-15 et 4-16.
Les résultats d'un hypothétique scénario de déversement laissent présager qu'un très important
déversement de 10 000 barils n'entraînerait pas de concentrations de benzène ou de naphtalène
supérieures aux seuils établis pour la qualité de l'eau potable.
Parce que le pétrole brut, le benzène et le naphtalène flottent très facilement, on ne s'attend pas à les
retrouver à des concentrations mesurables sous la surface de l'eau. Cette constatation est très
importante étant donné que la prise d'eau municipale de la ville se trouve à une profondeur de 21,5 m
(Ville de North Bay, 2002).
Comme l'indiquent les tableaux 4-19 et 4-20, les normes relatives aux concentrations de benzène et de
naphtalène dans l'eau potable ne seraient pas dépassées, même dans le cas d'un déversement de
10 000 barils au franchissement du ruisseau Four Mile.
Tableau 4-15 Concentration de benzène dans l'eau au-dessus de la prise d'eau de North
Bay
Concentration de benzène
(mg/L)
Supérieure aux critères de qualité
établis pour l'eau potable
(0,005 mg/L)
4
3,4E-08
Non
50
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Non
1 000
8,5E-06
Non
10 000
8,5E-05
Non
(barils)
Tableau 4-16 Concentration de naphtalène dans l'eau au-dessus de la prise d'eau de
North Bay
(barils)
Concentration de naphtalène
(mg/L)
établis pour l'eau (0,47 mg/L)
4
1,3E-10
Non
50
1,7E-09
Non
1 000
3,3E-08
Non
10 000
3,3E-07
Non
4.2.4.6.2 Trajet d'écoulement du ruisseau Doran
Les résultats de la modélisation des concentrations de benzène et de naphtalène dans l'eau au-dessus
de la prise d'eau municipale de North Bay par suite d'un hypothétique déversement dans le ruisseau
Doran sont présentés dans les tableaux 4-17 et 4-18. Les résultats d'un hypothétique scénario de
déversement laissent présager qu'un très important déversement de 10 000 barils n'entraînerait pas de
concentrations de naphtalène supérieures aux seuils établis pour la qualité de l'eau potable. Les
Mai 2016
4-43
Projet Énergie Est
concentrations de benzène pourraient toutefois dépasser temporairement les seuils établis pour la qualité
de l'eau potable par suite d'un déversement de plus de 1 000 barils dans le premier mètre de la surface
de l’eau.
Comme il est indiqué plus haut, le pétrole brut, le benzène et le naphtalène flottent très facilement et se
concentreront donc près de la surface de l'eau. Il est donc peu probable que la qualité de l'eau soit
perturbée à une profondeur de 21,5 m, près de la prise d'eau.
Le tableau 4-17 présente les résultats de la modélisation des concentrations de benzène dans l'eau audessus de la prise d'eau municipale par suite d'un déversement au franchissement du ruisseau Doran.
Les résultats du modèle montrent que les concentrations de benzène dans le premier mètre d'eau à la
surface au-dessus de la prise d'eau pourraient être supérieures aux normes établies pour l'eau potable
dans le cas d'un déversement de plus de 1 000 barils. Dans l'hypothèse où le benzène dissous atteindrait
la prise d'eau située à 21,5 m de profondeur, ses concentrations seraient diluées en raison de la
profondeur à l'échelle de la zone touchée et ne seraient par conséquent pas supérieures aux normes
établies pour la qualité de l'eau, même dans le cas d’un déversement de 10 000 barils. De plus, le
benzène flotte et on ne s'attend pas à ce qu'il atteigne la profondeur à laquelle est située la prise d'eau,
quel que soit le scénario envisagé.
Tableau 4-17 Concentration de benzène dans l'eau au-dessus de la prise d'eau de
North Bay
(barils)
Concentration de benzène
(mg/L)
établis pour l'eau
(0,005 mg/L)
4
0,00003
Non
50
0,0004
Non
1 000
0,008
Oui
10 000
0,08
Oui
Le tableau 4-18 présente les résultats de la modélisation des concentrations de naphtalène dans l'eau
au-dessus de la prise d'eau municipale par suite d'un déversement au franchissement du ruisseau Four
Mile. Les résultats du modèle montrent que les normes établies pour le naphtalène dans l'eau potable ne
seraient pas dépassées dans le cas d’un déversement de 10 000 barils.
Tableau 4-18 Concentration de naphtalène dans l'eau au-dessus de la prise d'eau de
North Bay
Concentration de naphtalène
(mg/L)
établis pour l'eau
(0,47 mg/L)
4
2,5E-06
Non
50
3,1E-05
Non
1 000
6,2E-04
Non
10 000
6,2E-03
Non
(barils)
4-44
Mai 2016
Projet Énergie Est
4.2.4.7 Mesures d’atténuation
La section 4.5 résume le plan d'intervention d'urgence d'Énergie Est; les prochains paragraphes décrivent
les mesures d'intervention d'urgence particulières au site qui seraient mises en œuvre en cas de
déversement.
•
L'équipement d'intervention d'urgence sera conservé à North Bay, ce qui facilitera une intervention
rapide et limitera la propagation en aval des éventuels déversements.
•
En cas de déversement au franchissement du ruisseau Four Mile, ou à proximité de ce dernier, il
faudrait 54 heures avant que le pétrole atteigne le secteur au-dessus de la prise d'eau municipale.
Cela donnerait le temps de détecter la fuite, d'isoler la section touchée de l'oléoduc au moyen des
vannes télécommandées et des clapets de non-retour, et de lancer le PIU d’ Énergie Est pour
confiner le déversement et limiter la propagation en aval du pétrole.
•
À la détection d'une fuite dans l'un ou l'autre des ruisseaux, le PIU d’ Énergie Est exige que les
exploitants avisent immédiatement l'Agence ontarienne des eaux et les exploitants régionaux de
North Bay, qui pourraient fermer la prise d'eau municipale à titre préventif.
•
•
Des échantillons d'eau seront prélevés pendant les activités de confinement et de nettoyage afin de
déterminer l'étendue de la contamination et l'efficacité du nettoyage.
4.2.4.8 Résumé
Le lac Trout constitue la principale source d'eau de North Bay. La prise d'eau de North Bay est située
dans la partie sud-ouest du lac Trout. Ce dernier est utilisé toute l'année à des fins récréatives. Le lac et
son bassin versant servent également d'habitat à une variété d'espèces de poissons et d'animaux.
La présente évaluation a déterminé que les ruisseaux Doran et Four Mile sont des trajets d'écoulement
potentiels pouvant permettre à un déversement de pétrole d'atteindre le lac Trout. Trois tributaires sans
nom pourraient aussi constituer des trajets d'écoulement. De façon globale, la probabilité d'un
déversement dans le lac Trout est très peu élevée, pour les raisons suivantes :
•
•
•
Le pétrole brut déversé dans le lac Trout serait dilué en se propageant à la surface de l'eau, ce qui
augmenterait aussi les taux d'évaporation. La dilution diminuerait aussi les concentrations en
profondeur, quoique les composants d'intérêt flottent à la surface de l’eau ou près de celle-ci.
Mai 2016
4-45
Projet Énergie Est
•
La présente évaluation est fondée sur des hypothèses prudentes qui surestiment le risque aux fins de
sélection. Diverses hypothèses, notamment celle selon laquelle tout le benzène que contient le
pétrole serait instantanément dissous dans l'eau, sont irréalistes, mais aident à évaluer les
répercussions possibles.
•
Eau potable : Les concentrations en benzène des très petits déversements dans le ruisseau Four
Mile et dans les ruisseaux sans nom ne devraient pas dépasser les normes établies pour l'eau
potable au niveau de la prise d'eau. Les concentrations de benzène pourraient dépasser les normes
établies pour la qualité de l'eau dans le premier mètre de la colonne d'eau, mais ne dépasseraient
pas ces seuils en profondeur. Les concentrations de naphtalène n'ont pas dépassé les normes
établies pour l'eau potable dans les scénarios examinés.
En résumé, aucun effet nocif n'est prévu sur la prise d'eau de North Bay en cas de déversement étant
donné que les probabilités d'un tel déversement sont faibles, que le volume d'un tel déversement serait
peu élevé, que l'établissement de voies d'écoulement en direction du secteur de la prise d'eau est très
peu probable, voire impossible, en raison de la configuration du lac, que les concentrations ne devraient
pas être supérieures aux normes établies pour la qualité de l'eau au-dessus de la prise d'eau dans la
majorité des scénarios et que la profondeur de la prise d'eau fait obstacle à toute contamination. Par
conséquent, on ne prévoit aucun effet néfaste sur la qualité de l'eau à l’emplacement de la prise d'eau de
North Bay.
Dans le cas peu probable d'un déversement, les effets sur la qualité de l'eau à l’emplacement de la prise
d'eau municipale de North Bay devraient être :
•
De courte durée : Aucun impact n'est prévu pour la prise d'eau municipale de North Bay. Si un
déversement devait se produire et si le pétrole n’était pas confiné aux ruisseaux, le pétrole brut
flotterait à la surface de l'eau. La quantité de benzène et de naphtalène dissoute ne serait pas
supérieure aux normes de qualité de l'eau étant donné la distance de propagation et les délais
connexes, les courants dominants, la perte par évaporation et la profondeur à laquelle est située la
prise d'eau. L'intervention d'urgence confinerait le déversement et les activités de nettoyage
réduiraient le risque d'impacts sur la prise d'eau.
•
immédiate des équipes d'intervention et de nettoyage, les effets seraient localisés. Le benzène ainsi
que le pétrole brut flottent très bien. La dispersion verticale de la contamination serait nominale et
confinée à la surface de l'eau. On ne s'attend pas à ce que la contamination atteigne la prise d'eau
municipale.
•
D’ampleur modérée : La majorité des déversements serait probablement de 4 barils ou moins et
près de 80 % d’entre eux compteraient moins de 50 barils. L'ampleur des effets serait modérée en
raison du volume relativement faible des déversements, ce qui permettrait des interventions efficaces
de confinement et de nettoyage. Les dispositifs de détection des fuites d’ Énergie Est détecteraient
immédiatement les fuites et des procédures de fermeture seraient lancées pour réduire le volume
total du déversement. Même avec des hypothèses prudentes qui surestiment les concentrations, les
normes de qualité de l'eau potable en surface (et non pas à l’emplacement de la prise d'eau de North
Bay) pour le naphtalène ne seraient pas dépassées dans le cas d'un déversement de 10 000 barils.
Seuls des déversements de plus de 1 000 barils dans le ruisseau Doran ont le potentiel théorique
4-46
Mai 2016
Projet Énergie Est
d'entraîner des concentrations de benzène supérieures aux normes établies pour la qualité de l'eau
potable à la surface, mais ces concentrations ne seraient pas supérieures aux normes à
l’emplacement de la prise d'eau qui se trouve à 21,5 m de profondeur.
•
Réversibles : Si un déversement devait se produire, les effets sur la qualité de l'eau dans le premier
mètre au-dessus de la prise d'eau de North Bay (si le pétrole atteignait ce secteur) seraient
rapidement annulés en raison de la perte de benzène par évaporation et des activités de nettoyage
d'urgence. Aucun effet des HAP à long terme n'est prévu puisque le nettoyage en réduirait les
concentrations environnementales à des niveaux considérés comme sans danger pour l'humain et
l'environnement, conformément à ce qu'ont établi les organismes fédéraux et provinciaux. Les
tactiques d'intervention d'urgence réduiraient grandement les effets résiduels après la prise en
considération des mesures d'atténuation particulières au site.
Les effets potentiels sur les ressources socioéconomiques, comme les utilisateurs de services récréatifs
et les pertes connexes de revenus du tourisme, devraient être minimes en raison de la faible probabilité
d'un déversement, de la faible ampleur des effets d'un petit déversement, des effets localisés en raison
des activités de confinement et des effets de courte durée, compte tenu des activités de confinement et
de nettoyage d'urgence. La perception du public en ce qui a trait à la qualité de l'eau du lac Trout
demeure positive en dépit d'un récent déversement de formaldéhyde dans le lac. Après une période
initiale de préoccupation, on s'attend à ce que la perception positive du public quant à la qualité de l'eau
reprenne le dessus.
4.2.5
Ontario – rivière Rideau
La rivière Rideau coule du lac Rideau vers la rivière des Outaouais en Ontario; elle a été sélectionnée
comme site d'intérêt pour les raisons suivantes :
•
en aval du point de franchissement du Projet, la rivière coule dans les villes de Kars, de Manotick, de
Nepean et d’Ottawa;
•
la rivière est un important attrait touristique et récréatif, particulièrement pour la navigation de
plaisance et la pêche;
•
la rivière Rideau sert d'habitat à toute une variété de poissons et d'animaux, dont certaines espèces
en péril.
Bien que la prise d'eau municipale de la ville d'Ottawa soit située sur la rivière des Outaouais, elle se
trouve en amont de la confluence avec la rivière Rideau, de sorte qu'un déversement ne contaminerait
pas la source d'eau potable d'Ottawa.
La rivière Rideau sert à une variété d'activités humaines, plus particulièrement dans sa partie inférieure,
près de la confluence avec la rivière des Outaouais. Cette dernière est la principale source d'eau de la
ville d'Ottawa. Même si la rivière Rideau est un important tributaire de la rivière des Outaouais, la qualité
de son eau ne peut pas perturber l'alimentation en eau potable d'Ottawa, puisque la prise d'eau
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4-47
Projet Énergie Est
municipale se trouve en amont de la confluence des rivières Rideau et Outaouais. En outre, la confluence
avec la rivière des Outaouais est située à plus de 47,6 km en aval du point de franchissement du Projet,
soit bien au-delà de la distance de propagation prévue en aval. Les villes de Kars, de Manotick et de
Nepean tirent leur eau potable des eaux souterraines et non pas de la rivière Rideau (voir la figure 4-5).
La rivière Rideau est aussi le lieu de nombreuses activités récréatives, dont la natation et la pêche. La
partie inférieure de la rivière Rideau est liée au canal Rideau, conçu à l'origine en 1832 pour offrir une
solution de rechange sécuritaire à la navigation commerciale sur le fleuve Saint-Laurent. Son utilisation a
cependant considérablement diminué au moment où les rapides le long du fleuve Saint-Laurent ont été
contrôlés au moyen d'une série d'écluses et de barrages. Au cours des dernières années, des activités
récréatives comme la navigation de plaisance et la pêche ont connu un important essor, ce qui a perturbé
la qualité de l'eau et l'écosystème du canal (Parcs Canada, 2009). Depuis les années 1950, de
nombreuses sections de la ligne du rivage ont changé de vocation, passant d'une utilisation agricole à un
intensif développement suburbain (Parcs Canada, 2009). Cet accroissement du développement
suburbain a réduit la qualité et la diversité de l'écosystème dans le canal et ses environs (Parcs Canada,
2009).
Il existe plusieurs aires de conservation remarquables en amont du point de franchissement de l'oléoduc,
notamment :
•
le parc provincial de la rivière Rideau
•
l'aire de conservation Baxter
•
l'aire de conservation W.A. Taylor
La rivière Rideau abrite en outre les habitats de diverses espèces en péril. C'est notamment le cas
d'espèces comme :
•
la pie-grièche migratrice (Lanius ludovicianus migrans)
•
des espèces de poissons, dont le méné camus (Notropis anogenus)
•
la tortue ponctuée (Clemmys guttata)
De plus, diverses espèces de plantes en péril poussent le long de la rivière Rideau, dont :
•
le ginseng à cinq folioles (Panax quinquefolis)
•
le noyer cendré (Juglans cinerea)
•
la platanthère blanchâtre de l'Est (Platanthera leucophaea)
•
le potamot d'Ogden (Potamogeton ogdenii)
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Mai 2016
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Sources : Données sur le projet fournies par TransCanada Pipelines Limited. Données de base fournies par les gouvernements du Canada, de l'Ontario et du Québec. /
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Pêche
148
Projet Énergie Est
la vitesse maximum d'écoulement calculée pour la rivière Rideau, de la topographie du secteur et d'un
temps de déplacement de six heures.
L’oléoduc franchit la rivière Rideau au nord de Kemptville (Ontario). Un déversement de pétrole
s'écoulerait vers le nord, en s'éloignant de Kemptville, en direction de la rivière des Outaouais. Un tel
déversement ne toucherait pas la collectivité de Kemptville, située en amont, à environ 3 km au sud du
point de franchissement de la rivière Rideau. En aval du Projet se trouvent les villes de Kars et de
Manotick, situées respectivement à environ 6,2 km et 17,8 km du franchissement. Ces villes sont
connues pour leurs attraits touristiques et récréatifs.
L’oléoduc franchit la rivière Rideau, tout juste en amont d'un segment du canal Rideau connu sous
l'appellation de Long Reach. Ce dernier est classé comme le plus long segment du canal Rideau sans
écluse; il s'étend des écluses de Burritt's Rapids jusqu'aux écluses de Long Island, tout juste au nord de
Manotick (Watson, 2013).
La probabilité d'un déversement dans la rivière Rideau a été estimée en se servant des données
historiques sur les incidents de pipeline précédemment décrites (se reporter à la section 2). Étant donné
la largeur de la rivière Rideau dans le secteur du Projet (environ 270 m) et l'ajout d'une zone tampon de
150 m 5 de chaque côté de la voie navigable, l'intervalle d'apparition d'un très petit déversement (4 barils
ou moins) est d'une fois tous les 8 210 ans, tandis que celui d'un important déversement (10 000 barils)
est d’une fois par période de 821 000 ans ou plus. Par conséquent, la probabilité d'un déversement, peu
importe son importance, à proximité de la rivière Rideau est très faible.
Les parties de l'oléoduc à partir desquelles un déversement de pétrole brut pourrait se propager jusqu'à
la rivière Rideau par écoulement terrestre ou par des tributaires ont fait l'objet d'une évaluation. Dans le
cas, peu probable d'un déversement touchant un segment supplémentaire de 18,5 km de l'oléoduc, le
pétrole brut pourrait atteindre un tributaire et s'y propager en aval dans la rivière Rideau (se reporter à la
figure 4-5). Se reporter au tableau 4-19 pour les intervalles d'apparition de ces tributaires et pour les
intervalles d'apparition combinés qui tiennent compte des tributaires et d'un déversement direct dans la
rivière Rideau. Le tableau porte sur le segment de l'oléoduc où un déversement pourrait possiblement
s'écouler soit directement dans la rivière, soit par écoulement terrestre (en supposant une zone tampon
de 150 m là où la pente est inférieure à 5 % et de 400 m là où elle est supérieure à 5 % aux points de
franchissement).
5
En raison de la topographie relativement plate du secteur, on a utilisé une zone tampon de 150 m.
Mai 2016
4-51
Projet Énergie Est
Tableau 4-19 Intervalles d'apparition par volume des déversements pour la rivière
Rideau
Description
Rivière Rideau
Intervalle d'apparition (années) par volume de
déversement
Distance du
point de
franchisse
ment (km)
4 barils
0,6
8 210
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
20 500
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821 000
Tributaires de la rivière Rideau
18,5
255
630
2 500
25 400
Cumulatif
19,0
245
620
2 460
24 600
L’oléoduc franchit la rivière Rideau tout juste au nord de la collectivité de Kemptville. En raison de la
direction de l'écoulement dans le secteur, un déversement dans la rivière s'éloignerait de la collectivité de
Kemptville. Un déversement pourrait se propager en aval jusqu'au canal Rideau, en empruntant le
segment du canal appelé Long Reach, pour possiblement atteindre les villes de Kars et de Manotick,
situées respectivement à 6,2 et à 17,8 km en aval du Projet. Comme il est indiqué plus haut, la
confluence avec la rivière des Outaouais est située à plus de 47,6 km en aval du point de franchissement
du Projet, soit bien au-delà de la distance de propagation prévue en aval.
Si du pétrole devait atteindre le canal Rideau, le système de postes d'éclusage du canal limiterait la
propagation du pétrole brut en aval, de sorte que ce dernier pourrait se propager en amont, dans le
segment appelé Long Reach du canal Rideau.
Une analyse quantitative a été réalisée pour déterminer l'importance des impacts potentiels sur la qualité
de l'eau, étant donné l'importance de la rivière en tant que source d'eau potable et pour les habitats
d'espèces aquatiques, tandis que les effets sur les activités récréatives ont fait l'objet d'une analyse
qualitative. Pour déterminer les impacts potentiels sur la qualité de l'eau, on s'est servi d'un modèle de
dilution dans les eaux de surface, pour des volumes de déversement variant de 4 à 10 000 barils. Les
prévisions de réduction de la qualité de l'eau sont établies en calculant les concentrations des
composants d'intérêt (benzène et naphtalène) dans la rivière et en déterminant si ces concentrations sont
supérieures aux normes établies pour l'eau potable et la toxicité. Comme il est indiqué dans la section 3,
pour l'eau potable, les normes sont fixées à 0,005 mg/L pour le benzène et à 0,47 mg/L pour le
naphtalène. Les indices de référence aigus et chroniques pour le benzène sont respectivement de
7,4 mg/L et de 0,37 mg/L. Les indices de référence aigus et chroniques pour le naphtalène sont
respectivement de 3,4 mg/L et de 0,001 mg/L.
en cas de déversement fait appel à des conditions particulières au site, notamment le débit. On a calculé
les concentrations estimatives et prudentes de benzène et de naphtalène pour la rivière Rideau en
fonction de divers écoulements et volumes de déversement (se reporter aux tableaux 4-20 à 4-23).
4-52
Mai 2016
Projet Énergie Est
Cette analyse prudente indique que le benzène et le naphtalène n’auraient pas d'effet toxique aigu à
grande échelle sur le biote aquatique, pour la plage des volumes de déversement et des débits analysés
(tableaux 4-20 et 4-22). Comme il est indiqué dans la section 3, il existe un risque d'effets isolés dans les
bras morts, sans égard au scénario de déversement. Aucune toxicité chronique n'est prévue pour la
plupart des scénarios de déversement, quoique les concentrations de benzène en cas de déversement
modéré ou important (1 000 à 10 000 barils) et les concentrations de naphtalène en cas de déversement
important (10 000 barils) pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique pour les
organismes aquatiques en périodes d'écoulement minimum (tableaux 4-21 et 4-23).
En raison de la volatilité élevée du benzène, les concentrations chuteraient sous l'indice de référence de
toxicité chronique dans les quelques jours suivant un déversement. En raison des hypothèses prudentes
de l'analyse, les effets chroniques du benzène (réduction de la croissance et de la reproduction)
pourraient perturber le biote aquatique à court terme, soit sur une seule génération d'invertébrés
aquatiques ou une classe annuelle de larve de poisson, mais les répercussions ne se reproduiraient pas
d'une année à l'autre.
Une toxicité chronique attribuable au naphtalène pourrait être observée dans le cas d'un important
déversement en période d'écoulement minimum. Comme la persistance environnementale des HAP est
supérieure à celle du benzène, les effets chroniques pourraient perturber le biote aquatique pendant une
période plus longue si le pétrole brut devait être laissé dans l'environnement pendant longtemps.
En se fondant sur cette évaluation, il faudrait un déversement d’au moins 1 000 barils environ pour avoir
des effets négatifs sur la qualité de l'eau et le biote aquatique de la rivière Rideau. En se fondant sur les
données d'incidents relatifs à un pipeline (se reporter à la section 2), la probabilité d'un déversement de
plus de 1 000 barils est extrêmement faible, l'intervalle d'apparition estimatif étant de une fois par période
de 82 100 ans ou plus.
Le pétrole pourrait atteindre la ligne du rivage et, possiblement, les sédiments. Lorsque des
concentrations élevées de pétrole brut demeurent dans les sédiments pendant une longue période, il
existe un risque d'effets à long terme. Quoi qu'il en soit, les interventions de confinement et de nettoyage
d'urgence réduiraient un tel risque.
Un déversement pourrait entraîner une interruption de courte durée des activités récréatives sur la rivière
Rideau, ainsi que des pertes de revenus touristiques connexes. Toutefois, comme la probabilité d'un
déversement est faible, les volumes de déversement seraient probablement relativement petits et les
effets seraient généralement localisés et de courte durée (de quelques heures à quelques semaines), de
sorte qu'on ne prévoit pas d'effets socioéconomiques d'importance.
Mai 2016
4-53
Projet Énergie Est
Bakken dans la rivière Rideau comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë du benzène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
aiguë du
benzène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
7,4
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20 500
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821 000
Médiane
7,4
35,9
0,0001
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0,002
20 500
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821 000
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821 000
Débit du
canal Rideau
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
station 02LA012 – rivière Rideau à Manotick.
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Mai 2016
Projet Énergie Est
Bakken dans la rivière Rideau comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du benzène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
chronique du
benzène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,37
1,8
0,001
8 210
0,02
20 500
0,4
82 100
3,6
821 000
Médiane
0,37
35,9
0,00007
8 210
0,0009
20 500
0,02
82 100
0,2
821 000
Maximum
0,37
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20 500
0,002
82 100
0,02
821 000
Débit du
canal Rideau
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
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4-55
Projet Énergie Est
Tableau 4-22 Comparaison des concentrations estimatives de naphtalène découlant d'un déversement de pétrole brut de la
formation de Bakken dans la rivière Rideau et de l'indice de référence de toxicité aiguë du naphtalène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
aiguë du
naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
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Médiane
3,4
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Maximum
3,4
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Débit du
canal
Rideau
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1 000 barils
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REMARQUES :
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Mai 2016
Projet Énergie Est
Bakken dans la rivière Rideau comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du naphtalène
Volume déversé
Indice de
référence
de toxicité
aiguë du
naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,0011
1,8
0,0003
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0,003
20 500
0,07
82 100
0,7
821 000
Médiane
0,0011
35,9
0,00001
8 210
0,0002
20 500
0,004
82 100
0,04
821 000
Maximum
0,0011
347,0
0,000001
8 210
0,00002
20 500
0,0004
82 100
0,004
821 000
Débit du
canal
Rideau
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
0,0011 mg/L.
Mai 2016
4-57
Projet Énergie Est
Parce qu'on fait appel à un forage directionnel horizontal (FDH) à l’endroit où l’oléoduc franchit la rivière
Rideau, l'oléoduc serait situé à une profondeur où les matériaux sus-jacents limiteraient le risque que le
pétrole brut atteigne la rivière. Par conséquent, si un déversement devait se produire sous la rivière, il est
peu probable que le pétrole puisse se déverser directement dans la rivière.
Si le pétrole devait atteindre le canal Rideau, des mesures de confinement et de nettoyage seraient
prises dans la zone contrôlée entre les écluses. Le dispositif d'écluses et de barrages pourrait servir à
limiter la propagation d'un déversement en aval tout en facilitant les activités de nettoyage et
d'assainissement. Par conséquent, on pourrait s'attendre que les effets sur le canal et la rivière Rideau
soient limités, tant dans l'espace (secteur Long Reach) que dans le temps.
La section 4.5 résume le plan d'intervention d'urgence (PIU) d'Énergie Est (se reporter aussi à la
Demande consolidée, volume 7). Les dispositifs de détection des fuites d’ Énergie Estdétecteraient les
déversements, facilitant la mise en œuvre rapide du PIU. Les stations de pompage et les vannes seraient
fermées pour isoler la section perturbée de l'oléoduc, et le personnel d'intervention d'urgence mettrait en
œuvre les procédures de confinement et de nettoyage. Énergie Est collaborerait avec les organismes
appropriés pour déterminer les méthodes de nettoyage; elle serait responsable du nettoyage du site
jusqu'à l'achèvement de toutes les activités (section 4.5).
4.2.5.8 Résumé
On ne prévoit pas d’impacts sur les activités récréatives et les ressources aquatiques de la Rivière
Rideau en cas de déversement étant donné que la probabilité d'un tel incident est faible, que les volumes
déversés seraient probablement peu importants et que les effets seraient localisés, de courte durée, de
faible ampleur et réversibles.
De façon globale, la probabilité d'un déversement dans la rivière Rideau est très peu élevée pour les
raisons suivantes :
•
déversé en cas d'incident. L’emplacement des vannes, les mesures de confinement des
déversements et les procédures d'intervention d'urgence réduiraient les effets indésirables sur les
eaux de surface et les eaux souterraines.
•
Le franchissement de la rivière Rideau sera réalisé par forage directionnel horizontal (FDH), ce qui
diminuera les risques de rupture en réduisant les menaces pour l'oléoduc étant donné la profondeur à
laquelle il sera situé sous la rivière. La profondeur et les matériaux sus-jacents aideront aussi à
confiner un éventuel déversement et à réduire la possibilité que du pétrole brut atteigne la rivière.
•
L'intervalle d'apparition d'un petit déversement de 50 barils est de une fois tous les 620 ans tandis
que celui d'un important déversement de 10 000 barils est de une fois par période de 24 600 ans ou
plus.
•
Si un déversement devait atteindre le canal Rideau en empruntant la rivière Rideau, il serait possible
d'isoler les zones perturbées au moyen du dispositif d'écluses et de barrage du canal, empêchant
ainsi la propagation en aval.
4-58
Mai 2016
Projet Énergie Est
Quoi qu'il en soit, les concentrations de benzène pourraient être supérieures à l'indice de référence de
toxicité aiguë en cas de déversement d'importance (10 000 barils) et à l'indice de référence de toxicité
chronique en cas de déversement modéré (1 000 barils ou plus). Dans le cas du scénario prévoyant un
écoulement minimum ou moyen et un déversement d'au moins 50 barils, les concentrations de
naphtalène pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité aquatique chronique. Les
concentrations réelles des composants sur le site seraient cependant probablement inférieures aux
prévisions du modèle en raison des hypothèses prudentes utilisées pour les calculs.
Une interruption des activités récréatives et de la navigation de plaisance pourrait se produire dans la
section perturbée en cas de déversement. Toutefois, comme la probabilité d'un déversement est faible,
les volumes de déversement seraient probablement relativement petits et les effets, généralement
localisés et de courte durée (de quelques heures à quelques semaines), de sorte qu'on ne prévoit pas
d'effets socioéconomiques persistants.
L'effet d'un déversement de pétrole brut dépend du volume, du moment de l'incident, du délai
d'intervention et de l'efficacité des mesures d'intervention. Dans le cas peu probable d'un déversement,
les effets sur la qualité de l'eau de la rivière Rideau devraient être :
•
De courte durée : Le rétablissement des habitats peut habituellement prendre jusqu'à trois ans pour
ce qui est de la qualité de l'eau et des populations d'invertébrés benthiques, et au moins une
génération pour les populations de poissons. Les mesures d'intervention et de nettoyage d'urgence
réduiraient le risque d'effets potentiels à moyen et à long terme.
•
D'envergure locale : Le pétrole brut qui atteindrait le canal Rideau serait probablement contenu par
le dispositif d'écluses en aval, limitant ainsi la propagation en aval. Les effets sur le biote aquatique
seraient localisés et pourraient perturber les terres humides, où la quantité et le débit de l'eau
seraient inférieurs à ce qui existe dans le canal. La confluence des rivières Rideau et Outaouais est
située en aval des prises d'eau municipales d'Ottawa, de sorte qu'il n'y a aucun risque pour l'eau
potable de la municipalité. En raison de la piètre qualité de l'eau de la rivière Rideau, les villes en aval
du point de franchissement de l'oléoduc (Kars, Minotick et Nepean) s'alimentent à même les eaux
souterraines. Ces ressources ne seraient probablement pas perturbées par un déversement dans la
rivière en raison de la mobilité restreinte du pétrole dans les sols et des interventions de confinement
et de nettoyage d'urgence.
•
De faible ampleur : La majorité des déversements de pétrole brut seraient de 4 barils ou moins (très
petit déversement); ils ne se produiraient en outre pas très fréquemment (un déversement tous les
8 210 ans). Les concentrations du benzène et du naphtalène attribuables à de très petits
déversements qui atteindraient la rivière Rideau ne devraient pas être supérieures aux indices de
référence de toxicité aquatique. En raison de la topographie et des trajets d'écoulement par d'autres
cours d'eau et rivières, un segment supplémentaire de 18,45 km de l'oléoduc pourrait subir un
déversement qui atteindrait possiblement la rivière, ce qui correspond à un intervalle d'apparition de
25 ans pour un petit déversement et de 25 400 ans pour un grand déversement de 10 000 barils.
•
Réversibles : Les taux de rétablissement des habitats dépendraient de la rapidité et de l'efficacité du
nettoyage, la majorité des espèces aquatiques se rétablissant rapidement par une recolonisation à
partir des populations avoisinantes. Des huiles résiduelles pourraient se loger dans les sédiments et
les espaces interstitiels et persister dans l'environnement, mais elles seraient dégradées par des
microbes et des invertébrés benthiques d'origine naturelle. Aucun effet des HAP à long terme n'est
Mai 2016
4-59
Projet Énergie Est
prévu puisque le nettoyage en réduirait les concentrations environnementales à des niveaux
considérés comme sans danger pour l'humain et l'environnement, conformément à ce qu'ont établi
les organismes fédéraux et provinciaux.
4.2.6
Nouveau-Brunswick – bassin versant de la rivière Iroquois
La ville d’Edmundston (population de 16 643 habitants) obtient son eau potable de champs de captage et
de prises d’eau de surface situés dans deux bassins versants protégés : ceux de la rivière Iroquois et du
ruisseau à Blanchette. Le tracé proposé ne croise que le bassin versant de la rivière Iroquois, traversant
la rivière Iroquois ainsi que l’East Branch de la rivière Iroquois (petite rivière Iroquois).
Le bassin versant de la rivière Iroquois occupe environe 14 000 ha de terrain au nord d'Edmundston et
regroupe les grandes voies navigables de la rivière Iroquois et de la petite rivière Iroquois. Le bassin
versant de la rivière Iroquois a été sélectionné comme site d'intérêt parce qu'il alimente la ville
d'Edmundston en eau potable et qu'il s'agit d'une aire désignée de protection du bassin versant
réglementée en vertu du Programme de protection des bassins hydrographiques du Nouveau-Brunswick
(Gouvernement du Nouveau-Brunswick, 2013). Les commentaires du public et des organismes laissent
percevoir un degré élevé de préoccupation en ce qui a trait aux impacts potentiels sur le bassin versant.
La rivière Iroquois et la petite rivière Iroquois coulent vers le sud à partir d’une série de petits lacs au
Nouveau-Brunswick et au Québec. Les rivières se rencontrent au nord de Moulin-Morneault, là où la
rivière Iroquois continue vers Edmundston et la confluence de la rivière Madawaska et du fleuve SaintJean (voir la figure 4-6). Le principal secteur industriel est la foresterie et l'exploitation forestière (p. ex.,
scieries et usines de pâte). L’aire désignée de protection du bassin versant de la rivière Iroquois est
principalement couverte de forêt. Des terres agricoles et des terres humides couvrent une plus petite
portion du bassin versant.
Pour une liste d’espèces protégées par la LEP habitant l’aire désignée de protection du bassin versant de
la rivière Iroquois, se référer aux rapports de données techniques ci-dessous (dans le volume 22) :
•
Rapport de données techniques sur les poissons et leur habitat au Nouveau- Brunswick
•
Rapport de données techniques sur la végétation et les terres humides au Nouveau- Brunswick
•
Rapport de données techniques sur la faune et l’habitat faunique au Nouveau- Brunswick
4-60
Mai 2016
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Petit lac
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Grand lac
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Témiscouata
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NOUVEAU-BRUNSWICK /
NEW BRUNSWICK
Bassin versant
de la rivière Iroquois/
Iroquois
River
Watershed
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46
Sources : Données sur le projet fournies par TransCanada Pipelines Limited. Données de base fournies par les gouvernements du Canada, du Québec et du Nouveau-Brunswick. /
Sources: Project data provided by TransCanada Pipelines Limited. Base data provided by the Governments of Canada, Quebec, and New Brunswick.
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Territoires autochtones /
Aboriginal Lands
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Lac
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121811411-FC0500Tr1
RÉSERVE INDIENNE
ST. BASILE NO. 10 /
ST. BASILE INDIAN
RESERVE NO. 10
Edm un dston Est !
Nouveau pipeline / New Pipeline
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Bassin versant de la rivière
Iroquois : limite protégée /
Iroquois River Watershed:
Protected Watershed Boundary
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Iroquois River Watershed:
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Dége li
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Projet Énergie Est
En se fondant sur l'examen des photographies aériennes et des cartes topographiques, le gradient et le
débit des rivières dans le secteur du point de franchissement de l’oléoduc sont faibles. La distance de
propagation en aval 6 est estimée à 37,7 km, en fonction de la vitesse d'écoulement maximale calculée
pour le bassin versant de la rivière Iroquois, de la topographie du secteur et d'un temps de déplacement
de six heures. Les vitesses des cours d’eau dans la région ont été calculées à partir de données sur les
vitesses maximales de plusieurs cours d’eau dans chaque région physiographique (p. ex., région
physiographique des Appalaches), tirées de la base de données HYDAT d’Environnement Canada. Ces
valeurs ont ensuite été utilisées pour calculer la vitesse maximale selon les caractéristiques de la rivière,
telles que la largeur à pleins bords, profondeurs à pleins bords et la pente. La moyenne des vitesses a
été calculée pour arriver à une moyenne des vitesses maximales dans la région.
L’oléoduc franchit le bassin versant de la rivière Iroquois près de la ville d'Edmundston. Si un
déversement devait se produire, le pétrole brut pourrait s'écouler dans la rivière Iroquois ou la petite
rivière Iroquois et, éventuellement, le fleuve Saint-Jean. L’oléoduc franchit la rivière Iroquois à 33,9 km
d’Edmundston et la petite rivière Iroquois à 31,2 km d'Edmundston.
Les prises d'eau souterraine de la ville d'Edmundston sont situées dans le bassin versant du ruisseau à
Blanchette, non dans le bassin versant de la rivière Iroquois. Ces prises d'eau souterraine consistent en
sept puits se trouvant dans un aquifère alimenté par les eaux du ruisseau à Blanchette. Puisque l’oléoduc
ne croise pas le bassin versant du ruisseau à Blanchette ni les champs de captage municipaux, des
effets sur les prises d’eau souterraine ne sont pas prévus. En plus des prises d’eau souterraine,
Edmundston a une prise d’eau de surface dans la rivière Iroquois environ 23,7 km en aval du point de
franchissement de l'oléoduc. Ainsi, en cas de déversement, la prise d’eau de surface dans la rivière
Iroquois pourrait être touchée.
La probabilité d'un déversement dans le bassin versant de la rivière Iroquois est estimée en se servant
des données historiques sur les incidents de pipeline précédemment décrites dans la section 2.
Puisque l'analyse porte sur tout le bassin versant de la rivière Iroquois, la fréquence estimative des
déversements est fondée sur la longueur totale de l'oléoduc pouvant toucher les cours d'eau faisant
partie du bassin versant. La probabilité qu’un déversement touche spécifiquement un cours d’eau ou une
rivière dans le bassin versant est beaucoup plus basse. Au total, 6,99 km d'oléoduc pourraient faire l'objet
d'un éventuel, quoique peu probable, déversement à la suite duquel le pétrole brut pourrait envahir les
tributaires du bassin versant de la rivière Iroquois. Pour obtenir un résumé des intervalles d'apparition
pour ces tributaires, se reporter au tableau 4-24.
6
La distance maximale prévue que parcourera le pétrole brut déversé dans la rivière Iroquois avant d’être confiné.
Mai 2016
4-63
Projet Énergie Est
Tableau 4-24 Intervalles d'apparition par volume des déversements pour le bassin
versant de la rivière Iroquois
Description
Points de franchissement de cours
d'eau au sein du bassin versant
déversement
Distance du
franchissement
(km)
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
6,99
850
2 100
8 500
84 600
Une défaillance de l'oléoduc entraînant un grand déversement à l'une ou l'autre des rivières ferait en
sorte que le pétrole brut pourrait se propager en aval, en direction du fleuve Saint-Jean. La rivière
Iroquois et la petite rivière Iroquois seront franchies grâce à des technologies sans tranchée, telles que le
forage directionnel, compte tenu des analyses de faisabilité et des enquêtes géotechniques. L’épaisseur
de couverture (environ 30 m) associée au forage directionnel et l’utilisation de tuyau à paroi épaisse
réduiraient grandement la probabilité qu’un déversement se propage dans les rivières. En se fondant sur
une distance de propagation en aval de 37,7 km et sur les faibles gradients de ces cours d'eau, il est peu
probable que le pétrole brut parcourt une distance considérable avant la prise des mesures d'intervention
d'urgence. Par conséquent, les effets sur le bassin versant devraient être limités, tant dans l'espace que
dans le temps.
Les sept prises d’eau souterraine de la ville d’Edmundston (champs de captage protégé) dans la plaine
inondable du ruisseau à Blanchette sont au nord et à l’est de la rivière Iroquois, plus de 22 km des points
de franchissements. En tenant compte de la topographie, de la région d'alimentation et de la direction de
l'écoulement, les emplacements de ces prises d'eau empêcheraient un déversement de contaminer cette
alimentation en eau souterraine. En raison de la distance entre l’oléoduc et les prises d’eau souterraine
(plus de 22 km), le pétrole brut ne pourrait pas atteindre cette région par écoulement de surface ou par
transport souterrain. Il n’est pas possible de contaminer l’eau souterraine par infiltration du déversement
dans la région d’alimentation de l’eau souterraine, car il n’y a aucune connexion hydrologique : la région
d’alimentation pour le champ de captage est dans un autre bassin versant que l’oléoduc ne croise pas.
Si du pétrole brute atteignait la rivière Iroquois, il pourrait se propager en aval vers la prise d’eau de
surface municipale d’Edmundston. Cependant, en tenant compte de l’emplacement du franchissement,
du pétrole brut qui s’introduirait dans la rivière Iroquois devrait franchir une distance considérable pour
atteindre la prise d’eau, donnant le temps d’initier la mise en oeuvre des activités d'intervention
d'urgence, y compris d’aviser la ville d’Edmundston. La ville fermerait les prises d’eau de surface comme
mesure préventive. La qualité de l’eau serait vérifiée et surveillée durant l’événement. La fermeture de la
prise d’eau de surface municipale serait temporaire, compte tenu du volume probable du déversement,
de la distance de l’oléoduc et des stratégies d’intervention d’urgence utilisées pour réduire le transport en
aval. Les prises d’eau souterraines municipales, la principale source d’eau potable pour Edmundston,
demeureraient opérationnelles, donc cette source d’eau serait disponible en cas de contamination de
l’eau de surface (Service des Travaux publics et Environnement d’Edmundston, 2015).
4-64
Mai 2016
Projet Énergie Est
L’analyse prudente des effets potentiels estime les concentrations de benzène et de naphtalène qui
pourraient se trouver dans la rivière Iroquois en fonction de divers écoulements et volumes de
déversement (se reporter aux tableaux 4-24A à 4-28). Les indices de référence pour l’eau potable et la
toxicité aquatique sont décrits dans la section 3.3 et sont conformes aux lignes directrices du CCME et
RCQE en ligne.
en cas de déversement fait appel à des conditions particulières au site et aux hypothèses prudentes
suivantes :
•
Les concentrations pour le bassin versant sont fondées sur le débit de la rivière Iroquois à MoulinMourneault. Les concentrations estimatives n'ont pas été calculées pour d'autres emplacements dans
le bassin versant, et les concentrations réelles pourraient varier en fonction du débit ainsi que des
caractéristiques physiques de la rivière ou des terres humides.
•
Les concentrations sont fondées sur 1 heure de débit pour évaluer la qualité de l’eau potable,
96 heures pour évaluer la toxicité aiguë et 7 jours pour évaluer la toxicité chronique. L’emplacement
où ces concentrations auraient lieu dépend de ces durées et de la vitesse du cours d’eau au moment
du déversement.
Cette analyse prudente montre que les concentrations de benzène découlant d'un déversement modéré
ou important (1 000 et 10 000 barils, respectivement) pourraient être supérieures aux normes pour l’eau
potable et à l'indice de référence de la toxicité aquatique. De plus petits déversements dans des
conditions de débit minimal pourraient dépasser l’indice de référence du benzène pour l’eau potable et
celui du naphtalène pour la toxicité chronique. Cependant, en raison de la volatilité élevée du benzène et
du naphtalène, les concentrations chuteraient sous les normes pour l’eau potable pertinentes environ un
à trois jours suivant le déversement, selon les conditions météorologiques (NOAA, 2013). Les effets
chroniques du benzène (réduction de la croissance et de la reproduction) pourraient perturber le biote
aquatique à court terme, soit sur une seule génération d'invertébrés aquatiques ou une classe annuelle
de larve de poisson, mais les répercussions ne se reproduiraient pas d'une année à l'autre.
En se fondant sur cette évaluation, il faudrait un déversement d’au moins 1 000 barils pour entraîner des
effets négatifs sur le bassin versant de la rivière Iroquois. En se fondant sur les données d'incidents
visant un pipeline (se reporter à la section 2), la probabilité d'un déversement d’au moins 1 000 barils est
extrêmement faible, l'intervalle d'apparition estimatif étant d'une fois tous les 8 500 ans.
Mai 2016
4-65
Projet Énergie Est
Tableau 4-24A Concentrations estimatives de benzène découlant d'un déversement de pétrole brut de la formation de
Bakken près de la rivière Iroquois comparées aux normes de teneur en benzène pour l’eau potable
Volume déversé
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Norme de teneur
en benzène pour
l’eau potable
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,005
0,2
0,09
850
1,1
2 100
22,6
8 500
225,8
84 600
Médiane
0,005
4,0
0,0045
850
0,06
2 100
1,1
8 500
11,2
84 600
Maximum
0,005
142,0
0,0001
850
0,0001
2 100
0,03
8 500
0,3
84 600
Débit de la
rivière
Iroquois
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de benzène qui seraient supérieures aux normes de teneur en benzène pour l’eau potable de 0,005 mg/L. Ces
concentrations hypothétiques sont fondées sur des hypothèses extrêmement prudents et pourraient même dépasser la solubilité maximale du benzène.
station 01AF009 – rivière Iroquois à Moulin-Mourneault (2012).
• Il est possible que de petites réductions dans l’intervalle d’apparition ne soient pas apparentes à cause de l’arrondissement.
4-66
Mai 2016
Projet Énergie Est
Bakken près de la rivière Iroquois comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë du benzène
Volume déversé
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Indice de
référence de
toxicité aiguë du
benzène (mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
7,4
0,2
0,02
850
0,3
2 100
5,6
8 500
56,5
84 600
Médiane
7,4
4,0
0,001
850
0,01
2 100
0,3
8 500
2,8
84 600
Maximum
7,4
142,0
0,00003
850
0,0004
2 100
0,008
8 500
0,08
84 600
Débit de la
rivière
Iroquois
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de benzène qui seraient supérieures à l'indice de référence de toxicité aiguë du benzène de 7,4 mg/L Ces
Mai 2016
4-67
Projet Énergie Est
Bakken près de la rivière Iroquois comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du benzène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
chronique du
benzène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d’apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d’apparition
(années)
Minimum
0,37
0,2
0,01
850
0,2
2 100
3,2
8 500
32,3
84 600
Médiane
0,37
4,0
0,0006
850
0,008
2 100
0,2
8 500
1,6
84 600
Maximum
0,37
142,0
0,00002
850
0,0002
2 100
0,005
8 500
0,05
84 600
Débit de la
rivière
Iroquois
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de benzène qui seraient supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique du benzène de 0,37 mg/L. Ces
4-68
Mai 2016
Projet Énergie Est
Tableau 4-26A Concentrations estimatives de naphtalène découlant d'un déversement de pétrole brut de la formation de
Bakken près de la rivière Iroquois comparées aux normes de teneur en naphtalène pour l’eau potable
Volume déversé
Norme de
teneur en
naphtalène
pour l’eau
potable
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,47
0,2
0,02
850
0,2
2 100
4,4
8 500
43,8
84 600
Médiane
0,47
4,0
0,009
850
0,01
2 100
0,2
8 500
2,2
84 600
Maximum
0,47
142,0
0,00003
850
0,0003
2 100
0,006
8 500
0,06
84 600
Débit de la
rivière
Iroquois
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de naphtalène qui seraient supérieures aux normes de teneur en naphtalène pour l’eau potable de 0,47 mg/L.
Mai 2016
4-69
Projet Énergie Est
Bakken près de la rivière Iroquois comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë du naphtalène
Volume déversé
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Indice de
référence de
toxicité aiguë
du naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
3,4
0,2
0,004
850
0,06
2 100
1,1
8 500
11,0
84 600
Médiane
3,4
4,0
0,0002
850
0,003
2 100
0,06
8 500
0,06
84 600
Maximum
3,4
142,0
0,000006
850
0,00008
2 100
0,002
8 500
0,002
84 600
Débit de la
rivière
Iroquois
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de naphtalène qui seraient supérieures à l'indice de référence de toxicité aiguë du naphtalène de 3,4 mg/L.
4-70
Mai 2016
Projet Énergie Est
Bakken près de la rivière Iroquois comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du naphtalène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
chronique du
naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,0011
0,2
0,00006
850
0,03
2 100
0,6
8 500
6,9
84 600
Médiane
0,0011
4,0
0,000003
850
0,002
2 100
0,03
8 500
0,3
84 600
Maximum
0,0011
142,0
0,000004
850
0,00004
2 100
0,0009
8 500
0,009
84 600
Débit de la
rivière
Iroquois
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de naphtalène qui seraient supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique du naphtalène de 0,0011 mg/L.
Mai 2016
4-71
Projet Énergie Est
Les dispositifs de détection des fuites de Énergie Est détecteraient les déversements, facilitant la mise en
œuvre rapide des plans de préparation et d’intervention d’urgence (Demande consolidée, volume 7,
section 6). En cas d'arrêt d'urgence, les stations de pompage et les vannes seraient fermées pour isoler
la section touchée de l'oléoduc, et le personnel d'intervention d'urgence lancerait les procédures de
confinement et de nettoyage. Énergie Est aviserait les organismes appropriés, collaborerait avec les
organismes appropriés pour déterminer les méthodes de nettoyage et serait responsable du nettoyage
du site jusqu'à l'achèvement de celui-ci (se référer à la section 4.5 et au volume 7 de la Demande
consolidée). La liste qui suit décrit les mesures d'intervention d'urgence particulières au site qui seraient
mises en œuvre en cas de déversement.
•
À la détection d'une fuite dans la rivière Iroquois ou un de ses tributaires, Énergie Est exigere que les
exploitants avisent immédiatement les responsables du réseau d'eau potable de la ville
d'Edmundston qui pourraient décider de fermer la prise d'eau municipale à titre préventif.
•
contenir le déversement.
•
surveiller la qualité de l'eau et déterminer l'étendue de la contamination et l'efficacité du nettoyage
ainsi que de réduire les concentrations des contaminants jusqu'au point d'arrêt du nettoyage
déterminé par le commandant du lieu de l'incident ou par le commandement unifié (se reporter à la
Demande consolidée, volume 7, section 6).
•
Une source d’eau potable de remplacement sera fournie dans l’éventualité que la source d’eau
potable municipale est touchée négativement suite à un déversement de l’oléoduc.
De plus, les facteurs suivants réduironts la probabilité d’effets négatifs :
•
L’installation de méthodes de franchissement sans tranchée est planifiée, ce qui augmentera
l’épaisseur de couverture.
•
Il y aura de la surveillance régulière pendant l’exploitation.
•
L’installation d’une ou plusieurs valves d’isolement est planifiée pour cette région (selon l’analyse
hydraulique).
•
Un tuyau à paroi épaisse sera utilisé pour le franchissement du cours d’eau.
4.2.6.8 Résumé
On ne prévoit pas d'effets à long terme sur l'eau potable et les ressources aquatiques du bassin versant
de la rivière Iroquois par suite d'un déversement accidentel de pétrole brut du Projet étant donné que la
probabilité d'un tel déversement est faible, que les volumes seraient probablement peu importants (50 %
des déversements seraient de 4 barils ou moins) et que les effets seraient à court terme, localisés, de
faible ampleur et réversibles.
4-72
Mai 2016
Projet Énergie Est
Considérant l’importante distance entre le point de franchissement de l’oléoduc et la prise d’eau de
surface municipale d’Edmundston, il y aurait un délai suffisamment long (environ six heures) pour
permettre l’initiation des activités d'intervention d'urgence et les avis. En cas de déversement, la ville
fermerait les prises d’eau de surface à titre préventif et les ouvrirait à nouveau lorsque la qualité de l’eau
serait assurée.
Des modèles prudents de la qualité de l’eau indiquent que les concentrations de benzène dans l’eau de
surface pourraient dépasser les indices de références pour l’eau potable suite à des déversements
importants, en période de faible écoulement. Cependant, les prises d’eau souterraine municipales ne
seraient pas touchées (les prises d’eau souterraine municipales sont à l’extérieur du bassin versant de la
rivière Iroquois), donc cette source d’eau serait disponible dans l’éventualité qu’un déversement touche la
rivière Iroquois.
En ce qui a trait aux impacts potentiels sur les ressources aquatiques, les concentrations de benzène
pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité aiguë pour des déversements d'environ
10 000 barils ou plus, en période de faible écoulement, et à l'indice de référence de toxicité chronique en
cas de déversements de 1 000 barils ou plus et d'écoulement faible ou moyen. Les concentrations de
naphtalène pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité aiguë en cas de déversement
de 10 000 barils ou plus et d'écoulement faible. Pour la majorité des écoulements, les concentrations de
naphtalène pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité aquatique chronique pour tout
déversement d'au moins 50 barils. Les concentrations réelles des composants sur le site seraient
cependant probablement inférieures aux prévisions du modèle en raison des hypothèses prudentes
utilisées pour les calculs. De façon globale, la probabilité d'un déversement dans le bassin versant de la
rivière Iroquois est faible pour les raisons suivantes :
•
Autant la rivière Iroquois que la petite rivière Iroquois seront franchies grâce à des méthodes sans
tranchées, selon les études de faisabilité, ce qui réduirait grandement la probabilité qu’un
déversement s’introduise dans les rivières.
•
stratégique des vannes devraient réduire la probabilité d'un déversement ainsi que le volume de
pétrole déversé en cas d'incident.
•
les eaux de surface et les eaux souterraines.
•
Même si un déversement de seulement 4 barils pouvait entraîner des concentrations de benzène et
de naphtalène supérieures aux indices de référence pour l’eau potable, des déversements de cette
taille, voire de taille supérieure, sont peu probables, leur intervalle d'apparition se chiffrant en
centaines d'années.
Mai 2016
4-73
Projet Énergie Est
L'effet d'un déversement de pétrole brut dépend du volume déversé, du moment où l'incident se produit,
du délai d'intervention et de l'efficacité des mesures d'intervention. Dans le cas peu probable d'un
déversement, les effets sur la qualité de l'eau et sur les ressources aquatiques dans le bassin versant de
la rivière Iroquois devraient être :
•
De courte durée : Les études montrent que les populations de poissons se rétablissent
habituellement en près de quatre ans (Kubach et al., 2011). Un déversement important pourrait
interrompre les activités forestières à court terme à cause de perturbations temporaires à la
circulation sur les routes d’accès forestières et de la potentielle redistribution du personnel et de gros
équipement nécessaire pour répondre à un tel déversement. Les activités d'intervention et de
nettoyage d'urgence réduiraient le risque d'effets potentiels à moyen et à long terme.
•
D'envergure locale : Pour ce qui est des organismes aquatiques, les gradients et les débits des
sections de la rivière Iroquois situées en aval du Projet sont plutôt faibles. Les effets sur le biote
aquatique seraient localisés et toucheraient probablement les eaux arrêtées (bras morts) où le
volume d'eau serait inférieur à celui du cours principal de la rivière. En cas de déversement, le pétrole
brut ne se propagerait probablement pas sur une grande distance avant son confinement. Le point de
franchissement est à 23,7 km de la prise d’eau de surface municipale pour Edmundston. Dans le cas
peu probable d'un déversement dans la rivière Iroquois, les activités d’intervention d’urgence, ainsi
que les procédures pour aviser, réduirait les effets potentiels sur la prise d’eau.
•
De faible ampleur : La moitié des déversements de pétrole brut seraient de 4 barils ou moins (très
petits déversements); ils ne se produiraient en outre pas très fréquemment (un déversement tous les
850 ans). Les concentrations de benzène et de naphtalène seraient supérieures à l'indice de
référence de toxicité aiguë uniquement dans le cas d'un déversement important. Les concentrations
de benzène pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique en cas de
déversement modéré ou important, alors que ce serait le cas pour les concentrations de naphtalène
même en cas de petit déversement (50 barils) ou un déversement plus important. Une modélisation
prudente indique que les concentrations de benzène pourraient dépasser les indices de références
pour l’eau potable suite à un déversement de 4 barils, en période de faible écoulement.
•
nettoyage, la majorité des espèces aquatiques se rétablissant rapidement par une recolonisation à
microbes et des invertébrés benthiques d'origine naturelle. Aucun effet des hydrocarbure aromatique
polycyclique (HAP) à long terme n'est prévu, puisque le nettoyage en ramènerait les concentrations
environnementales à des niveaux considérés comme sans danger pour l'humain et l'environnement,
conformément à ce qu'ont établi les organismes fédéraux et provinciaux.
Comme la probabilité d'un déversement est faible et que la majorité des volumes de déversement
seraient relativement petits, les effets seront généralement localisés et de courte durée (de quelques
heures à quelques semaines).
4-74
Mai 2016
Projet Énergie Est
4.2.7
Nouveau-Brunswick - bassin versant de la rivière Tobique
La rivière Tobique prend sa source dans le parc provincial Mont-Carleton; elle coule en direction du sudouest jusqu'à sa confluence avec le fleuve Saint-Jean, près de Perth-Andover (Nouveau-Brunswick). Le
long du parcours, la rivière traverse principalement des terres non exploitées, la ville de Plaster Rocks,
les terres de la réserve autochtone de Tobique et le barrage de Tobique Narrows. Les principaux
tributaires de la rivière Tobique comprennent la rivière Right Hand Branch Tobique (près de Nictau) et la
rivière Wapskehaeagan (à Plaster Rocks). La rivière Tobique se jette dans le fleuve Saint-Jean à la limite
nord de Perth-Andover, ville d'environ 1 800 résidents.
La rivière Tobique a été sélectionnée comme site d'intérêt parce que son bassin versant est une
importante nourricerie du saumon de l'Atlantique, qui remonte le fleuve Saint-Jean. C'est l'une des trois
principales rivières de reproduction du saumon du Nouveau-Brunswick, avec des montées historiques de
plus de 25 000 poissons.
La rivière Tobique est une voie navigable populaire pour ses activités récréatives, dont la natation, la
navigation de plaisance et la pêche. Elle est particulièrement prisée des pêcheurs qui recherchent
l'achigan à petite bouche, l'omble de fontaine indigène et le saumon de l'Atlantique.
La rivière Tobique et son bassin versant (voir la figure 4-7) constituent une importante nourricerie pour le
saumon de l'Atlantique à partir du fleuve Saint-Jean. Cette pêche a connu dernièrement un important
déclin, en grande partie attribuable à la construction du barrage de Tobique Narrows, qui produit de
l'hydroélectricité. De récents travaux (2009) réalisés par le ministère des Pêches et des Océans et le
Conseil du Saumon du Nouveau-Brunswick (CSNB) ont permis la mise en place d'une structure de
contournement 7 pour les saumoneaux qui a considérablement réduit la mortalité chez ces derniers,
permettant ainsi à la population de saumons de commencer à se rétablir (CSNB, 2009). La rivière et la
pêche sont importantes pour la culture de la Première Nation Tobique.
Comme il est indiqué ci-dessus, la rivière Tobique et son bassin versant constituent une importante
nourricerie pour le saumon de l'Atlantique à partir du fleuve Saint-Jean. En plus de nombreuses espèces
de poissons, la rivière Tobique abrite d'autres espèces dépendantes de la vie aquatique, notamment :
•
le plongeon huard (Gavia immer)
•
des canards
•
la bernache du Canada (Branta canadensis)
•
le balbuzard pêcheur (Pandion haliaetus)
•
des aigles (Environnement Canada, 2012)
7
Les saumoneaux désignent les jeunes saumons qui n'ont pas encore effectué leur migration en eau salée, où ils
passeront la majorité de leur vie adulte.
Mai 2016
4-75
Projet Énergie Est
Les espèces de plantes en péril du secteur comprennent la pédiculaire de Furbish (Pedicularis
furbishiae), qu'on trouve uniquement sur les rives du fleuve Saint-Jean près de Perth-Andover et à
Aroostock County, dans le Maine (Maine Department of Conservation, 2004; USFWS, 2005), en raison
des exigences particulières de son habitat. La pédiculaire de Furbish préfère les pentes orientées vers le
nord ou le nord-ouest des rives ombragées soumises aux perturbations naturelles attribuables aux
inondations et au rabotage glaciaire (Maine Department of Conservation, 2004; USFWS, 2005).
En se fondant sur l'examen des photographies aériennes et des cartes topographiques, le gradient et le
débit des rivières dans le secteur du point de franchissement du Projet sont faibles. La distance de
propagation en aval était estimée à 37,7 km, en fonction de la vitesse maximum d'écoulement calculée
pour la rivière Tobique, de la topographie du secteur et d'un temps de déplacement de six heures.
L’oléoduc franchit la rivière Tobique dans la partie inférieure de son bassin versant, environ 28 km en
amont de la confluence avec le fleuve Saint-Jean et de Perth-Andover. Si un déversement devait
atteindre la rivière Tobique, le pétrole brut pourrait se propager en aval vers le fleuve Saint-Jean, la ville
adjacente de Perth-Andover et la réserve autochtone de la Première Nation Tobique. De plus, le bassin
versant est un important habitat pour une variété d'espèces, dont le saumon de l'Atlantique.
La probabilité d'un déversement dans la rivière Tobique a été estimée en se servant des données
historiques sur les incidents de pipeline précédemment décrites (se reporter à la section 2).
Parce que l'analyse a porté sur tout le bassin versant de la rivière Tobique, la fréquence estimative des
déversements était fondée sur la longueur totale du segment de l'oléoduc pouvant perturber les cours
d'eau qui font partie du bassin versant. Au total, 41,861 kilomètres d'oléoduc pourraient être visés par un
éventuel, bien que peu probable, déversement à la suite duquel le pétrole brut pourrait envahir les
tributaires du bassin versant de la rivière Tobique. Pour obtenir un résumé des intervalles d'apparition
pour ces tributaires, se reporter au tableau 4-29.
Tableau 4-29 Intervalles d'apparition par volume des déversements pour le bassin
versant de la rivière Tobique
Description
Points de franchissement de cours
d'eau au sein du bassin versant
4-76
de déversement
Distance du
franchissement
(km)
4
barils
50
barils
1 000
barils
10 000
barils
41,78
140
350
1 420
14 160
Mai 2016
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Bassin versant de la
rivière Tobique /
Tobique
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Watershed
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Sources : Données sur le projet fournies par TransCanada Pipelines Limited. Données de base fournies par les gouvernements du Canada, du Québec et du Nouveau-Brunswick. /
Sources: Project data provided by TransCanada Pipelines Limited. Base data provided by the Governments of Canada, Quebec, and New Brunswick.
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Territoires autochtones /
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Nouveau pipeline /
New Pipeline
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Barrage de Tobique Narrows /
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RÉSERVE INDIENNE
TOBIQUE NO. 20 /
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Direction du débit du cours d'eau /
Watercourse Flow Direction
Bassin versant de la rivière Tobique /
Tobique River Watershed
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NOUVEAU-BRUNSWICK /
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RÉSERVE INDIENNE
ST. BASILE NO. 10 /
ST. BASILE INDIAN
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QUÉBEC /
QUEBEC
Projet Énergie Est
L’oléoduc franchit le bassin versant de la rivière Tobique à environ 28 km au nord de sa confluence avec
le fleuve Saint-Jean. Si un déversement se produisait dans ce secteur, le pétrole brut se propagerait en
aval, vers la réserve de la Première Nation Tobique, puis il poursuivrait son chemin jusqu'au fleuve SaintJean et à Perth-Andover. Le barrage de Tobique Narrows est situé à environ 2 km en amont de la
confluence de la rivière Tobique et du fleuve Saint-Jean. Même si les équipes d'intervention d'urgence
tentaient d'intercepter le pétrole brut le plus près possible du point de déversement, la propagation en
aval du pétrole brut serait gênée par le barrage de Tobique Narrows. L'obstacle que forme le barrage
réduirait le risque que la propagation en aval du pétrole brut se poursuive jusqu'au fleuve Saint-Jean
avant la prise des mesures de confinement et de nettoyage d'urgence.
Une analyse quantitative a été réalisée pour déterminer l'importance des impacts potentiels sur la qualité
de l'eau, étant donné l'importance de la rivière pour les habitats d'espèces aquatiques. Pour établir des
prévisions de concentrations, on s'est servi d'un modèle de dilution dans les eaux de surface, pour des
volumes de déversement variant de 4 à 10 000 barils. Les prévisions de réduction de la qualité de l'eau
sont établies en calculant les concentrations des composants d'intérêt (benzène et naphtalène) dans la
rivière et en déterminant si ces concentrations sont supérieures aux normes établies pour l'eau potable et
la toxicité.
en cas de déversement fait appel à des conditions particulières au site, notamment le débit. On a calculé
les concentrations estimatives et prudentes de benzène et de naphtalène pour le bassin versant de la
rivière Tobique en fonction de divers écoulements et volumes de déversement (se reporter aux
tableaux 4-30 à 4-33).
Les salmonidés comptent parmi les espèces les plus sensibles à la contamination, de sorte que les
indices de référence de dépistage toxicologique ont reposé sur les normes propres à cette espèce. Dans
la majorité des déversements, les indices de référence de toxicité aquatique chroniques et aigus ne
seraient pas excédés, mais les effets aigus du benzène attribuables à un important déversement
(10 000 barils) pourraient se faire sentir en période d'écoulement minimum. Étant donné la volatilité
élevée du benzène, les concentrations chuteraient rapidement (en quelques heures ou quelques jours) à
la suite d'un déversement, de sorte qu'il est peu probable qu'il y ait des effets à long terme. Aucun
scénario ne prévoyait des concentrations de naphtalène supérieures aux indices de référence de toxicité
aquatique.
Le pétrole brut pourrait atteindre la ligne du rivage et possiblement contaminer les sédiments. En cas de
déversement majeur, le pétrole brut pourrait perturber les sédiments et la ligne du rivage, mais ce pétrole
serait entraîné dans les espaces sédimentaires interstitiels et dans le substrat de la rivière. Avant de
devenir des saumoneaux, les alevins du saumon de l'Atlantique (et les alevins des autres salmonidés)
évoluent dans les substrats de galet et dans les espaces interstitiels. Par conséquent, les effets sur la
qualité de l'eau ainsi les effets physiques sur l'habitat (enduction des galets et perte d'espaces
interstitiels) pourraient perturber les jeunes saumons de l'Atlantique. Comme il est indiqué plus haut, les
effets sur la qualité de l'eau découleraient de déversements peu fréquents (grands déversements dans
de petits cours d'eau) et leurs effets seraient temporaires. Le risque d'effets physiques serait réduit par le
nettoyage, qui diminue la quantité de pétrole présente dans l'environnement.
Mai 2016
4-79
Projet Énergie Est
Bakken dans la rivière Tobique comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë du benzène
Volume déversé
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Indice de
référence de
toxicité aiguë
du benzène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
7,4
4,7
0,001
140
0,01
350
0,2
1 420
2,4
14 160
Médiane
7,4
50,7
0,00009
140
0,001
350
0,02
1 420
0,2
14 160
Maximum
7,4
510,0
0,00001
140
0,0001
350
0,002
1 420
0,02
14 160
Débit de la
rivière
Tobique
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de benzène qui pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité aiguë du benzène de 7,4 mg/L. Il est
possible que de petites réductions dans l’intervalle d’apparition ne soient pas apparentes à cause de l’arrondissement.
station 01AH002 – rivière Tobique à Riley Brook (2012).
4-80
Mai 2016
Projet Énergie Est
Bakken dans la rivière Tobique comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du benzène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
chronique du
benzène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
benzène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,37
4,7
0,0005
140
0,007
350
0,1
1 420
1,4
14 160
Médiane
0,37
50,7
0,00005
140
0,0006
350
0,01
1 420
0,1
14 160
Maximum
0,37
510,0
0,00001
140
0,00006
350
0,001
1 420
0,01
14 160
Débit de la
rivière
Tobique
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
• Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de benzène qui pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique du benzène de 0,37 mg/L. Ces
Mai 2016
4-81
Projet Énergie Est
Bakken dans la rivière Tobique comparées à l'indice de référence de toxicité aiguë du naphtalène
Volume déversé
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
Indice de
référence de
toxicité aiguë
du naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
3,4
4,7
0,0002
140
0,002
350
0,05
1 420
0,5
14 160
Médiane
3,4
50,7
0,00002
140
0,0002
350
0,004
1 420
0,04
14 160
Maximum
3,4
510,0
0,000002
140
0,00002
350
0,0004
1 420
0,004
14 160
Débit de la
rivière
Tobique
REMARQUES :
station 01AH002 – rivière Tobique à Riley Brook.
4-82
Mai 2016
Projet Énergie Est
Bakken dans la rivière Tobique comparées à l'indice de référence de toxicité chronique du naphtalène
Volume déversé
Indice de
référence de
toxicité
chronique du
naphtalène
(mg/L)
Débit du
courant
3
(m /s)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Conc. de
naphtalène
(mg/L)
Intervalle
d'apparition
(années)
Minimum
0,0011
4,7
0,0001
140
0,001
350
0,02
1 420
0,3
14 160
Médiane
0,0011
50,7
0,00001
140
0,0001
350
0,002
1 420
0,02
14 160
Maximum
0,0011
510,0
0,000001
140
0,00001
350
0,0002
1 420
0,002
14 160
Débit de la
rivière
Tobique
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
REMARQUES :
Les zones ombragées indiquent les concentrations estimatives de naphtalène qui pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique du naphtalène de
0,0011 mg/L.
Les valeurs minimums, médianes et maximums du débit sont tirées de la base de données HYDAT (version 1.0, 15 novembre 2012) d'Environnement Canada (Data Explorer),
Mai 2016
4-83
Projet Énergie Est
Les dispositifs de détection des fuites de Énergie Est détecteraient les déversements, facilitant la mise en
œuvre rapide du PIU (se reporter à la Demande consolidée, volume 7). En cas d'arrêt d'urgence, les
stations de pompage et les vannes seraient fermées pour isoler la section touchée de l'oléoduc, et le
personnel d'intervention d'urgence lancerait les procédures de confinement et de nettoyage. Énergie Est
collaborerait avec les organismes appropriés pour déterminer les méthodes de nettoyage; elle serait
responsable du nettoyage du site jusqu'à l'achèvement de celui-ci (section 4.5).
La section 4.5 résume le plan d'intervention d'urgence (PIU) d'Énergie Est (se reporter aussi à la
Demande consolidée, volume 7). Les prochains points décrivent les mesures d'intervention d'urgence
particulières au site qui seraient mises en œuvre en cas de déversement.
•
À la détection d'une fuite dans un tributaire, le PIU d'Énergie Est exige que les exploitants avisent
immédiatement les organismes compétents, y compris Pêches et Océans Canada.
•
•
déterminer la qualité de l'eau, l'étendue de la contamination et l'efficacité du nettoyage ainsi que de
réduire les concentrations des contaminants jusqu'au point d'arrêt du nettoyage déterminé par le
commandant du lieu de l'incident ou par le commandement unifié (se reporter à la Demande
consolidée, volume 7).
4.2.7.8 Résumé
On ne prévoit pas d'effets sur l'eau potable et les ressources aquatiques du bassin versant de la rivière
Iroquois par suite d'un déversement accidentel de pétrole brut du Projet étant donné que la probabilité
d'un tel déversement est faible, que les volumes seraient probablement peu importants et que les effets
seraient de courte durée, localisés, de faible ampleur et réversibles.
Cette analyse a porté sur les impacts potentiels pour le saumon de l'Atlantique du fleuve Saint-Jean au
sein du bassin versant de la rivière Tobique ainsi que sur les répercussions connexes pour les Premières
Nations et les consommateurs d'activités récréatives. Seul un important déversement se produisant en
période d'écoulement minimum pourrait perturber la qualité de l'eau de la rivière Tobique. En se fondant
sur les données historiques portant sur les incidents de pipeline (se reporter à la section 3), la probabilité
d'un tel déversement est très faible. Bien qu'il soit théoriquement possible qu'un fort débit propage le
pétrole brut dans la rivière Tobique sur près de 26 km jusqu'au barrage de Tobique Narrows, puis sur
2 km de plus jusqu'au fleuve Saint-Jean, une telle situation est en réalité improbable. De plus, les
concentrations réelles des composants sur le site d'intérêt seraient probablement inférieures aux
prévisions établies en raison des hypothèses prudentes utilisées pour les calculs.
Les concentrations de benzène pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique
en cas de déversement de 10 000 barils ou plus en période d'écoulement faible. Pour la majorité des
écoulements, les concentrations de naphtalène pourraient être supérieures à l'indice de référence de
toxicité aquatique chronique pour tout déversement d'au moins 50 barils. Les concentrations réelles des
4-84
Mai 2016
Projet Énergie Est
composants sur le site seraient cependant probablement inférieures aux prévisions du modèle en raison
des hypothèses prudentes utilisées pour les calculs.
De façon globale, la probabilité d'un déversement dans la rivière Tobique est faible pour les raisons
suivantes :
•
•
Des vannes seront stratégiquement situées tout le long du parcours du Projet pour réduire la quantité
•
L'intervalle d'apparition d'un petit déversement de 50 barils est d’une fois par période de 350 ans,
tandis que celui d'un important déversement de 10 000 barils est d’une fois par période de
14 100 ans ou plus.
L'effet d'un déversement de pétrole brut dépend du volume déversé, du moment de l'incident, du délai
d'intervention et de l'efficacité des mesures d'intervention. Dans le cas peu probable d'un déversement,
les effets sur les ressources aquatiques, notamment le saumon de l'Atlantique, devraient être :
•
De courte durée : Le rétablissement des habitats peut habituellement prendre jusqu'à trois ans pour
ce qui est de la qualité de l'eau et des populations d'invertébrés benthiques et au moins une
génération pour les populations de poissons. Les taux de rétablissement des habitats dépendraient
de la rapidité et de l'efficacité du nettoyage, la majorité des espèces aquatiques se rétablissant
rapidement par la recolonisation à partir des populations avoisinantes. Les mesures d'intervention et
de nettoyage d'urgence réduiraient le risque d'effets potentiels à moyen et à long terme.
•
D'envergure locale : Le pétrole brut déversé dans la rivière Tobique serait confiné par le barrage de
Tobique Narrows à environ 2 km au nord de l'embouchure de la rivière, empêchant ainsi le pétrole
brut d'atteindre le fleuve Saint-Jean et Perth-Andover. Les effets sur le biote aquatique seraient
localisés et toucheraient probablement les eaux arrêtées (bras morts) et de petits tributaires, où le
volume d'eau serait inférieur à celui du cours principal de la rivière. Même si un déversement pouvait
potentiellement perturber le saumon de l'Atlantique en période de faible débit, il ne devrait pas
perturber le recrutement dans le bassin versant au complet.
•
De faible ampleur : La majorité des déversements de pétrole brut seraient de 4 barils ou moins (très
petit déversement); ils ne se produiraient en outre pas très fréquemment. On ne s'attend pas à ce
que les concentrations de benzène et de naphtalène découlant de très petits déversements soient
supérieures aux indices de référence de toxicité aquatique. Les concentrations de benzène
pourraient être supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique dans le cas d'un important
déversement en période d'écoulement minimum. Les concentrations de naphtalène pourraient être
supérieures à l'indice de référence de toxicité chronique dans le cadre de tout type de déversement
(grand, moyen ou petit), quel que soit le débit.
Mai 2016
4-85
Projet Énergie Est
nettoyage, la majorité des espèces aquatiques se rétablissant rapidement par la recolonisation à
microbes et des invertébrés benthiques d'origine naturelle. Aucun effet des HAP à long terme n'est
prévu, puisque le nettoyage en ramènerait les concentrations environnementales à des niveaux
considérés comme sans danger pour l'humain et l'environnement, conformément à ce qu'ont établi
les organismes fédéraux et provinciaux.
•
Un déversement d'importance entraînerait une interruption de courte durée des activités récréatives et la
perte des revenus connexes du tourisme. Le saumon de l'Atlantique du fleuve Saint-Jean joue un rôle
important dans les traditions et la culture de la Première Nation Tobique, de sorte que la menace que
représente un déversement de l'oléoduc peut engendrer du stress au sein de la collectivité. Un
déversement pourrait avoir des répercussions négatives sur leur perception du bassin versant, sans
égard à la présence ou à l'absence d'effets quantifiables sur la pêche.
Comme la probabilité d'un déversement est faible, les volumes de déversement seraient probablement
relativement petits et les effets seraient généralement localisés et de courte durée (de quelques heures à
quelques semaines), de sorte qu'on ne prévoit pas d'effets socioéconomiques d'importance, même si la
Première Nation Tobique risque d'être plus touchée que les consommateurs d'activités récréatives.
4.3
Sites d'intérêt pour les eaux souterraines
Le Projet traverse de multiples aquifères d'eaux souterraines utilisés comme sources d'eau potable par
des municipalités et des résidents de secteurs ruraux. Dans le cadre du processus de planification et
d'obtention des permis, il a fallu repérer les prises municipales d'eau de surface et d’eau souterraine
(p. ex., prises d'eau potable municipales de l'aquifère de Regina). De plus, la plus grande partie du
secteur traversé par le Projet est de nature rurale, où la population est grandement dispersée et où on
retrouve des groupes de puits privés qui puisent des quantités relativement faibles d'eau potable à même
des aquifères peu profonds. La présente évaluation ne se veut pas exhaustive. Elle détermine plutôt des
sites d'intérêt où l'utilisation des eaux souterraines est prédominante et où les effets potentiels sont
représentatifs des effets sur le trajet entier du Projet.
La présente section est répartie en fonction des sites d'intérêt d'eaux souterraines, notamment en
fonction des groupes de puits municipaux et privés 8 situés près de Regina (Saskatchewan), de Pembroke
(Ontario), ainsi que de Québec et de Montréal (Québec).
8
La prise d'eau de chaque puits privé est délimitée par une zone tampon d'un diamètre de 1,6 km. Les secteurs où
se chevauchent au moins 15 zones tampons sont considérés comme des groupes de puits privés. Le nombre de
prises d'eau servant à désigner un groupe de puits privés et les zones tampons sont conformes aux définitions
d'alimentation en eau publiques et aux zones tampons de protection établies dans la réglementation américaine
sur la sécurité des pipelines servant à désigner les sources d'eau potable particulièrement sensibles (49 Code of
Federal Regulations 195.6).
4-86
Mai 2016
Projet Énergie Est
4.3.1
Méthodes d'évaluation du risque
Le devenir et le transport du pétrole brut déversé dans les eaux souterraines dépendent des
caractéristiques (perméabilité, sorption) et des propriétés géochimiques de l'aquifère. Étant donné que
les effets potentiels sur les ressources en eaux souterraines sont amplement documentés ailleurs dans le
document (se reporter à la section 3), la présente section évalue les effets potentiels d'un déversement
de pétrole brut sur les prises d'eau souterraine de sites d'intérêt sélectionnés. Elle détermine plutôt des
sites d'intérêt où l'utilisation des eaux souterraines est prédominante et où les effets potentiels sont
représentatifs des effets sur le tracé entier du Projet.
Des sites d'intérêt pour les eaux souterraines ont été sélectionnés dans trois régions le long du trajet du
Projet, où un déversement de pétrole pourrait menacer les prises d'eau potable souterraine. La
probabilité et les effets potentiels d'un déversement de pétrole sont alors décrits pour les prises d'eau
potable où les aquifères sont modérément à grandement vulnérables et où il existe des voies de
propagation viable pour le déversement.
L'évaluation du risque pour chaque site d'intérêt comprend :
•
une description du site d'intérêt (groupes de puits privés et municipaux), y compris du fondement de
sa sélection;
•
un résumé des caractéristiques de l'aquifère (profondeur, conductivité, alimentation, etc.) et de la
vulnérabilité aux déversements;
•
la probabilité d'un déversement au site d'intérêt, y compris les intervalles d'apparition statistiques en
fonction de divers volumes de déversement;
•
la détermination et l'évaluation de la viabilité des voies de propagation du déversement entre
l'oléoduc et le site d'intérêt;
•
les mesures d'intervention, de confinement et de nettoyage d'urgence visant à réduire les effets
nocifs d'un déversement;
•
un sommaire du risque global d'un déversement et des effets résiduels après la considération et la
mise en application de mesures d'atténuation (p. ex., caractéristiques de conception, méthodes de
construction, procédures opérationnelles pour la prévention et la détection des fuites et procédures
d'intervention d'urgence).
L'évaluation des effets potentiels sur les sites d'intérêt pour les eaux souterraines est fondée sur les
hypothèses clés suivantes, qui ont mené à l'utilisation d'une méthode prudente pour l'analyse des effets.
•
Les évaluations des sites d'intérêt portent sur les prises d'eau potable souterraine.
•
L'analyse suppose que les ressources en eau souterraine jusqu'à 1,6 km pourraient
hypothétiquement être perturbées, et tient compte de la propagation en surface et souterraine. En
raison de la mobilité souterraine limitée du pétrole brut, y compris pour la formation du panache, cette
analyse très prudente surestime l'étendue potentielle de la contamination par un déversement de
pétrole brut.
Mai 2016
4-87
Projet Énergie Est
•
L'analyse n'a pas tenu compte de l'évaporation à la surface du pétrole, même s'il s'agit du processus
évolutif dominant.
•
Comme la taille du panache dépend grandement de la présence de pétrole provenant du site du
déversement, cette évaluation suppose qu'aucune mesure de confinement ou de nettoyage n'a été
prise.
Les conditions biophysiques et socioéconomiques existantes sont résumées pour chacun des sites
d'intérêt. La section 3 comprend une description générale du devenir et des effets aux normes pour l’eau
potable x potentiels du pétrole déversé sur les ressources en eau souterraine.
4.3.1.1 Effets possibles communs aux sites d'intérêt pour les eaux souterraines
Quoique l'exploitation courante du Projet ne devrait pas perturber les eaux souterraines, il se peut qu'un
déversement dans un aquifère vulnérable puisse se propager à travers les matières du substrat susjacent et envahir les eaux souterraines. En général, la probabilité de contamination des eaux souterraines
après un déversement est supérieure dans les endroits :
•
où la nappe phréatique est relativement peu profonde (par opposition aux endroits où on retrouve un
aquifère profond et confiné)
•
où la zone d'aération est particulièrement perméable
•
où on a déterminé que les ressources en eau souterraine étaient particulièrement vulnérables à la
contamination
Les effets potentiels d'un déversement sur les eaux souterraines dépendent largement de la vulnérabilité
de l'aquifère où sont situées les prises d'eau souterraine. La vulnérabilité de l'aquifère à un déversement
dépend principalement de la profondeur des eaux souterraines, du taux d'alimentation de la nappe
souterraine et de la perméabilité des sols sus-jacents. En général, les aquifères superficiels ou peu
profonds recouverts de sols très perméables sont plus vulnérables que les aquifères profonds confinés
sous des sols peu perméables. L'adhérence aux particules du sol et la perméabilité du pétrole brut
limitent généralement sa propagation dans le sol, quoique les composants du pétrole brut puissent former
un panache lorsque le pétrole brut demeure en contact avec les eaux souterraines pendant une période
prolongée (p. ex., des mois). Lorsqu'un panache se forme, il se déplace dans la direction de l'écoulement
des eaux souterraines; son déplacement est cependant moins rapide que celui des eaux souterraines en
raison d'un phénomène naturel d'atténuation. Les panaches d'hydrocarbure de pétrole ont habituellement
moins de 100 m de longueur (Newell et Connor, 1998; US Geological Survey [USGS], 1998) et flottent à
la surface des eaux souterraines parce que la densité des composants dissous est inférieure à celle de
l'eau. Comme il est indiqué dans la section 3, la taille du panache dépend principalement de la quantité
de pétrole brut et de la durée du contact avec les eaux souterraines. La récupération du pétrole brut
élimine la source de composants dissous perturbant les eaux souterraines et met fin à la propagation du
panache. Par conséquent, un contrôle immédiat et efficace à la source par la prise de mesures
d'intervention est essentiel pour éviter ou limiter les effets sur les eaux souterraines.
Une intervention d'urgence efficace exige l'évaluation de la proximité de l'oléoduc par rapport aux prises
d'eau souterraine et aux groupes de puits privés. Le benzène est le principal composant d'intérêt pour ce
qui est des ressources en eau souterraine en raison de sa solubilité et des seuils peu élevés quant aux
4-88
Mai 2016
Projet Énergie Est
normes de qualité de l'eau potable. Les spécialistes en eaux souterraines ont fait des progrès
considérables en matière de compréhension des interactions entre les sols, d'hydrogéologie, de devenir
et de propagation ainsi que de microbiologie souterraine des hydrocarbures aromatiques (BTEX) pour ce
qui est des aquifères. Il est dorénavant largement reconnu que l'un des principaux facteurs responsables
de l'atténuation et de la réduction de la masse de BTEX dans les panaches est la biodégradation
répandue des hydrocarbures par les micro-organismes indigènes présents dans le sol et les matériaux
constituant l'aquifère (Salanitro, 1993).
La solubilité dans l'eau de la plupart des composants du pétrole brut est limitée. Pour ce qui est des
composants solubles dans l'eau (p. ex., le benzène), la concentration dissoute ne dépend pas de la
quantité de pétrole en contact avec l'eau, mais de la concentration du composant en question dans le
pétrole (Charbeneau, 2003; Charbeneau et al., 2000; Freeze et Cherry, 1979). Comme nous l'avons
mentionné dans la section 3, cette donnée empirique montre que la majorité des composants d'intérêt, à
l'exception du benzène, n'atteignent pas ni ne dépassent des concentrations préoccupantes.
Si des ressources humaines ou d'autres ressources importantes devaient être exposées à un
déversement de pétrole dans les eaux souterraines, les normes réglementaires, notamment en ce qui
concerne l'eau potable, dicteraient la portée des mesures correctives, les délais de mise en œuvre de ces
mesures ainsi que la portée de l'assainissement. Pour assurer la protection de la santé humaine, la
concentration maximale admissible (CMA) est une norme établie pour l'eau potable par Santé Canada,
conçue pour protéger la santé humaine à long terme. Les normes établies pour l'eau potable en matière
de santé humaine varient grandement pour les différents composants du pétrole brut. Pour ce qui est des
divers composants du pétrole brut, c'est le benzène qui possède le CMA le moins élevé, à 0,005 mg/L, et
qui, par conséquent a servi à évaluer les effets sur l'alimentation en eau potable, qu'il s'agisse des eaux
de surface ou des eaux souterraines.
4.3.1.2 Mesures d'atténuation communes à tous les sites d'intérêt pour les eaux
souterraines
Les principales mesures d'atténuation visant à éviter les déversements sont décrites à la section 3 et
comprennent la conception, l'inspection et l'essai de l'équipement, la profondeur de la couverture, les
outils d'inspection interne et les mesures de prévention de la corrosion (internes et externes). En plus des
mesures visant à éviter les défaillances de l'oléoduc et, par conséquent, les déversements, Énergie Est
s'est engagée à prendre des mesures pour restreindre l'envergure des fuites en cas de défaillance de
l'oléoduc, sous la forme notamment de dispositifs de détection des fuites, de procédures d'arrêt en cas
d'urgence pour restreindre le volume de pétrole déversé, de procédures d'intervention d'urgence pour
contenir et restreindre la propagation du pétrole déversé et de mesures d'assainissement pour nettoyer le
pétrole déversé.
Tout déversement détecté par les dispositifs de détection des fuites de Énergie Est déclencherait la mise
en œuvre du PIU. Les stations de pompage cesseraient de fonctionner dans un ordre prédéfini, des
vannes se fermant pour isoler la section de l'oléoduc touchée. Simultanément aux activités d'arrêt
d'urgence, des activités d'intervention d'urgence seraient entreprises pour confiner et nettoyer le
déversement de pétrole brut et pour protéger, dans la mesure du possible, les aquifères vulnérables à la
contamination. Les intervenants d'urgence évalueraient s'il existe un risque d'effets sur les ressources en
eau souterraine et prendraient les mesures qui s'imposent de manière proactive. Énergie Est collaborerait
Mai 2016
4-89
Projet Énergie Est
avec les autorités fédérales et provinciales, s'il y a lieu, pour déterminer la méthode de nettoyage la plus
appropriée et établir s'il est nécessaire d'assurer la surveillance des eaux souterraines. Comme les
panaches prennent des mois à se former dans les eaux souterraines, il existe une possibilité de détecter,
de confiner et de nettoyer un déversement avant que des effets se produisent.
4.3.2
Saskatchewan – prise d'eau municipale de Regina et groupes de puits privés de
la région de Regina
Regina, capitale de la Saskatchewan, est la deuxième plus grande ville de la province avec une
population de 193 100 habitants (Regina Urban Environment Advisory Council, 2002; Statistique Canada,
2013). La profondeur des eaux souterraines sur le tracé du Projet varie de 0 m à 30 m dans la région de
Regina (Ressources naturelles Canada, 2011b). Selon les plus récentes données disponibles (2000) à
l’heure actuelle, la consommation annuelle d'eau de la ville est de 384,9 L/personne jour. Depuis
toujours, Regina fait appel aux eaux souterraines pour ses besoins municipaux, de sorte que la
perception d'une utilisation continue des eaux souterraines a justifié l'inclusion de la prise municipale
d'eau souterraine comme site d'intérêt.
La région de Regina comprend aussi un certain nombre de puits privés. Pour évaluer le risque d'effets
sur la santé publique, la présente analyse a porté sur les groupes d'au moins 15 puits dans un rayon de
1,6 km de l'oléoduc. Les résultats de l'analyse seraient comparables pour des puits individuels, à la
différence que le nombre de personnes touchées serait moins important.
PRISE MUNICIPALE D'EAUX SOUTERRAINES DE REGINA
Alors que les eaux souterraines ont constitué la principale source d'eau potable de la municipalité par le
passé, les dernières tendances en matière d'utilisation des eaux souterraines comme eau potable
montrent une réduction de 0,6 % de la consommation totale d'eau. L'objectif de la ville de Regina est de
ne plus faire appel aux eaux souterraines pour l'alimentation municipale en eau potable (Regina Urban
Environemental Advisory Council, 2002). La majorité de l'eau potable de la ville est actuellement puisée
dans le lac Buffalo Pound. Par conséquent, la prise municipale d'eau potable de la ville de Regina a été
retirée des sites d'intérêt.
GROUPES DE PUITS PRIVÉS DE LA RÉGION DE REGINA
Plusieurs aquifères d'eaux souterraines alimentent les résidents de Regina en eau potable (aquifère de la
formation de Judith River, sédiments d'Empress Group, formation d'Upper Floral, formation de Battleford
et formation de Buried Valley). En raison de la mobilité limitée des déversements de pétrole brut dans le
sol et de la taille limitée du panache, le seul groupe de puits privés repéré à une distance de 1,6 km de
l'oléoduc (la zone d'évaluation) est situé à environ 8 km au sud-ouest de Regina. Ces puits puisent l'eau
dans l'aquifère Richardson, élément de la formation Upper Floral (voir la figure 4-8).
L'aquifère Richardson est situé au sud-est de Regina et occupe une zone relativement petite. Les
conditions artésiennes (écoulement) sont courantes dans l'aquifère Richardson (MDH Engineering
4-90
Mai 2016
Projet Énergie Est
Solutions, 2013); les propriétés de l'aquifère Richardson ne sont pas disponibles. Les eaux souterraines
de l'aquifère Richardson s'écoulent en direction de Wascana Creek.
Environ 4,49 km de l'oléoduc se trouvent à 1,6 km des groupes de puits privés de la région de Regina. La
probabilité d'un déversement (4 barils) à 1,6 km des groupes de puits privés est d’environ un
déversement tous les 1 317 ans. La probabilité d'un très grand déversement, soit de plus de
10 000 barils, est encore beaucoup plus faible (se reporter au tableau 4-34).
Tableau 4-34 Intervalles d'apparition pour les groupes de puits privés de la région de
Regina
Description
Groupes de puits privés de la
région de Regina
déversement
Longueur de
pipeline à moins de
1,6 km
(km)
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
4,49
1 317
3 293
13 170
131 730
Comme les eaux souterraines de l'aquifère Richardson s'écoulent vers le sud en direction de Wascana
Creek, les groupes de puits privés seraient en amont de l'oléoduc, de sorte que tout panache s'éloignerait
de ces groupes de puits. Les conditions artésiennes (écoulement) sont courantes dans l'aquifère de
Richardson (MDH Engineering Solutions, 2013), indiquant ainsi 1) la présence d'une couche de
confinement sus-jacente à l'aquifère; 2) un gradient de pression aqueux qui repousserait la contamination
de surface en l'éloignant des matières de l'aquifère. Ces conditions indiquent que la contamination de
surface en provenance d'un déversement n'aurait aucune voie de propagation viable pouvant perturber le
groupe de puits privés.
Les deux sites d'intérêt pour les eaux souterraines dans la région de Regina - la prise municipale d'eau
souterraine de Regina et le groupe de puits privés au sud-ouest de Regina - ont fait l'objet d'une
évaluation pour ce qui est des effets potentiels. Cependant, la ville de Regina a pratiquement éliminé le
recours aux eaux souterraines pour l'alimentation en eau potable et prévoit éviter de faire appel aux eaux
souterraines à l'avenir (Regina Urban Environmental Advisory Council, 2002). Par conséquent, on ne
prévoit aucun effet sur la prise d'eau de la ville de Regina.
Le second site d'intérêt est un groupe de puits privés situé au sud-ouest de Regina. Aucun effet nocif
n'est prévu pour ce groupe de puits privés étant donné que :
•
la nature artésienne des eaux souterraines indique l'existence d'une couche de confinement
protectrice
•
les propriétés artésiennes indiquent aussi la présence d'une pression aqueuse positive qui
repousserait toute contamination en l'éloignant de l'aquifère
Mai 2016
4-91
Projet Énergie Est
•
les eaux souterraines s'écoulent de l'oléoduc en direction de Wasaca Creek, en s’éloignant du
groupe de puits privés
•
Par conséquent, on ne prévoit aucun effet sur le groupe de puits privés situé au sud-ouest de Regina.
Les mesures d'atténuation comprendraient des mesures communes à tous les sites d'intérêt pour les
eaux souterraines (se reporter à la section 4.3.1.2). La section 4.5 de même que la Demande consolidée,
volume 7, décrivent les tactiques d'intervention d'urgence et les techniques de nettoyage.
4.3.2.6 Effets résiduels
La prise municipale d'eau souterraine de la ville de Regina n'est plus une source importante d'eau
potable et ne fera éventuellement plus partie des sources d'alimentation de la ville. Par conséquent,
aucun effet n'est prévu et aucun effet résiduel ne se produirait.
En se fondant sur la présente analyse, la probabilité que le groupe de puits privés de l'aquifère
Richardson soit perturbé est négligeable, puisqu'il n'existe pas de voie de propagation viable. Par
conséquent, il n'y aura pas d’effets résiduels.
4.3.3
Ontario – secteur de la rivière Rideau
La Région de protection des sources de Mississippi-Rideau comprend deux sous-bassins
hydrographiques dans le bassin de la rivière des Outaouais. La ville d'Ottawa est le plus grand centre
urbain de la région, bien qu'il existe de plusieurs villes, villages et collectivités rurales. Des rencontres
avec l'Office de protection de la nature de la vallée Rideau ont permis de déterminer qu'il existe un grand
nombre de résidences privées qui tirent leur eau potable de puits peu profonds, creusés dans des
substrats de sable et de gravier, ou encore de l'aquifère Oxford/March Dolostone dans la vallée Rideau.
À l'opposé, les municipalités puisent leur eau potable dans l'aquifère confiné de la formation Nepean,
beaucoup plus profond.
Le Projet traverse les parties nord et est de la Région de protection des sources de Mississippi-Rideau.
L'aquifère Oxford-March Dolostone et l'aquifère Nepean Sandstone sont les deux principaux aquifères du
substrat rocheux de la région (Office de protection de la nature de la vallée Rideau, 2011). Il existe aussi
d'importants aquifères de mort-terrain, composés notamment de sable et de gravier. Comme un
déversement qui atteindrait les eaux souterraines serait limité aux aquifères supérieurs, l'analyse a porté
sur les groupes de puits privés de la région et non pas sur l'aquifère qui alimente les municipalités en eau
potable souterraine, puisée à même l'aquifère Nepean Sandstone, beaucoup plus profond. La figure 4-9
illustre l'emplacement des groupes de puits privés dans les sous-bassins hydrographiques MississippiRideau.
4-92
Mai 2016
Last
Mountain
Lake
Aquifère
de la vallée
Swift Current /
Swift Current
Valley
Aquifer
20
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354
V
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RÉSERVE INDIENNE DU LAC LAST MOUNTAIN 80A /
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LAKE I.R. 80A
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Parc provincial
Last Mountain House /
Last Mountain House
Provincial Park
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Aquifère de Buena Vista /
Buena Vista Aquifer
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Lake
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Aquifère de Condie / Condie Aquifer
Aquifère de la vallée Hatfield2/02
Hatfield Valley Aquifer
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Aquifère de la vallée Swift Current /
Swift Current Valley Aquifer
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Parc provincial
de Buffalo Pound /
Buffalo Pound
Provincial Park
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Groupe de puits privés / Private Well Cluster
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Aquifère de Regina / Regina Aquifer
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Aquifère de Richardson / Richardson Aquifer
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Aquifère du nord / Northern Aquifer
363
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Station de pompage / Pump Station
RÉSERVE INDIENNE
DE NEKANEET CREE NATION /
NEKANEET CREE
NATION INDIAN
RÉSERVE
RESERVE
URBAINE PIAPOT /
PIAPOT URBAN
RESERVE
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Refuge d'oiseaux
du lac Wascana /
Wascana Lake
Migratory Bird
Sanctuary
Parc provincial / Provincial Park
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Aquifère de
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RÉSERVE INDIENNE
MUSKOWEKWAN 85-55 /
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Aquifère de Richardson /
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Terres autochtones / Aboriginal Lands
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RÉSERVE INDIENNE
OCHAPOWACE NO. 71-132 /
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Aquifère de Buried Valley /
Buried Valley Aquifer
National Migratory Bird Sanctuary
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Aquifère de
Regina /
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Aquifère de
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Aquifer
Sources: Données sur le projet fournies par TransCanada Pipelines Limited. Données de base fournies par les gouvernements du Canada et de la Saskatchewan. /
Sources: Project data provided by TransCanada Pipelines Limited. Base data provided by the Governments of Canada and Saskatchewan..
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364
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V
RÉSERVE INDIENNE
SAKIMAY NO.74-14 /
SAKIMAY INDIAN
RESERVE NO. 74-14
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V
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PASQUA NO 79 /
PASQUA
I.R. 79
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Aquifères du groupe Empress (non désignés) /
Empress Group Aquifers (Unnamed)
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Aquifère
du nord /
Northern
Aquifer
Aquifère de
la rivière
Judith /
Judith
River
Aquifer
Aquifères de Buried Valley / Buried Valley Aquifers
Aquifère de la rivière Judith / Judith River Aquifer
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54
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Aquifère de
Buena Vista /
Buena Vista
Valley
Aquifer
MUSCOWPETUNG NO 80 /
MUSCOWPETUNG
I.R. 80
RÉSERVE INDIENNE
PIAPOT NO 75 /
PIAPOT INDIAN
RESERVE
NO. 75
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Aquifère de
Buried Valley /
Buried
Valley
Aquifer
Aquifère
de vallée
enfouie Hatfield /
Hatfield
Valley
Aquifer
322
V
U
Projet Énergie Est
L'aquifère Nepean Sandstone fournit des eaux souterraines potables de bonne qualité et en grande
quantité, ce qui en fait l'aquifère du substrat rocheux le plus convoité de l'Est de l'Ontario (Office de
protection de la nature de la vallée Rideau, 2011). Nombre de grands systèmes municipaux et
commerciaux se servent de l'aquifère Nepean Sandstone tandis que les puits privés font plutôt appel aux
substrats de sable et de gravier ou à l'aquifère Oxford-March Dolostone, plus sensibles à la
contamination de surface. Les autres aquifères illustrés dans la figure 4-9 ne sont pas très utilisés parce
qu'ils fournissent habituellement de l'eau de piètre qualité, en petite quantité.
La mesure du niveau d'eau dans les puits de la région indique qu'il existe deux systèmes d'écoulement
souterrain dans la région, à savoir un système peu profond et un système profond. Ces deux systèmes
sont en général identiques pour ce qui est de la topographie souterraine, bien que les caractéristiques
superficielles, contrairement à la connexion des matériaux du substrat de l'aquifère influent moins sur le
système des eaux souterraines profondes. Les eaux souterraines s'écoulent du sud-ouest vers le nordest, en direction de la rivière des Outaouais (Office de protection de la nature de la vallée Rideau, 2011).
Dans la Région de protection des sources Mississippi-Rideau, l'oléoduc traverse sur une distance de
55,64 km des groupes de puits privés ou se trouve à 1,6 km de tels groupes. La probabilité d'un très petit
déversement (4 barils) à 1,6 km des groupes de puits privés est d’environ un déversement tous les
110 ans. La probabilité d'un très grand déversement est beaucoup plus faible (se reporter au
tableau 4-35).
Tableau 4-35 Intervalles d'apparition pour les groupes de puits privés de la région de
Pembroke-Ottawa
Description
Groupes de puits privés de la
région de Pembroke-Ottawa
de déversement
Longueur de
pipeline à moins
de 1,6 km
(km)
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
55,64
110
270
1 100
10 600
L'oléoduc du Projet traverse sur une distance d’environ 55,64 km les substrats de sable et de gravier
ainsi que les aquifères Oxford-March de la Région de protection des sources Mississippi-Rideau. Bien
que les eaux souterraines de la région s'écoulent en direction de la rivière des Outaouais, des groupes de
puits privés sur les côtés nord et sud de l'oléoduc ont été intégrés aux intervalles d'apparition du
tableau 4-35.
Comme il est indiqué à la section 3.5.4, la majorité des panaches d'hydrocarbures de pétrole atteint tout
au plus 100 m. Le tampon de 1,6 km tient compte de l'écoulement terrestre et de la formation du
panache; une distance supplémentaire a été ajoutée à titre de tampon supplémentaire par mesure de
prudence aux fins de l'analyse.
Mai 2016
4-95
Projet Énergie Est
Les groupes de puits privés de la Région de protection des sources Mississippi-Rideau sont sensibles à
la contamination de surface, notamment attribuable aux pesticides, aux engrais et aux déversements de
produits chimiques. S'il devait se produire un déversement de pétrole dans ce secteur, le pétrole pourrait
se propager vers le bas à travers les sols et la zone d'aération jusqu'à ce qu'il entre en contact avec les
eaux souterraines. Le temps que prendrait le pétrole pour atteindre les eaux souterraines dépendrait d'un
certain nombre de conditions particulières au site (profondeur des eaux souterraines, perméabilité du sol,
conductivité de la zone d'aération, température ambiante).
Même si la mobilité du pétrole brut est limitée dans l'environnement, lorsque le pétrole brut n'est pas
retiré du sol, ses composants peuvent se dissoudre après plusieurs mois pour commencer à former un
panache dans les eaux souterraines (se reporter à la section 3.5.4). Les composants dissous se
déplaceraient dans la direction de l'écoulement des eaux souterraines, mais à une vitesse inférieure.
Éventuellement, le panache se stabiliserait à un point où l'atténuation naturelle serait équivalente au taux
de propagation (Newell et Conner, 1998). Les concentrations seraient les plus grandes près du lieu du
déversement et diminueraient en s'en éloignant.
Si un déversement devait se produire, celui-ci pourrait avoir des répercussions sociales et économiques
sur les propriétaires fonciers de la région immédiate. Ces propriétaires fonciers seraient préoccupés par
les effets sur leur approvisionnement en eau potable, par les questions sanitaires liées à une possible
exposition et par la possible dévaluation de leur propriété. Les perceptions quant à la valeur esthétique
de leur terrain pourraient changer.
L'effet d'un déversement de pétrole brut sur l'eau potable d'une municipalité et les ressources aquatiques
dépend du volume déversé, du moment de l'incident, du délai d'intervention et de l'efficacité des mesures
d'intervention. Les effets potentiels sur les ressources en eau potable de la Région de protection des
sources Mississipi-Rideau devraient être :
•
De courte durée : Les mesures d'intervention et de nettoyage d'urgence devraient réduire le risque
d'effets potentiels à moyen et à long terme sur les eaux souterraines. Dans l'éventualité peu probable
où une prise d'eau potable deviendrait inutilisable en raison d’un déversement de pétrole, des
mesures correctives appropriées seraient élaborées.
•
D'envergure locale : La propagation du pétrole brut dans le secteur devrait être limitée en raison de
l'adhérence aux particules du sol et de la biodégradation (se reporter à la section 3.5.2). En cas de
déversement, on prévoit que les seuls puits qui pourraient être perturbés se trouveraient dans un
rayon d’environ 100 m du déversement (Newell et Conner, 1998). En raison de la faible importance
du volume des déversements et de la réaction immédiate des équipes d'intervention et de nettoyage,
les effets seraient confinés à l'échelle locale.
4-96
Mai 2016
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Aquifère précambrien /
Precambrian Aquifer
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Aquifère de calcaire/schiste /
Limestone/Shale Aquifer
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Sandstone Aquifer
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morts-terrains /
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Aquifère de dolomie /
Dolostone Aquifer
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Projet Énergie Est
•
De faible ampleur : En se fondant sur les données historiques portant sur les incidents de pipeline,
50 % de tous les déversements devraient être de moins de 4 barils. Ce volume relativement réduit
exercerait des effets d’une ampleur modérée sur une zone locale, ce qui permettrait la prise rapide
de mesures de confinement et de nettoyage efficaces. Les dispositifs de détection des fuites de
Énergie Est détecteraient immédiatement les fuites et des procédures de fermeture seraient lancées
pour réduire le volume total du déversement. Les données portant sur les incidents (PHMSA, 2014)
montrent aussi que les fuites qui ne sont pas immédiatement détectées entraînent rarement
d'importants déversements. Pour ce qui est des déversements qui ne sont pas détectés dans les
premières 48 heures, 97 % d'entre eux le sont dans les 10 jours (PHMSA, 2014), pour un volume de
déversement moyen de 15 barils et un déversement maximum de 668 barils.
En outre, les concentrations des composants dissous seront supérieures près du lieu du
déversement et tendront à diminuer à mesure qu'on s'en éloigne. Les prises d'eau situées à plus de
100 m d'un déversement pourraient ne pas être touchées, mais on les a tout de même incluses dans
la présente analyse dans le but d'en surestimer les effets.
•
l'assainissement (section 4.5) après le nettoyage, une fois les organismes naturels bien établis. Les
taux de rétablissement dépendraient de la rapidité et de l'efficacité du nettoyage, la plupart des
espèces se rétablissant rapidement par recolonisation de la part des populations adjacentes. Des
huiles résiduelles pourraient se loger dans les sédiments et les espaces interstitiels et persister dans
volume 7, décrivent les tactiques d'intervention d'urgence et les techniques de nettoyage. La récupération
rapide d'un déversement de pétrole peut éviter les effets nocifs pour les ressources en eaux souterraines.
Si une prise d'eau potable devait être touchée, Énergie Est fournirait au propriétaire foncier une autre
source d'approvisionnement en eau.
4.3.3.7 Résumé
Les groupes de puits privés de la Région de protection des sources Mississippi-Rideau sont considérés
comme sensibles à la contamination de surface. Cependant, en cas de déversement de pétrole brut, il
faudrait des mois avant que les composants dissous du pétrole brut forment un panache, et des années
pour que ce dernier se déplace sur une distance appréciable. La majorité des panaches d'hydrocarbures
de pétrole atteignent tout au plus 100 mètres (Newell et Conner, 1998).
Mai 2016
4-99
Projet Énergie Est
De façon générale, la probabilité d'un déversement de pétrole à proximité des groupes de puits privés de
la Région de protection des sources Mississippi-Rideau est très faible pour les raisons suivantes :
•
La conception de l'oléoduc et les matériaux utilisés pour sa construction devraient réduire la
probabilité d'un déversement et le volume de pétrole déversé en cas d'incident.
•
•
L'intervalle d'apparition d'un petit déversement de 50 barils est d'une fois tous les 110 ans.
L'évaporation et d'autres processus évolutifs naturels réduiraient les concentrations de benzène dans
le pétrole et dans l'eau en quelques heures.
•
On estime qu'un grand déversement de 10 000 barils se produirait seulement tous les 10 600 ans.
•
Si une prise d'eau potable devait être touchée, Énergie Est s'est engagée à fournir une autre source
d'eau potable.
En tenant compte des processus d'atténuation, on ne prévoit pas d'effets d'un déversement sur les
groupes de puits privés étant donné que la probabilité d'un déversement est faible, que les volumes
seraient probablement peu importants et que les effets seraient de courte durée, localisés, de faible
ampleur et réversibles.
4.3.4
Québec – groupes de puits privés de la région de Montréal
Environ 250 000 personnes dépendent des eaux souterraines tirées des aquifères des basses-terres du
Saint-Laurent. Ces aquifères du substrat rocheux sont composés de roche sédimentaire hautement
fracturée, et l'eau se trouve souvent à seulement quelques mètres de profondeur (Nastev et al., 2006).
Les principaux utilisateurs de l'eau puisée de l'aquifère régional sont les carrières (52 %), l'usage
domestique et municipal (eau potable, utilisation sanitaire, divertissement, parcs - 31 %) et le secteur
agricole et l'embouteillage pour le reste (Nastev et al., 2006).
L'aquifère fracturée du sud-ouest du Québec est situé à 32 km au nord-ouest de Montréal, où il coupe le
tracé du Projet. Il est principalement constitué de roches sédimentaires fracturées cambro-ordoviciennes.
Les roches les plus fracturées forment l'aquifère régional. Les dolomies du groupe Beekmantown ont une
haute densité de fractures ouvertes qui facilitent l'écoulement dans les quelques premiers mètres de la
séquence lithologique et constituent les principales canalisations de l'écoulement régional. À certains
endroits, les roches fracturées sont recouvertes de dépôts fluvioglaciaires grossiers très perméables,
désignés comme un substrat de sable et de gravier. Ce substrat et le till dérangé, ainsi que la roche
hautement fracturée, forment la couche de l'aquifère régional au coefficient de transmissivité le plus élevé
(M.M. Savard, 2013), désignée comme la zone mixte. La zone mixte hautement perméable est confinée
entre le till et des couches à très faible perméabilité de fins sédiments marins, dominés par l'argile près
du toit de l'aquifère. La couche de confinement est composée d'argile et de limon de la mer de Champlain
et est très répandue. L'élévation de la nappe phréatique varie de 20 à 40 m près de la rivière des
4-100
Mai 2016
Projet Énergie Est
Outaouais et de la rivière des Milles-Îles, pour atteindre 120 m sur la colline d'Oka et plus de 170 m dans
les Laurentides. Les eaux souterraines tendent à s'écouler en direction de la rivière des Outaouais et de
la rivière des Milles-Îles, à l'opposé des Laurentides. La vulnérabilité 9 du système aquifère a fait l'objet
d'une évaluation (Nastev et al.. 2006; M.M. Savard, 2013) et varie de modérée à nulle, en fonction de
l'emplacement. Près de 65 % du système aquifère de la région est formé de zones naturellement
protégées par le limon et l'argile de la mer de Champlain tandis que 35 % de l'aquifère est constitué de
zones plus vulnérables caractérisées par des dépôts de sable et de gravier près de la surface ou par des
affleurements de roches fracturées. L’oléoduc traverse des aquifères modérément vulnérables à l'est de
la rivière des Outaouais et du plateau laurentien (Nastev et al., 2006).
Tout comme l'Ontario, le Québec est principalement situé dans la région hydrogéologique du Bouclier
canadien. Cette région ondulée est caractérisée par un complexe sus-jacent de sédiments glaciaires, de
roches éruptives pré-cambriennes déformées, métamorphiques et sédimentaires. Le sol grossier
caractéristique de l'aquifère fracturé du sud-ouest du Québec entraîne une vulnérabilité accrue aux
contaminants de surface ainsi qu'une propagation accrue dans la direction de l'écoulement des eaux
souterraines (voir la figure 4-10).
4.3.4.3 Probabilité d’un déversement
Une section d'environ 20,61 km de l'oléoduc passe à 1,6 km de groupes de puits privés comptant sur
l'aquifère fracturé du sud-ouest du Québec. La probabilité d'un déversement de 4 barils à 1,6 km d'un
groupe de puits privés de cette région est d'une fois tous les 290 ans. La probabilité d'un très grand
déversement est beaucoup plus faible (se reporter au tableau 4-36).
Tableau 4-36 Intervalles d'apparition par volume de déversement pour les groupes de
puits privés des régions de Montréal
Description
Groupes de puits privés de
la région de Montréal
Longueur de
pipeline à moins
de 1,6 km
(km)
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
20,61
290
720
2 870
28 700
de déversement
Les secteurs les plus vulnérables sont ceux où se retrouvent des affleurements de till et de roche,
puisque ces derniers correspondent à des régions d'alimentation. Ces zones comprennent les régions
traversées par le Projet, et plus particulièrement la zone à l'est de la rivière des Outaouais et du plateau
laurentien (Nastev et al., 2006).
9
La vulnérabilité de l'aquifère découle d'une variété de caractéristiques, dont la profondeur de l'eau, le type de sol,
la conductivité hydraulique et le milieu de l'aquifère.
Mai 2016
4-101
Projet Énergie Est
Les groupes de puits privés de l'aquifère fracturé du sud-ouest du Québec sont sensibles à la
contamination de surface, notamment attribuable aux pesticides, aux engrais et aux déversements de
produits chimiques. S'il devait se produire un déversement de pétrole dans ce secteur, le pétrole pourrait
se propager vers le bas à travers les sols et la zone d'aération jusqu'à ce qu'il entre en contact avec les
eaux souterraines. Le temps que prendrait le pétrole pour atteindre les eaux souterraines dépendrait d'un
certain nombre de conditions particulières au site (profondeur des eaux souterraines, perméabilité du sol,
conductivité de la zone d'aération, température ambiante).
Même si la mobilité du pétrole brut est limitée dans l'environnement, lorsque le pétrole n'est pas retiré du
sol, ses composants peuvent se dissoudre après plusieurs mois et commencer à former un panache
dans les eaux souterraines (se reporter à la section 3.5.4). Les composants dissous se déplaceraient
dans la direction de l'écoulement des eaux souterraines, mais à une vitesse inférieure. Éventuellement, le
panache se stabiliserait à un point où l'atténuation naturelle serait équivalente au taux de propagation
(Newell et Conner, 1998). Les concentrations seraient les plus grandes près du lieu du déversement et
diminueraient en s'en éloignant.
Si un déversement devait se produire, celui-ci pourrait avoir des répercussions sociales et économiques
sur les propriétaires fonciers de la région immédiate. Ces propriétaires fonciers seraient préoccupés par
les effets sur leur approvisionnement en eau potable, par les questions sanitaires liées à une possible
exposition et par la possible dévaluation de leur propriété. Les perceptions quant à la valeur esthétique
de leur terrain pourraient changer.
L'effet d'un déversement de pétrole brut sur les groupes de puits privés dépend du volume déversé, du
moment de l'incident, du délai d'intervention et de l'efficacité des mesures d'intervention. Les effets
potentiels sur l'eau potable de l'aquifère fracturé du sud-ouest du Québec devraient être :
•
De courte durée : Les mesures d'intervention et de nettoyage d'urgence devraient réduire le risque
d'effets potentiels à moyen et à long terme sur les eaux souterraines. Par rapport aux autres sites
d'intérêt pour les eaux souterraines, le nettoyage du substrat rocheux hautement fracturé peut être
plus difficile que celui d'un aquifère constitué de sable et de gravier, où il est possible d'éliminer la
contamination par excavation. Dans l'éventualité peu probable où une prise d'eau potable deviendrait
inutilisable en raison de la mauvaise qualité de l'eau, des mesures correctives appropriées seraient
élaborées.
•
D'envergure locale : La propagation du pétrole brut dans le secteur devrait être limitée en raison de
l'adhérence aux particules du sol et de la biodégradation (se reporter à la section 3.5.2). En cas de
déversement, on prévoit que les seuls puits qui pourraient être perturbés se trouveraient dans un
rayon d'environ 100 m du déversement (Newell et Conner, 1998). Étant donné la relativement faible
importance du volume des déversements et la réaction immédiate des équipes d'intervention et de
nettoyage, les effets seraient confinés à l'échelle locale.
4-102
Mai 2016
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Projet Énergie Est
•
De faible ampleur : En se fondant sur les données historiques portant sur les incidents de pipeline,
50 % de tous les déversements devraient être de moins de 4 barils. Ce volume relativement réduit
exercerait des effets d’une ampleur modérée sur une zone locale, ce qui permettrait la prise rapide
de mesures de confinement et de nettoyage efficaces. Les dispositifs de détection des fuites de
Énergie Est détecteraient immédiatement les fuites et des procédures de fermeture seraient lancées
pour réduire le volume total du déversement. Les données portant sur les incidents (PHMSA, 2014)
montrent aussi que les fuites qui ne sont pas immédiatement détectées entraînent rarement
d'importants déversements. Pour ce qui est des déversements qui ne sont pas détectés dans les
premières 48 heures, 97 % d'entre eux le sont en moins de 10 jours (PHMSA, 2014) pour un volume
moyen de déversement de 15 barils et un déversement maximum de 668 barils.
En outre, les concentrations des composants dissous seront supérieures près du lieu du
déversement et tendront à diminuer à mesure qu'on s'en éloigne. Les prises d'eau situées à plus de
100 m du déversement pourraient ne pas être perturbées, mais on les a tout de même incluses dans
l'analyse dans le but d'en surestimer les répercussions.
•
l'assainissement (section 4.5) après le nettoyage, une fois les organismes naturels bien établis. Les
taux de rétablissement dépendraient de la rapidité et de l'efficacité du nettoyage, la plupart des
espèces se rétablissant rapidement par recolonisation de la part des populations adjacentes. Des
huiles résiduelles pourraient se loger dans les sédiments et les espaces interstitiels et persister dans
volume 7, décrivent les tactiques d'intervention d'urgence et les techniques de nettoyage. La récupération
rapide d'un déversement de pétrole peut éviter les effets indésirables pour les ressources en eau
souterraine.
Si une prise d'eau potable devait être perturbée, Énergie Est fournirait au propriétaire foncier une autre
source d'approvisionnement en eau.
4.3.4.7 Résumé
Les groupes de puits privés de l'aquifère fracturé du sud-ouest du Québec sont considérés comme
modérément vulnérables à la contamination de surface. Cependant, en cas de déversement de pétrole
brut, il faudrait des mois avant que les composants dissous du pétrole brut forment un panache, et des
années pour que ce dernier se déplace sur une distance appréciable. La majorité des panaches
d'hydrocarbures de pétrole atteignent tout au plus 100 m (Newell et Conner, 1998).
Mai 2016
4-105
Projet Énergie Est
De façon générale, la probabilité d'un déversement de pétrole à proximité des groupes de puits privés de
l'aquifère fracturé du sud-ouest du Québec est très faible pour les raisons suivantes :
•
La conception de l'oléoduc et les matériaux utilisés pour sa construction devraient réduire la
probabilité d'un déversement et le volume de pétrole déversé en cas d'incident.
•
•
L'intervalle d'apparition d'un petit déversement de 50 barils est d'une fois tous les 717 ans.
L'évaporation et d'autres processus évolutifs naturels réduiraient les concentrations de benzène dans
le pétrole et dans l'eau en quelques heures.
•
On estime qu'un grand déversement de 10 000 barils se produirait seulement une fois tous les
28 670 ans.
•
Si une prise d'eau potable devait être perturbée, Énergie Est s'est engagée à fournir une autre source
d'eau potable.
Comme la probabilité d'un déversement est faible, les volumes de déversement seraient probablement
relativement petits et les effets, généralement localisés et de courte durée (de quelques heures à
quelques semaines), de sorte qu'on ne prévoit pas d'effets socioéconomiques d'importance.
4.4
Site d'intérêt marin
Dans le cadre de la présente analyse, la baie de Fundy a été sélectionnée comme site d'intérêt marin en
raison de sa sensibilité du point de vue environnemental et socioéconomique. La section 5 comprend une
discussion en profondeur au sujet de ce site.
4.5
Intervention d’urgence
4.5.1
Introduction
La présente section donne un aperçu des procédures d'intervention d'urgence et illustre en quoi ces
procédures réduisent les effets potentiels découlant d'un déversement de pétrole. La Demande
consolidée, volume 7, présente en détail le plan d'intervention d'urgence (PIU) d’ Énergie Est.
L'objectif global d'une intervention d'urgence consiste à assurer la santé et la sécurité des gens, des
biens et de l'environnement, conformément à l'engagement d’ Énergie Esta en matière de santé et de
sécurité. Énergie Est s'est engagée à élaborer un PIU particulier au Projet. Ce PIU sera préparé en
collaboration avec les organismes de services d'urgence, notamment les organismes locaux, provinciaux
et fédéraux, ainsi que les Premières Nations. Il est recommandé de déposer ce plan auprès de l'Office
national de l'Énergie (ONÉ) avant le début des activités du Projet.
En cas de déversement de pétrole, Énergie Est serait responsable des activités d'intervention d'urgence,
de confinement, de surveillance, d'assainissement et de nettoyage. Les organismes gouvernementaux
4-106
Mai 2016
Projet Énergie Est
seraient responsables de l'établissement des critères de nettoyage visant à assurer la protection de la
santé humaine et de l'environnement naturel.
Énergie Est a examiné les accidents et les défaillances possibles et a élaboré des mesures d'atténuation
pour limiter les effets néfastes sur l'environnement. Ces mesures d'atténuation comprennent de stricts
critères de conception, la sélection du tracé de l'oléoduc ainsi que l'établissement d'objectifs (p. ex.,
assurer la sécurité du public, limiter les effets néfastes sur l'environnement) et de stratégies d'intervention
visant à atteindre ces objectifs. Le tableau 4-37 donne des exemples d'objectifs et de mesures
d'intervention visant l'atteinte de chacun des objectifs, dont on recommande l'intégration dans les plans
d'intervention particuliers au Projet en cas de déversement.
Tableau 4-37 Objectifs et mesures d'intervention
Objectif
Protection de la sécurité du
public
Activité
• Déterminer les dangers que représentent les hydrocarbures déversés (p. ex.,
analyse des fiches signalétiques [FS]).
• Établir des mesures de contrôle sur le site (zone rouge, zone jaune, zone verte
et sécurité).
• Évacuer, au besoin.
• Établir des restrictions quant à la circulation automobile et aérienne.
• Vérifier la qualité de l'air dans les zones exposées et les zones des activités.
• Procéder à une évaluation des risques particuliers au site.
• Préparer un plan de sécurité du site destiné au personnel d'intervention.
• Organiser des rencontres sur les mesures de sécurité destinées au personnel
d'intervention.
Mesures de contrôle de la
source
• Suivre les procédures d'arrêt d'urgence.
• Lutter contre les incendies, s'il y a lieu (en collaboration avec le service local de
lutte contre les incendies).
• Procéder à des réparations temporaires (p. ex., joints, raccords).
• Transférer le produit.
• Procéder à des opérations de contournement, s'il y a lieu.
Procéder à une intervention
coordonnée
• Compléter ou confirmer les avis.
• Établir une organisation et des installations de commandement unifiées (p. ex.,
poste de commandement du lieu d'incident [PCI]).
• Faire participer les autorités locales, provinciales, fédérales et autochtones à
l'organisation d'intervention, en fonction de la portée de l'incident.
• Mettre en œuvre les plans d'action ou d'intervention particuliers au site et à
l'incident.
• Mobiliser les ressources d'intervention et en assurer le suivi.
• Tenir le compte du personnel et de l'équipement.
• Remplir la documentation.
• Évaluer les objectifs de l'intervention planifiée par rapport à l'intervention réelle.
Mai 2016
4-107
Projet Énergie Est
Tableau 4-37 Objectifs et mesures d'intervention
Objectif
Adaptation de l'intervention à
l'environnement
Activité
• Mettre en œuvre des stratégies de première intervention pré-établies.
• Déterminer les ressources à risque.
• Suivre le déplacement des hydrocarbures et élaborer des voies de propagation.
• Procéder à des évaluations visuelles (p. ex., reconnaissance aérienne).
• Élaborer et mettre en œuvre des tactiques de protection appropriées (p. ex.,
barrages de protection dans les zones sensibles).
• En cas de déversement terrestre, empêcher le pétrole d'atteindre les cours
d'eau.
Confinement et récupération du
produit
• Déployer l'équipement de confinement (p. ex., talus de remblai, tranchées ou
barrages temporaires) à la source.
• Déployer des barrages de confinement aux points appropriés d'interception et
de récupération.
• Terminer les activités de pompage et de récupération.
• Déployer des écrémeuses de pétrole au cours des opérations de récupération
sur l'eau.
• Évaluer les technologies d'intervention assujetties au temps (p. ex., destruction
par combustion sur place).
• Établir un plan de transfert et d'entreposage temporaire des déchets récupérés.
Récupération et restauration de
la faune
• Établir un numéro d'urgence pour la signalisation des animaux touchés par le
pétrole.
• Procéder au sauvetage des animaux blessés.
• Mettre en place une unité de soins primaires pour les animaux blessés.
• Exploiter un centre de réhabilitation de la faune.
• Encourager le volontariat chez les citoyens.
Assainissement des rives et des
rivages
• Répondre aux questionnaires de l'Équipe d'évaluation du nettoyage des rives
(EENR) et élaborer des plans et des priorités de nettoyage.
• Nettoyer les rives et les rivages, au besoin.
• Nettoyer la zone (p. ex., installations, sol ou structures souillées de pétrole).
• Vérifier le nettoyage effectué par rapport aux critères de contrôle d'exécution et
approuver les segments traités.
Mitigation des effets
économiques
• Tenir compte du tourisme et des effets sur l'économie locale pendant toute
l'intervention.
• Protéger les biens publics et privés, dans la mesure où les ressources le
permettent.
• Établir un processus de réclamations.
Information du public
• Former un forum pour obtenir les commentaires et les préoccupations des
intervenants (p. ex., site Web, rencontres d'information avec le public).
• Mettre sur pied un centre d'information conjoint.
• Organiser des points de presse périodiques.
• Gérer l'accès des médias aux activités d'intervention.
4-108
Mai 2016
Projet Énergie Est
4.5.2
Projets d'intervention du secteur
Le 1er janvier 2014, TransCanada a conclu une Entente d'assistance mutuelle en cas d'urgence (EAMU)
avec toutes les autres sociétés membres de l'Association canadienne de pipelines d'énergie (ACPE),
dont Kinder Morgan-Canada, Alliance Pipeline Ltd., Pipelines Enbridge Inc., Spectra Energy
Transmission et de nombreuses autres. L'EAMU signée par les membres de l'ACPE renforce le
processus d'intervention d'urgence. Cette entente formalise les pratiques actuelles d'assistance mutuelle
du secteur en cas d'urgence, en vertu desquelles les sociétés membres se partagent le personnel,
l’équipement et d’autres ressources pour accroître les capacités actuelles d'intervention d'urgence de
chaque entreprise. Cette entente d'assistance mutuelle permet une intervention plus rapide dans le but
de protéger le public, l'environnement et les biens.
4.5.3
Positionnement de l'équipement
Énergie Est conservera de l'équipement d'intervention tout au long du tracé de l'oléoduc et le positionnera
de manière qu'il puisse être mobilisé par transport terrestre ou aérien, au besoin. La mise en place
d'équipement près de l'emprise de l'oléoduc en assurera la mobilisation efficace aux fins d'une
intervention immédiate. Les emplacements possibles d'entreposage comprendront les stations de
pompage et d'autres endroits à proximité de grandes collectivités et de l'emprise de l'oléoduc.
4.5.4
Procédures d'intervention - confinement et récupération des déversements
Les procédures et les tactiques décrites ci-dessous donnent un aperçu général des mesures. Les
procédures et les tactiques d'intervention d'urgence sont décrites dans la Demande consolidée, volume 7.
Les délais d'intervention le long de l'oléoduc dépendent de l'emplacement, des conditions
météorologiques et d'autres facteurs incontrôlables, comme la circulation. Du personnel et de
l'équipement seront disposés sur toute la longueur de l'oléoduc pour assurer une intervention dans les
délais exigés pour chaque niveau d'intervention progressive. Énergie Est affirme que son délai
d'intervention pourrait varier de 0 à 12 heures.
4.5.4.1 Déversements terrestres
MÉTHODES DE CONFINEMENT
Un déversement de pétrole pourrait être confiné au moyen de fossés et de rigoles formés de barrages en
terre. Du personnel doté de divers équipements allant de la simple pelle à l'excavatrice et au bouteur
pourrait ériger des barrages pour confiner le pétrole. Des barrages, de petite et grande taille, pourraient
efficacement servir à protéger les zones prioritaires, notamment les entrées des drains, les égouts, les
canalisations et les cours d'eau, dans le but d'empêcher toute propagation subséquente. Ces barrages
peuvent être construits au moyen de terre, de sacs de sable, de matériau absorbant, de planches ou de
toute autre méthode efficace. Si le temps ne permet pas l'érection d'un grand barrage, il est possible d'en
construire de nombreux petits, chacun empêchant la propagation d'une partie du déversement. La
topographie des lieux détermine l'emplacement des barrages. En cas de déversement mineur, les
barrages naturels ou l'absorption par le sol permettent habituellement d'arrêter la propagation du pétrole
brut avant qu'il ne parcoure une distance appréciable.
Mai 2016
4-109
Projet Énergie Est
Lorsque les vapeurs dégagées par le déversement représentent un danger réel et évident pour les biens
ou la vie en raison des risques d'inflammation, la pulvérisation du déversement au moyen d'une mousse
ignifuge pourrait grandement réduire le dégagement subséquent de vapeurs par le produit.
MÉTHODES DE RÉCUPÉRATION
Les principales méthodes de récupération d'un déversement terrestre sont de nature mécanique, au
moyen de camions-aspirateurs et d'excavatrices. Il peut être nécessaire de creuser des tranchées ou des
niches (collecteurs) pour faciliter le regroupement du pétrole et l'utilisation de l'équipement d'aspiration.
Après un certain temps, le pétrole devrait s'altérer, sa viscosité et sa densité augmentant à mesure que
les hydrocarbures légers s'évaporent. Le pétrole altéré pourrait être récupéré en procédant à son
excavation et à son retrait du site. Les autres méthodes de récupération comprennent la destruction par
combustion sur place, qui permet l’élimination rapide de grandes quantités de pétrole. La destruction par
combustion sur place est réalisée uniquement :
•
s'il est possible de le faire en toute sécurité
•
si l'épaisseur du matériau contaminé est suffisante (au moins 0,08 à 0,12 po d'épaisseur, environ)
•
si le pétrole est relativement « frais »
•
si les organismes gouvernementaux approuvent le recours à cette méthode
PROTECTION DES RESSOURCES EN EAU SOUTERRAINE
En cas de déversement, il est recommandé que Énergie Est fasse appel à un consultant indépendant
spécialisé dans les eaux souterraines pour évaluer les effets potentiels et les options d'assainissement.
Ce processus supposerait aussi la consultation des organismes appropriés pour l'établissement d'un plan
d'assainissement particulier au site, l'élaboration de critères de nettoyage et la rédaction de
recommandations quant au besoin potentiel de surveillance des eaux souterraines. Énergie Est fournirait
en outre de l'équipement et du personnel d'intervention supplémentaires, au besoin, en fonction des
conditions particulières au site.
Il est possible d'assainir (nettoyer) les eaux souterraines en faisant appel à des moyens chimiques et
mécaniques. Les moyens d'assainissement mécaniques possibles comprennent l'excavation de tout le
sol contaminé et l'excavation d'une tranchée d'interception en aval du lieu du déversement. Des camionsaspirateurs peuvent alors servir à récupérer le mélange d'eau-pétrole contaminé accumulé dans la
tranchée. Les méthodes d'assainissement chimiques comprennent l'ajout d'amendements au sol, p. ex.,
du gypse pour les ions calcium afin de réduire la dispersion des hydrocarbures, de l'humus pour
améliorer la fertilité du sol, des engrais pour stimuler la croissance des micro-organismes et accélérer la
dégradation des hydrocarbures ou du soufre pour réduire le pH. D'autres méthodes d'assainissement
figurent ci-dessous.
MÉTHODES D'ASSAINISSEMENT À LONG TERME
•
barbotage
•
extraction par aspiration
•
pompage et traitement classiques
4-110
Mai 2016
Projet Énergie Est
•
bioaspiration (combinaison de récupération par aspiration et d'inoculation de bactéries)
•
excavation
•
biodégradation ou biorestauration améliorée
•
apports chimiques ou oxydation
•
atténuation naturelle
Consulter la Demande consolidée, volume 7, pour obtenir de plus amples renseignements sur les
méthodes de réhabilitation à long terme.
4.5.4.2 Déversements en eau libre
Le pétrole brut transporté dans le cadre du Projet possède une densité qui indique qu'il pourrait flotter à la
surface de l'eau. La propagation du pétrole brut à la surface des eaux d'un réservoir, d'un lac ou d'un
étang dépend principalement du taux de propagation et des vents. Le produit aura tendance à se
concentrer sur une rive, une plage ou dans un bras. Des barrages flottants devraient être immédiatement
mis en place pour confiner le produit dans un secteur particulier au cas où le vent changerait de direction.
Il est recommandé qu'Énergie Est et ses entrepreneurs continuent à recevoir de la formation sur la mise
en place des barrages flottants et qu'ils coordonnent leurs mesures avec les autres intervenants pour
sélectionner le type de barrage flottant approprié à la situation. En cas de déversement en eau libre, il est
recommandé qu'Énergie Est consulte les organismes gouvernementaux pour déterminer la méthode
d'assainissement plus appropriée.
Lorsqu'une quantité importante de pétrole est déversée dans des lacs ou en eau libre, il faut tout faire
pour confiner le pétrole qui se déplace librement sur l'eau au moyen de barrages flottants en U, en J ou
en V.
La récupération du pétrole à la surface de l'eau, lorsqu'il est exposé à l'air libre et non situé sous la glace,
peut se faire au moyen de méthodes mécaniques ou chimiques. La récupération du pétrole sous la glace
est décrite dans les sections subséquentes. La récupération mécanique est souvent la méthode de choix
pour le pétrole qui flotte à la surface de lacs ou d'étangs. De l'équipement de récupération de
déversement de pétrole appartenant à Énergie Est et à des entrepreneurs, dont des barrages flottants et
des écrémeuses à pétrole, serait à tout le moins déployé dans une telle situation. Le pétrole à la surface
de l'eau peut être recueilli au moyen de barrages flottants et d'écrémeuses à pétrole pour être ensuite
retiré de l'eau. Lorsque la nappe est suffisamment épaisse, on peut d'abord utiliser de l'équipement
d'aspiration. Dans la majorité des cas toutefois, une écrémeuse à pétrole flottante ou installée à bord
d'une embarcation doit être utilisée.
En plus des méthodes mécaniques, la destruction par combustion sur place peut constituer une contremesure de rechange qui peut se révéler efficace pour éliminer le pétrole des lacs et des étangs. Le
recours à cette méthode exige cependant de tenir compte de considérations particulières et doit être
approuvé par les organismes d’intervention et, s'il y a lieu, le commandement unifié.
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Projet Énergie Est
4.5.4.3 Déversements dans des terres humides
Les terres humides, qui comprennent les marais riverains et intérieurs, les marécages et les tourbières,
sont extrêmement sensibles aux déversements. Elles sont aussi très sensibles aux dommages causés
par l'équipement de nettoyage de sorte que leur protection est hautement prioritaire. Il faudra prendre des
précautions afin que les activités de récupération ne causent pas plus de dommages que ne l'aurait fait le
déversement. Lorsqu'un déversement touche des terres humides, il est recommandé que Énergie Est
consulte les organismes gouvernementaux pour déterminer la méthode d'assainissement la mieux
adaptée au site.
Des barrages flottants de confinement peuvent être stratégiquement déployés pour confiner le produit
dans des zones de récupération ou le dévier vers de telles zones où des écrémeuses et des aspirateurs
peuvent servir à le récupérer. Des talus de remblai peuvent aussi être construits pour confiner ou dévier
le produit.
Des écrémeuses et des aspirateurs peuvent servir à récupérer le pétrole confiné. Les autres techniques
d'intervention acceptables comprennent la biorestauration, les absorbants (matériaux absorbants de
pétrole) et la destruction par combustion sur place. L'utilisation d'équipement lourd se révèle souvent peu
pratique en raison des dommages qu'il cause à la faune et à la flore. Pendant la récupération, l'utilisation
d'embarcations à fond plat ou à faible tirant d'eau ainsi que la pose de panneaux ou de contre-plaqué
peut aussi permettre de réduire les dommages causés par les activités de récupération. Lorsque la
nappe phréatique est élevée et que le pétrole ne pénètre pas dans le sol, des tranchées peu profondes
peuvent être creusées pour recueillir le pétrole aux fins de récupération.
La nécessité de récupérer le pétrole doit toujours être nuancée en fonction des dommages que
pourraient causer les activités de récupération.
4.5.4.4 Déversements en eau vive
Il existe de multiples techniques pour confiner le produit déversé en eau vive, notamment :
•
Barrage de sous-écoulement - Ces structures sont construites sur place, au besoin. L'idée consiste à
construire un barrage au moyen de terre, de sacs de sable ou d'autres éléments et d'y intégrer des
tuyaux selon un certain angle de sorte que l'eau propre sous le pétrole puisse traverser le barrage en
empruntant les tuyaux tout en confinant le pétrole derrière le barrage.
•
Barrage déversoir - Le barrage est construit de sorte que l'eau passe par-dessus, mais un profond
bassin est aménagé pour ralentir la vitesse de l'eau à la surface. Avec ce type de barrage, une
barrière distincte (barrage flottant ou stationnaire) doit être installée en travers du bassin constitué
par le barrage. Cette barrière distincte « capture » la couche superficielle du produit. En même
temps, l'eau s'écoule sous la barrière, puis par-dessus le barrage.
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•
Un barrage flottant est une méthode efficace et rapidement mise en place pour confiner le pétrole.
Énergie Est possède des barrages flottants conservés à des endroits stratégiques le long du tracé de
l'oléoduc. De l'équipement supplémentaire sera en outre acquis par Énergie Est. Énergie Est et les
entrepreneurs ont suivi et continueront de suivre de la formation sur la mise en place des barrages
flottants et devraient collaborer avec les autres intervenants pour sélectionner le type approprié de
barrage flottant en fonction des particularités de la situation.
•
Multiples réservoirs de retenue - Comme un seul barrage ou barrage flottant ne suffit habituellement
pas à confiner la totalité du pétrole à l’occasion d'un déversement, une série de barrages ou de
réservoirs de retenue est habituellement nécessaire. Les deux premiers capturent la majorité du
pétrole tandis que les autres, situés en aval, recueillent le pétrole résiduel.
DÉVERSEMENTS TOUCHANT LES RUISSEAUX ET LES RIVIÈRES
Il existe un certain nombre de techniques de confinement pouvant être employées en eau vive. Leur
sélection dépend grandement de la largeur et de la vitesse d'écoulement de la rivière. Lors de la mise en
place, de multiples techniques peuvent être utilisées en de multiples endroits pour accroître l'efficacité du
processus de confinement.
À l’occasion d'un déversement touchant de petits ruisseaux (faible vitesse d'écoulement), un panneau
peut être placé en travers du ruisseau pour bloquer l'écoulement en surface. Cette technique ne
fonctionne que dans le cas des ruisseaux à très faible vitesse d'écoulement.
Barrage à culée de déversoir inversée : Sur les ruisseaux et les rivières à vitesse d'écoulement
supérieure, des tuyaux à angle sont intégrés à des barrages formés de sacs de sable ou de terre pour
permettre à l'eau propre de s'écouler par en dessous (de sorte que le pétrole qui flotte est bloqué à la
surface).
Barrage de déviation : Sur les rivières à vitesse d'écoulement élevée (plus d'un nœud), des barrages
flottants sont installés en angle afin de dévier le pétrole qui flotte en direction de la rive. Dans certaines
situations, il peut être nécessaire d'utiliser de nombreux barrages flottants. Il faut faire tout ce qui est
possible pour faire appel aux connaissances des habitants du secteur et tirer profit des tourbillons et des
points de confinement naturels.
RÉCUPÉRATION
Le processus préférentiel de récupération consiste à retirer le pétrole de l'environnement au moyen de
matériaux absorbants ou d'écrémeuses à pétrole, lorsqu'il est possible de le faire en toute sécurité.
Pour les petits déversements, des tampons absorbants sont déposés là où les nappes de pétrole
accumulé sont les plus épaisses. Une fois les tampons remplis de pétrole, ils sont récupérés au moyen
de fourches, de gaffes ou de pelles. Des barrages absorbants peuvent aussi être utilisés pour balayer le
pétrole des zones de confinement afin d'augmenter l'épaisseur de la nappe ou servir de doublure
intérieure aux barrages flottants munis d'une jupe. Les barrages absorbants récupérés sont placés dans
un sac doublé, puis déposés dans des bacs doublés pour éviter toute contamination secondaire, avant
d'être correctement éliminés.
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Les méthodes mécaniques de récupération du pétrole en eau vive sont identiques aux méthodes décrites
plus haut et servant à la récupération du pétrole à la surface des lacs et des étangs, à la seule différence
qu'il faut faire appel à des écrémeuses montées dans des embarcations. Ces dernières ne sont
habituellement pas utilisées sur les petites rivières et les petits ruisseaux. Cependant, elles peuvent être
utilisées avec succès sur les très grandes rivières. La méthode habituelle de récupération du pétrole en
eau vive consiste à dévier le pétrole vers la rive pour le récupérer à cet endroit par écrémage.
4.5.4.1 Effets des intempéries sur les déversements, le confinement et la récupération
du pétrole
Le temps froid peut avoir un effet sur les interventions d'urgence, notamment en facilitant les activités
d'intervention et de récupération. La perte des fractions légères (par altération) ralentit par temps froid, ce
qui peut retarder certains des effets de la température sur la viscosité. À 5 °C, le taux d'évaporation est
environ le tiers de ce qu'il est à 30 °C. Par conséquent, le pétrole peut facilement être récupéré ou détruit
par combustion pendant une période prolongée à des températures plus basses. En outre, lorsque l'eau
est près de sa densité maximum, près du point de congélation, il y a moins de risque que le pétrole lourd
coule. Le pétrole froid et visqueux se propage moins rapidement, ce qui laisse plus de temps pour
intervenir.
La glace peut créer une plateforme de travail solide sur le pétrole ainsi que des barrières naturelles qui
servent à confiner et à immobiliser le pétrole. En outre, le pétrole peut être rapidement encapsulé sous la
glace, où se forment de nombreuses pochettes où le pétrole s'accumule dans les dépressions naturelles,
ce qui facilite sa récupération.
La neige et la glace peuvent servir au confinement du pétrole; la neige est d'ailleurs un absorbant
efficace. Par temps froid, il faut prêter une attention particulière aux pompes et aux boyaux pour qu'ils
sont tout à fait asséchés après l'utilisation afin de limiter la présence d'eau résiduelle qui pourrait geler et
endommager l'équipement ou en restreindre l'utilisation. Il est possible de tirer profit de la neige entourant
un déversement pour former des bermes facilitant le confinement du pétrole et réduisant sa propagation
avant la récupération mécanique.
Lorsque les lacs sont gelés, il faut envisager d'y pratiquer des ouvertures pour accéder au pétrole dans le
but de le récupérer ou de le détruire par combustion.
La récupération biologique sur les plages sera ralentie par temps froid, même si de nombreux
organismes poursuivent leur croissance à des températures près du point de congélation. Il est probable
que la biodégradation cessera lorsque les rives seront complètement gelées. Lorsque le pétrole déversé
s'est accumulé sur la neige ou sur la glace, il faut tenter d'en enrayer la propagation au moyen de
tranchées ou de bermes. Dans la mesure du possible, les tranchées seront recouvertes d'un revêtement
de PEHD ou d'une couche de glace mise en place par pulvérisation d'eau.
Le pétrole accumulé sur la glace sera récupéré le plus rapidement possible au moyen de camionsaspirateurs ou de pompes de transfert. Le transfert de pétrole altéré et très visqueux peut être difficile,
particulièrement par temps froid. Dans de telles situations, on peut se servir de pompes à vis tarière et à
injection de vapeur pour transférer le pétrole vers un lieu d'entreposage temporaire.
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Le confinement et la récupération de pétrole sous la glace posent de nombreux problèmes opérationnels
et de sécurité. La combinaison d'une planification préalable et de pratiques de travail sécuritaires
augmente les chances de succès. La solidité de la glace doit être évaluée immédiatement avant
l'intervention, puis chaque fois que les conditions météorologiques changent au cours de l'intervention ou
que le personnel doit être déployé sur la glace.
La saison au cours de laquelle survient un déversement peut aussi influer considérablement sur le
comportement, le devenir et les effets du pétrole ainsi que les mesures d'intervention et de nettoyage. La
durée et l’arrivée du printemps et de l'automne dépendent de l'endroit le long du tracé proposé de
l'oléoduc et du micro-climat ambiant. Cette période est généralement définie comme étant la période
pendant laquelle le sol est le moins recouvert de neige et où l'accès à l'emprise proposée de l'oléoduc
n'est pas restreint par la présence de neige ou de glace. La majorité des rivières et des ruisseaux
coulent; les étangs, les lacs et les réservoirs sont en eau libre; le sol n'est presque pas recouvert de
neige; l'activité biologique sur le terrain et dans les plans d'eau est élevée. Les courants, les vents et les
forces de propagation passive disperseraient le pétrole qui atteindrait les plans d'eau. Les déversements
terrestres perturberaient directement la végétation, quoique cette dernière ralentirait la propagation du
pétrole déversé. Les déversements dans des terres humides pourraient flotter sur l'eau ou être dispersés
sur une zone plus étendue que les déversements sur un sol sec, sur la glace ou sur un sol ou un plan
d'eau recouvert de neige.
L'hiver est la période au cours de laquelle les plans d'eau peuvent être recouverts de glace, voire de
neige, et où le sol est partiellement ou complètement recouvert de neige. La dispersion du pétrole
déversé sur le sol serait généralement ralentie, quoique pas nécessairement arrêtée, par le couvert de
neige. Selon la profondeur du couvert de neige, la température et le volume du déversement, ce dernier
pourrait atteindre la végétation sous-jacente en dormance ou les terres humides, les étangs ou les lacs.
De même, les déversements atteignant les rivières et les ruisseaux seraient généralement confinés à un
secteur par le couvert de neige et de glace, par rapport aux périodes où il y a peu ou pas du tout de neige
et de glace. Les déversements passant sous la glace des ruisseaux, des rivières, des étangs ou des lacs
pourraient se disperser lentement du fait que les courants sont habituellement lents, voire inexistants en
hiver. Quoi qu'il en soit, en raison du couvert de neige et de glace, les déversements qui se produisent en
hiver peuvent être plus difficiles à détecter et, lorsqu'on les détecte, plus difficiles à contenir et à nettoyer.
L'englacement est la période de transition à l'automne au cours de laquelle les lacs et les rivières
commencent à geler. La débâcle ou la fonte printanière est la courte période de transition entre l'hiver et
le printemps au cours de laquelle le dégel s'installe, la glace s'amincit ou cède et le débit des rivières
augmente considérablement et rapidement, entraînant souvent des inondations. Des inondations
importantes peuvent entraîner l'érosion des rives et, ultimement, une défaillance de l'oléoduc, le pétrole
s'infiltrant alors dans la rivière pour y être largement dispersé et particulièrement difficile à contenir et à
récupérer.
Lorsqu'un déversement se produit et que le pétrole atteint les plans d'eau en période d'englacement ou
de débâcle, il peut être particulièrement difficile à confirmer, à récupérer et à nettoyer. Il se peut que la
glace ne soit pas suffisamment solide pour supporter le poids du personnel ou de l'équipement. Dans les
rivières, le pétrole peut se propager sur de nombreux kilomètres sous la glace ou la glace concassée
avant qu'il soit possible de le confiner. Lorsque la glace est suffisamment solide pour supporter le poids
du personnel et de l'équipement, il peut être plus difficile de détecter le pétrole sous la glace pour mettre
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en œuvre des mesures de confinement et de récupération rapides au site du déversement ou près de
celui-ci.
La météo, et plus particulièrement les périodes de réchauffement rapide et les pluies abondantes, peut
entraîner la fonte rapide de la glace et de la neige recouvrant les rivières ainsi qu'un important
ruissellement. Cette fonte peut entraîner de graves inondations qui percent les digues le long des
grandes rivières, érodent les rives, modifient le tracé des chenaux et exposent l'oléoduc à des forces
pouvant mener à sa défaillance ou à sa rupture. Lorsque le pétrole déversé atteint la zone inondée, et
plus particulièrement les eaux vives, une quantité supérieure de pétrole peut être propagée vers les
terres humides et les habitats terrestres ou aquatiques adjacents.
4.5.4.2 Déversements sous la glace
La stratégie classique pour traiter le pétrole emprisonné sous la glace d'une rivière ou d'un lac consiste à
découper des bandes de glace afin de faciliter la récupération. Ces bandes peuvent être découpées
notamment au moyen de tronçonneuses, d'égoïnes, de tarières à glace ou d'une excavatrice. Une
variante efficace de cette technique est l'installation d'une barrière de déviation en contre-plaqué,
technique également abordée plus loin.
Pendant le travail sur la glace, Énergie Est procédera à une surveillance rigoureuse des vapeurs. Parce
que le pétrole se trouve sous la glace et que les vapeurs ne peuvent pas s'échapper dans l'atmosphère,
elles peuvent s'accumuler pour représenter un danger considérable pour le personnel chargé de
découper les bandes de glace.
Le découpage de bandes de glace est une méthode de base utilisée pour permettre l’accès au pétrole
emprisonné sous la glace. La glace est découpée au moyen de tronçonneuses, de tarières ou par
d'autres moyens afin d’avoir accès à l'eau qu'elle recouvre. Des panneaux de contre-plaqué peuvent
servir à dévier le pétrole sous la glace et à le diriger vers une zone où une écrémeuse ou un appareil
d'aspiration est situé pour récupérer le pétrole.
4.5.4.3 Déversements sur la glace
Au moment de la gestion d'un déversement de pétrole sur la glace, de nombreux facteurs de sécurité
doivent faire l’objet d’une attention particulière. Au moment de la planification d'une récupération sur la
glace, il faut tenir compte de l'épaisseur de la glace et de l'accessibilité générale de l'équipement. Une
glace trop mince pour être franchie ou de la glace concassée peut empêcher la récupération.
Pour des déversements sur la terre ou sur l'eau recouverte de glace, il est possible de construire des
bermes de neige ou de terre pour confiner le pétrole près de la fuite, lorsque le terrain le permet. Des
fossés remplis de matériau absorbant peuvent servir dans le cas de déversements dans de petits
ruisseaux pour créer un barrage qui empêche toute propagation subséquente du pétrole.
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En général, la récupération sur la glace consiste à retirer à la main le produit du site du déversement.
Lorsque l'état des lieux le permet, un camion-aspirateur ou une pompe d'aspiration peut servir à
récupérer le pétrole qui peut s'être accumulé. Souvent, la récupération du produit s'effectue à la main, au
moyen de balais, de pelles et de râteaux. Le pétrole est placé manuellement en pile, pour être aspiré ou
récupéré et transféré à la main dans des contenants d'entreposage.
4.5.5
Effets du nettoyage, du traitement et de l'assainissement
Pendant et après un nettoyage, le commandant du lieu de l'incident ou le commandement unifié (formé
de l'équipe d'intervention, des organismes de réglementation, des groupes autochtones et des
intervenants), selon le cas, examinerait les effets de l'assainissement pour ce qui est du nettoyage
proposé par Énergie Est. Les effets désignent des caractéristiques environnementales considérées
comme acceptables en matière d'hydrocarbures résiduels (p. ex., quantité de pétrole altéré le long de la
rive, quantité d'hydrocarbures résiduels dans le sol) et d'effets potentiels chroniques. À un certain
moment, les avantages environnementaux découlant de l'élimination des hydrocarbures résiduels sont
contrebalancés par les risques de dommages attribuables aux activités de nettoyage ou de traitement.
Par exemple, la récupération d'hydrocarbures faiblement altérés pourrait exiger une importante
perturbation des rives ou de terres humides qui, si elle est trop intrusive, pourrait retarder au lieu de
favoriser le rétablissement (Baker, 1995; Baker, 1997; Owens et Sergy, 2003; Owens et Sergy, 2007).
Une analyse des effets sur l'environnement est nécessaire pour évaluer les divers effets recommandés
qui favorisent un rétablissement naturel. Lorsque l’effet défini pour un habitat (ou un substrat) en
particulier est atteint par la mise en œuvre des mesures de nettoyage et d'assainissement, les
hydrocarbures résiduels pourraient continuer de s'altérer par les processus d'atténuation naturels
(biodégradation par des micro-organismes), ce qui en réduirait les niveaux avec le temps. Le site touché
devrait faire l'objet d'une vérification régulière pour veiller à la poursuite de la réhabilitation et du
rétablissement des zones perturbées. La nécessité et l'envergure de la surveillance seraient déterminées
conjointement avec les organismes gouvernementaux, les groupes autochtones et les intervenants, s'il y
a lieu.
4.5.6
Responsabilité et compensation financières
En vertu du droit législatif et de la common law, l'exploitant d'un oléoduc est responsable d'en assurer
l'exploitation de manière sécuritaire et responsable. Dans le cas peu probable d'un déversement, Énergie
Est :
•
mettrait immédiatement en œuvre des mesures exhaustives pour déterminer les dommages causés à
l'environnement et pour y remédier
•
traiterait avec efficacité et en toute équité les demandes d'indemnisation liées aux dommages
matériels et aux blessures
•
en cas d'atteinte des sources d'eau potable, Énergie Est assurera un approvisionnement en eau
potable de rechange
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Dans de telles situations, le paiement d'indemnités compense habituellement la perte de revenus et les
inconvénients, et ces indemnités sont déterminées conformément aux pratiques et aux méthodes
standard de l'industrie. Par conséquent, le montant exact de l'indemnité dépendrait des circonstances
particulières et ferait l'objet de négociations entre le propriétaire des ressources ou le propriétaire foncier
et Énergie Est.
Divers textes législatifs fédéraux et provinciaux établissent la responsabilité en ce qui a trait à la
prévention, à l'assainissement et au nettoyage. En fonction de la nature et de l'emplacement de l'incident,
la législation applicable pourrait comprendre :
•
la Loi sur l’Office national de l’énergie (L.R.C. (1985), ch. N-7)
•
la Loi sur les pêches (L.R.C. (1985), ch. F-14)
•
les lois provinciales sur l'environnement
4.6
Références
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Projet Énergie Est
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Mai 2016
4-121
Projet Énergie Est
4-122
Mai 2016
Projet Énergie Est
Section 5 : Évaluation du volet maritime
5
ÉVALUATION DU VOLET MARITIME
5.1
Introduction
Cette section évalue les accidents et défaillances potentiels associés au complexe maritime qui
pourraient toucher l'environnement marin. L'évaluation couvre le terminal maritime et de stockage au
Nouveau-Brunswick, les pipelines en mer (sur chevalets) et les pétroliers. L'évaluation des déversements
en mer est fondée sur les exigences du Guide de dépôt de l'ONÉ ainsi que sur la correspondance reçue
de l'ONÉ le 27 juin 2014. Une évaluation des risques écologiques et pour la santé humaine induits par un
petit déversement ainsi que par le pire cas de déversement crédible sera effectuée dans le cadre de
l'évaluation des déversements en mer. L'évaluation des risques sera fournie au cours du premier
trimestre 2015.
5.2
Fréquence des déversements et analyse du volume
5.2.1
Introduction
L'analyse de la fréquence des incidents et du volume des déversements a été réalisée dans la cadre de
l'évaluation environnementale et socioéconomique du pipeline sur chevalets, des réservoirs de stockage
et des pétroliers. La portée et les méthodes de la présente analyse sont indépendantes de l'analyse
technique approfondie du risque qui devrait être effectuée avant l'exploitation du pipeline et des
installations maritimes.
5.2.2
Pipeline sur chevalets
Comme les données disponibles concernant les pipelines sur chevalets sont rares, la fréquence des
incidents et les volumes des déversements ont été calculés au moyen de données extraites des bases de
données combinées sur les pipelines terrestres de l'ONÉ et de la PHMSA. Les catégories de menaces
dont un pipeline sur chevalets fait l'objet sont les suivantes :
•
Corrosion
•
Fausses manœuvres
•
Défaillance des matériaux, du soudage ou de l'équipement
•
Éléments naturels
•
•
Autre
Pour obtenir de plus amples renseignements concernant chaque catégorie de menaces, les principales
mesures d'atténuation et la méthodologie, se reporter à la section 2. Le tableau 5-1 présente la fréquence
et les intervalles d'apparition par catégorie de menace.
Mai 2016
5-1
Projet Énergie Est
Tableau 5-1
Fréquences des incidents et intervalles d'apparition associés aux pipelines
sur chevalets
Fréquence des incidents1
(incidents/km-année)
(années)
Corrosion
1,64E-05
94 540
Fausses manœuvres
5,84E-05
26 550
Matériaux, soudage et équipement
4,60E-05
33 700
Éléments naturels
4,84E-05
32 030
1,77E-05
87 590
Autre
1,45E-04
10 690
Cumulatif
3,32E-04
4 670
REMARQUES :
1
La présente analyse utilise les facteurs de modification applicables à un nouveau pipeline présentés à la section 2.
Bien qu'il soit impossible de prédire l'avenir avec certitude, les fréquences historiques des incidents
permettent d'évaluer le nombre d'évènements susceptibles de survenir en fonction du temps. Selon les
données présentées dans le tableau 5-1, l'analyse de la fréquence des déversements donne une
fréquence prudente (une surestimation) de 3,32E-04 incident par kilomètre de pipeline par année. Sur la
base des longueurs prévues des pipelines (0,645 km au terminal maritime Énergie Est Canaport
[Canaport]), cette valeur équivaut à un déversement tous les 4 670 ans.
L'examen des données récentes de la PHMSA (de 2002 à 2013) indique que la majorité des
déversements actuels de pipelines sont relativement petits (PHMSA 2014). Dans 50 % des cas, les
volumes de déversement de pipeline sont inférieurs ou égaux à 4 barils. Dans 80 % des cas, le volume
de déversement est inférieur ou égal à 50 barils. Dans 84 % des cas, le volume de déversement est
inférieur ou égal à 100 barils. Dans 95 % des cas, le volume de déversement est inférieur ou égal à
1 000 barils. Les déversements de pétrole de 10 000 barils ou plus surviennent dans 0,5 % des cas. Ces
données montrent que la plupart des déversements de pipeline sont petits et que les déversements
importants de 10 000 barils et plus ne sont pas fréquents. Pour obtenir de plus amples renseignements
sur les volumes des déversements, se reporter à la section 2.
Des sections de pipeline complètement soudées, l'absence de brides et de vannes au-dessus de l'eau et
l'utilisation d'un système de confinement secondaire sont des mesures de sécurité supplémentaires qui
peuvent être appliquées au pipeline sur chevalets proposé. Par conséquent, les fréquences des incidents
présentées dans le tableau 5-1 devraient surestimer le risque.
Énergie Est utilisera ces données, en plus des analyses sur le devenir et le transport, pour déterminer la
quantité et les types d'équipement de même que le personnel d'intervention en cas d'urgence qui
pourraient être requis et qui seront préalablement mis en place en conséquence.
5-2
Mai 2016
Projet Énergie Est
5.2.3
Réservoirs de stockage
Les réservoirs de stockage pourraient être endommagés par :
•
le remplissage excessif;
•
les explosions;
•
les incendies;
•
la corrosion.
Le remplissage excessif des réservoirs de stockage, qui est une cause courante de déversement, peut
être prévenu grâce à des alarmes. Bien que les explosions constituent une menace, le risque
correspondant est faible, car leur probabilité est d'environ une tous les 1 000 ans pour chaque réservoir
de stockage (Skjold et collaborateurs, 2008). L'allumage du pétrole brut ne peut pas causer d'explosion,
mais les constituants volatils peuvent atteindre leurs limites explosives dans des espaces confinés.
L'utilisation de réservoirs de stockage à toit flottant circonscrit cette menace en limitant l'espace libre dans
le haut des réservoirs de stockage, réduisant ainsi la possibilité de formation de vapeurs inflammables.
Le potentiel d'incendie représente aussi une menace pour les réservoirs hors sol. Des vapeurs
inflammables qui fuient par des joints peuvent donner naissance à de petits incendies si elles atteignent
des sources d'allumage. Laissés à eux-mêmes, ces incendies peuvent se répandre et causer des
dommages au réservoir de stockage visé et aux réservoirs environnants (Mirdrikvand et coll., 2013).
Plusieurs pratiques de gestion exemplaires peuvent aider à réduire les risques d'explosion et d'incendie.
Par exemple, la corrosion et la dégradation des joints peuvent mener à des fuites ou à la rupture des
réservoirs, mais des essais de tension et l'évaluation visuelle régulière des réservoirs réduisent les
risques de tels dommages.
Les règlements fédéraux (CSA Z662-11, section 10.9.2) et les normes de l'industrie atténuent de
nombreuses menaces pour les réservoirs hors sol, car ils exigent que les installations de stockage
comprennent des systèmes de confinement capables de recueillir 100 % du volume du plus grand
réservoir à l'intérieur de l'aire endiguée, plus 10 % de la capacité totale de tous les autres réservoirs de la
zone. Cette capacité supplémentaire fournit un facteur de sécurité et permet le confinement du volume
supplémentaire de liquide que pourraient ajouter les mesures de lutte contre les incendies.
Les pratiques de sécurité réglementaires et sectorielles rendent un incendie ou une explosion très
improbables, tout comme la propagation d'un déversement au-delà des limites d'un site de stockage. Par
conséquent, les incidents liés aux réservoirs de stockage n'ont pas été considérés plus en détail dans
l'analyse des fréquences des incidents.
Mai 2016
5-3
Projet Énergie Est
5.2.4
Pétroliers
Transports Canada (2013) rapporte environ 4 000 mouvements de pétroliers par année sur la côte Est du
Canada. Annuellement, les 23 ports du Canada atlantique reçoivent et expédient plus de 82 millions de
tonnes métriques de produits pétroliers et combustibles divers.
Dans la baie de Fundy, des pétroliers des catégories Aframax et Suezmax ainsi que de très gros
transporteurs de brut (TGTB) d’une capacité comprise entre 700 000 et 2,2 millions de barils feront
environ 281 escales par année au terminal maritime Énergie Est Canaport.
Le Canada exige que tout pétrolier construit après le 6 juillet 1993 possède une double coque pour
circuler en eaux canadiennes. Une étude du Conseil national de recherches du Canada (CNRC) indique
que l'usage de pétroliers à double coque diminue les volumes des déversements par rapport au recours
aux pétroliers à coque simple (CNRC 1998). Seuls les pétroliers à double coque seront autorisés à faire
escale aux terminaux maritimes. De plus, le Canada exige que, dans certaines zones maritimes, un pilote
ayant une connaissance approfondie du cours d'eau local et de ses ports pilote chaque pétrolier pour le
mener à destination en toute sécurité. Ces règlements canadiens réduisent les risques de déversements
de pétroliers.
Transports Canada préside le Processus d’examen technique des terminaux maritimes et des sites de
transbordement (TERMPOL), initiative du gouvernement fédéral qui évalue la sécurité et les risques liés
aux mouvements de pétroliers et de gaziers à proximité, en provenance et à destination des terminaux
maritimes du Canada. Ce processus d'examen a été établi à la fin des années 1970 lorsqu'un comité
interministériel chargé d'examiner des problèmes de pollution marine a fait ressortir la nécessité de créer
un système fiable de mesure des risques navigationnels liés à l’emplacement et à l'exploitation de
terminaux maritimes pour les gros pétroliers.
TERMPOL est un processus d'examen volontaire et rigoureux que peuvent exiger les promoteurs
participant à la construction et à l’exploitation de terminaux maritimes de manutention en vrac du pétrole,
de produits chimiques et de gaz liquéfiés. Le processus d'examen vise essentiellement la quantification et
l'atténuation du risque de déversement d'une cargaison et examine ce qui suit :
•
L'entrée sécuritaire dans les eaux canadiennes;
•
la navigation en chenal;
•
les manœuvres d'amarrage à un terminal maritime;
•
le chargement et le déchargement de pétrole ou de gaz.
Transports Canada dirige l'examen TERMPOL et d'autres ministères fédéraux et des représentants des
parties prenantes peuvent y participer, au besoin. L'examen peut porter sur toutes les mesures de
sécurité autres que celles prévues par les règlements en vigueur pour tenir compte de toute circonstance
propre à un site en particulier.
Cette évaluation donne une fréquence prudente (une surestimation) des incidents mettant en cause des
pétroliers et détermine les volumes des déversements probables afin d'estimer les risques
environnementaux du Projet. Les menaces visant les pétroliers sont déterminées et analysées ci-dessous
et les fréquences des incidents propres au Projet sont calculées (se reporter au tableau 5-2).
Énergie Est a lancé un processus d'examen TERMPOL pour les deux terminaux maritimes.
5-4
Mai 2016
Projet Énergie Est
5.2.4.1 Menaces à l'intégrité des pétroliers
Diverses menaces à l'intégrité des pétroliers ont été relevées, dont les suivantes :
•
Collision : incident défini comme un heurt entre deux bâtiments ou entre un bâtiment et un objet fixe
(parfois appelée percussion).
•
Défaillance structurale/naufrage : incident qui conduit à un naufrage et qui est dû à une défaillance
des structures de soutien d'un pétrolier (par exemple, charpente, bordé de carène) induite par une
variété de causes possibles, dont la dégradation du revêtement, la corrosion et des fissures de
fatigue.
•
Incendie et explosion : incident essentiellement causé par un incendie et une explosion.
•
Échouement : incident défini comme une collision entre un pétrolier et le fond marin (un échouement
peut avoir lieu en cours de navigation ou lorsque le bâtiment dérive).
Énergie Est ne sera pas propriétaire et n'exploitera pas de pétroliers. Cependant, le tableau 5-2 présente
un résumé des menaces et des principales mesures d'atténuation associées aux pétroliers. Les mesures
d'atténuation sont celles que les exploitants de pétroliers appliquent généralement au Canada et aux
États-Unis.
Tableau 5-2
Menaces et principales mesures d'atténuation pour les pétroliers
Menace
Collision
Défaillance
structurale/naufrage
Incendies et
explosions
Mesure d'atténuation
Double coque
Tous les pétroliers seront dotés d'une double
coque, ce qui réduit la probabilité de
déversements liés aux collisions.
Système de navigation (radar,
système de localisation GPS, système
d'identification automatique [SIA],
radio, etc.)
Les systèmes de navigation embarqués
permettent au pétrolier de voir ou de détecter les
autres navires.
Zones de pilotage obligatoires
Des pilotes ayant une connaissance approfondie
des cours d'eau et des ports locaux mèneront les
pétroliers à destination en toute sécurité.
Dispositif de séparation du trafic et
service du trafic maritime (STM)
Un dispositif de séparation du trafic et des points
d'appel permet au STM de surveiller les navires,
de communiquer avec eux et d'attribuer les
chenaux maritimes.
Double coque
Tous les pétroliers auront une double coque afin
de réduire la probabilité d’une défaillance critique
de la coque entraînant des déversements.
Double système de propulsion des
pétroliers
Des systèmes de secours et la présence d'un
mécanicien à bord diminuent la probabilité d'une
perte de puissance ou de capacité de la
gouverne.
Soutien des remorqueurs
Des remorqueurs sont disponibles pour offrir une
aide à la navigation et à la gouverne.
Installation d'extinction à bord
Une installation d'extinction est disponible.
Mai 2016
5-5
Projet Énergie Est
Tableau 5-2
Menace
Échouement
Menaces et principales mesures d'atténuation pour les pétroliers
Mesure d'atténuation
Double coque
Tous les pétroliers auront une double coque afin
de réduire la probabilité de déversements liés aux
échouements.
Zones de pilotage obligatoires
Des pilotes ayant une connaissance approfondie
des cours d'eau et des ports locaux mèneront les
pétroliers à destination en toute sécurité.
Chenaux maritimes balisés et eaux
naturellement profondes et libres dans
la baie de Fundy et l’estuaire du
Saint-Laurent
Les chenaux maritimes sont tous suffisamment
profonds et pourvus de chenaux maritimes
balisés.
5.2.4.2 Fréquence des incidents
Globalement, la fréquence de déversements de produits pétroliers est à la baisse. La Figure 5-1 montre
la diminution globale de la fréquence et de la quantité de produit déversé à partir de navires pétrolier,
selon des informations provenant de la International Tanker Owners Pollution Federation (ITOPF).
Quantité Déversées (Tonne)
450,000
400,000
350,000
300,000
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
0
Figure 5-1
Déversements à partir de pétroliers à l'échelle mondiale, de 1967 à 2011
(ITOPF)
La plupart des données extraites des bases de données, dont celles qui sont indiquées ci-après, ne
tiennent compte ni des paramètres propres aux sites, ni des procédures d'exploitation en vigueur dans
les terminaux maritimes du Projet. Par conséquent, elles ne sont pas directement applicables au Projet.
•
Base de données IHS Fairplay, Lloyds – données concernant les incidents à l'échelle mondiale
•
Base de données de l'ITOPF (International Tanker Owners Pollution Federation) – déversements de
pétrole consignés par le secteur
•
Bureau de la sécurité des transports du Canada (BST) – statistiques marines
5-6
Mai 2016
Projet Énergie Est
Par conséquent, Det Norske Veritas (DNV) a effectué une évaluation quantitative du risque de
déversements à partir de pétroliers dans le cadre du Projet au moyen de son système exclusif (Marine
Accident Risk Calculation) MARCS. Ce système combine des données sur le trafic maritime et
l'environnement marin du site à des détails concernant les opérations d'expédition. Il prévoit
quantitativement la fréquence des incidents de navigation liés aux collisions, aux défaillances
structurales/naufrages, aux incendies/explosions et aux échouements en cours de navigation/par dérive.
Les résultats fournis par le modèle MARCS ont été comparés aux fréquences des incidents de référence
déduites des statistiques historiques en matière d'incidents. Aux fins de cette évaluation, un incident est
défini comme tout événement qui conduit à un déversement de pétrole.
FRÉQUENCE DES INCIDENTS PROPRES AU PROJET ET VOLUME DE DÉVERSEMENT DES PÉTROLIERS
Le nombre estimé d’escales au terminal maritime Énergie Est Canaport est de 281. Une évaluation des
déversements hypothétiques de pétrole brut dans le milieu marin de la baie de Fundy est disponible dans
l’évaluation des risques pour la santé humaine et l’environnement (se référer au volume 24).
5.3
Site d’intérêt marin
5.3.1
Baie de Fundy
La baie de Fundy se situe entre les provinces du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse; c'est là
que se trouve le terminal le plus à l’est associé au Projet. La baie de Fundy a été choisie comme site
d'intérêt en raison de son importance à titre de voie navigable commerciale, de sa vocation récréative et
de son habitat pour les espèces visées par la Loi sur les espèces en péril (LEP).
Plusieurs villes populeuses jalonnent les côtes de la baie de Fundy, y compris la ville industrielle
portuaire de Saint John. Saint John est une plaque tournante importante du commerce du pétrole
canadien et la raffinerie Irving Oil s'y trouve. Irving Oil possède déjà un terminal d'importation de pétrole,
situé à Canaport et adjacent au site proposé pour le terminal du complexe maritime de Saint John. Au
nord-est du complexe proposé se trouve le terminal Repsol Canaport LNG, qui est utilisé pour
l'importation de gaz naturel liquéfié (GNL). Une grande variété d'autres marchandises, y compris des
produits pétroliers raffinés (provenant des installations de chargement de la raffinerie d'Irving Oil dans
l'arrière-port), de la potasse, du sel, des métaux recyclables et des cargaisons en vrac sont régulièrement
manutentionnées dans le port de Saint John (Administration portuaire de Saint John, 2011).
La baie de Fundy est une destination touristique populaire en raison de l'exceptionnelle amplitude de ses
marées. L'industrie des navires de croisière et le transport de marchandises se font côte à côte, et plus
de 200 000 passagers transitent annuellement par le port de Saint John (Administration portuaire de
Saint John, 2011). La baie de Fundy sert aussi d'habitat à une variété d'espèces résidentes d'oiseaux
marins et constitue une importante route migratoire pour les oiseaux de mer. Les mammifères marins,
comme les phoques, les baleines et les dauphins, utilisent aussi la baie, tout comme plus de 70 espèces
Mai 2016
5-7
Projet Énergie Est
de poissons (Nouveau-Brunswick, 2010). Les milieux marins situés près du terminal de Saint John
comprennent un large éventail d'habitats qui contiennent des aires de reproduction et d'alimentation
importantes pour plusieurs espèces mentionnées dans la LEP.
5.3.1.3 Probabilité de déversement de l’oléoduc
Les fréquences des déversements historiques permettent d'estimer le nombre de déversements pouvant
avoir lieu au cours d'une période future. Ces estimations sont prudentes (surestimation) en raison de
l'amélioration des technologies et de l'évolution des règlements, ainsi que des hypothèses explicites sur
lesquelles repose l'analyse.
Il existe 5,285 km de pipeline terrestre où, dans l'éventualité peu probable d'un déversement, du pétrole
brut pourrait pénétrer dans un tributaire et être transporté en aval jusqu'à la baie de Fundy. Pour obtenir
un résumé des intervalles d'apparition dans ces tributaires, se reporter au tableau 5-3.
Tableau 5-3
Intervalles d'apparition en fonction du volume du déversement dans les
tributaires de la baie de Fundy
Description
Tributaires de la baie de Fundy
Intervalle d'apparition (années) en fonction du volume
du déversement
Distance
(km)
4 barils
50 barils
1 000 barils
10 000 barils
5,285
1 119
2 798
11 191
111 912
L’évaluation des risques pour la santé humaine et l’environnement (volume 24) offre une description
détaillée de l’environnement marin existant ainsi qu’une évaluation des effets que pourraient avoir des
déversements hypothétiques dans le milieu marin de la baie de Fundy sur des récepteurs écologiques et
humains.
5.4
Collisions de pétroliers avec des mammifères marins
Le nombre estimé d’escales au terminal maritime Énergie Est Canaport associées au Projet est de 281
pétroliers, soit 562 transits potentiels dans la baie de Fundy. Ceci représentera une augmentation de
21 % des transits comparativement aux 2 636 transits de navires déclarés en 2013 pour la baie de Fundy
(tous types de navires confondus), soit une augmentation de 30 % des transits de pétroliers par année
lorsque le terminal Énergie Est Canaport deviendra opérationnel. Un risque de collision existe entre les
pétroliers qui naviguent et des mammifères marins. Le potentiel de collision entre un pétrolier et des
mammifères marins dépend :
•
de la présence saisonnière, distribution et abondance des mammifères marins le long de la route de
navigation
•
du chevauchement temporel et géographique potentiel d’espèces particulières, leur état d’activité et
leur comportement vis-à-vis les pétroliers qui naviguent
•
de la grosseur et vitesse du pétrolier
5-8
Mai 2016
Projet Énergie Est
Sept espèces de mammifères marins sont susceptibles d’être observées dans la ZER marine, y compris
le rorqual commun (Balaenoptera physalus), la baleine noire de l’Atlantique Nord (Eubalaena glacialis), le
petit rorqual (Balaenoptera acutorostrata acutorostrata), le rorqual à bosse (Megaptera novaeangliae), le
marsouin commun (Phocoena phocoena), le dauphin à flancs blancs (Lagenorhynchus acutus) et le
phoque commun (Phoca vitulina concolor). Des observations fortuites de rorqual bleu sont rares dans la
ZEL. Des collisions entre un pétrolier et des mammifères marins (collision de pétrolier) représentent une
menace à la baleine noire de l’Atlantique Nord (DFO, 2014), le rorqual commun (COSEWIC, 2005) et le
rorqual à bosse (COSEWIC, 2003).
Entre 1975 et 2002, 292 collisions ont eu lieu entre un grand navire et une baleine. De celles-ci, environ
68 % ont été fatales et 16 % ont blessé l'animal. Le sort des animaux blessés est inconnu (NOAA, 2004;
Jensen et Silber, 2003). Aucune blessure n'est survenue dans environ 2 % des collisions.
L'équipage d'un grand pétrolier en mouvement est moins susceptible de voir les mammifères marins qui
se trouvent devant la proue que celui d'un pétrolier plus petit à cause d'une visibilité réduite (les grands
pétrolier ont des proues plus hautes et des ponts en retrait). De plus, une collision est moins susceptible
d'être ressentie à cause de la masse considérable du pétrolier (Laist et collaborateurs, 2001). Par
conséquent, la plupart des fatalités causées par un pétrolier ne sont pas constatées et consignées (Laist
et collaborateurs, 2001; Jensen et Silber, 2003). Redfern et ses collaborateurs (2013) ont estimé que le
pourcentage de détection d'une carcasse après une collision avec un rorqual à bosse, une baleine bleue
ou un rorqual commun pourrait être inférieur à 17 %.
Les navires des types suivants sont ceux qui heurtent le plus souvent des baleines (NOAA, 2014) :
•
les navires de la Marine (17,1 %);
•
les cargos et les porte-conteneurs (14,9 %);
•
les navires d'observation des baleines (14,2 %);
•
les navires de croisière (12,7 %);
•
les traversiers (11,9 %).
Les pétroliers sont à l'origine d'environ 6 % des collisions rapportées avec des baleines (NOAA, 2004).
La probabilité et la gravité d'une collision augmentent aussi avec la vitesse du pétrolier (Laist et
collaborateurs, 2001; Vanderlaan et Taggart, 2007; Wiley et collaborateurs, 2011). Le plus grand risque
pour ces animaux provient des grands pétroliers qui se déplacent à plus de 14 milles marins/h (Laist et
collaborateurs, 1990; NOAA, 2004). Une vitesse élevée réduit le temps de réponse dont disposent les
mammifères marins et les équipages pour réagir face à un risque de collision. De plus, une vitesse
élevée augmente la traînée hydrodynamique du bâtiment, qui peut tirer les baleines vers lui, les rendant
ainsi plus vulnérables à une collision et augmentant la probabilité de blessures (Silber et collaborateurs,
2010).
Cela signifie que pour réduire la probabilité d’une collision et la gravité des blessures infligées aux
mammifères marins, il faut réduire la vitesse des bâtiments. Au moyen des données obtenues par Laist et
ses collaborateurs (2001) ainsi que par Jensen et Silber (2003), Vanderlaan et Taggart (2007) ont
déterminé qu'en cas de collision entre un mammifère marin et un bâtiment, la probabilité qu'une blessure
mortelle soit infligée est d'environ 80 % à 15 nœuds, de 50 % à 12 nœuds, de 30 % à 10 nœuds et de
20 % à 8,6 nœuds. Cette étude, ainsi que d'autres (Pace et Silber, 2005; Kite-Powell et collaborateurs,
Mai 2016
5-9
Projet Énergie Est
2007; Wiley et collaborateurs, 2011) prévoient une baisse d’environ 47 % à 65 % des collisions mortelles
entre des mammifères marins et des bâtiments si les grands bâtiments réduisent leur vitesse de
16 à 10 nœuds.
Kite-Powell et ses collaborateurs (2007) ont calculé les probabilités de collision d'un grand bâtiment se
déplaçant à des vitesses données avec une baleine noire se dirigeant vers sa route. Ils ont déterminé
que la probabilité de collision avec un grand bâtiment se déplaçant à 25 nœuds est supérieure à 50 %;
entre 12 et 13 nœuds, elle est d'environ 35 %; à 10 nœuds, d'environ 30 % et à 8 nœuds, d'environ 28 %.
Vanderlaan et Taggart (2007) estiment que la probabilité de collision mortelle directe entre un mammifère
marin et un pétrolier est d’environ 4 % à 20 % lorsque la vitesse du bâtiment est de 10 à 14 nœuds, et
seulement de 4 % à 9 % lorsque la vitesse du bâtiment est de 8 à 10 nœuds. Ces résultats sont
confirmés par une analyse de Conn et Silber (2013), qui a permis de conclure que la limite de vitesse de
10 nœuds imposée en 2008 par la NOAA le long de la côte est des États-Unis à tous les bâtiments de
65 pi de longueur ou plus a réduit les risques de mortalité par collision dans l'Atlantique Nord de
80 % à 90 %.
Même lorsque la probabilité d’une collision avec un mammifère marin est faible, la probabilité que les
collisions menacent la survie de certaines espèces en péril peut être élevée. Bien que la baleine noire de
l'Atlantique Nord soit rarement observée (COSPAC, 2003), les collisions avec des navires constituent des
menaces graves pour cette espèce, toutes proportions gardées, du fait de leurs faibles populations. Il est
estimé que la population des baleines noires de l'Atlantique Nord est d'environ 322 individus (COSEWIC,
2003); par conséquent, même des événements peu probables qui affectent un petit nombre d'individus
peuvent menacer la survie de leur espèce dans l'Atlantique Nord-Ouest (Jensen and Silber, 2003; DFO,
2012). Depuis 1970, les collisions avec des navires comptent pour 47,4 % des mortalités et des
blessures documentées de façon fiable chez les baleines noires de l'Atlantique Nord (Knowlton et Kraus,
2001). De plus, il est probable que de nombreuses collisions passent inaperçues ou ne soient pas
rapportées, ce qui fausserait par sous-estimation la statistique précitée (NOAA, 2004).
Les voies de navigation du dispositif de séparation du trafic de la baie de Fundy ont été retracées en
2003 de façon à éviter les zones fréquemment utilisées par les baleines noires de l’Atlantique Nord
(Transports Canada, 2002) (voir le RDT Faune marine et son habitat, volume 22). Les voies de
navigation maritime désignées évitent aussi les régions principales où l’on retrouve une densité plus
élevée de rorqual commun, rorqual à bosse et petit rorqual (voir le RDT Faune marine et son habitat,
volume 22).
La réduction des vitesses des pétroliers dans les zones de gestion le long de la côte est des États-Unis a
réussi à réduire le taux de mortalité de la baleine noire de l’Atlantique Nord (Laist et collaborateurs,
2014). Pour réduire la probabilité d’une collision de pétrolier dans l’habitat essentiel de la baleine noire de
l’Atlantique Nord, les mesures d’atténuation recommandées comprennent de suivre les lignes directrices
des Avis aux navigateurs de la Garde côtière canadienne. Ces lignes directrices recommandent de
réduire les vitesses des pétroliers à 10 noeuds ou moins de juin à décembre dans un habitat essentiel
ainsi que de placer une vigie en poste pour l'observation des mammifères (DFO, 2015).
En réduisant la vitesse des pétroliers et en utilisant les voies de navigation approuvées, la probabilité est
faible qu’une collision de pétrolier ait lieu à cause de l'augmentation du trafic pétrolier associée au Projet.
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Mai 2016
Projet Énergie Est
5.5
Conclusion
Les événements accidentels peuvent affecter les ressources marines près du terminal maritime associé
au Projet. Ces événements peuvent consister en des déversements de pétrole à partir du terminal ou des
pétroliers, ou des collisions entre des pétroliers et des mammifères marins.
Les déversements accidentels peuvent directement affecter les espèces marines par ingestion,
respiration et exposition dermique. De plus, ils peuvent avoir des effets physiologiques après un certain
temps. Une planification appropriée permettra d'atténuer le risque associé à des événements accidentels;
de plus, de l'équipement ainsi que des plans d'intervention d'urgence seront mis en œuvre avant le début
de l'exploitation. Des plans d'urgence, d'intervention et de gestion seront mis en œuvre en cas de
déversement pour éviter et limiter les effets potentiels.
Des collisions entre des pétroliers et des mammifères marins peuvent survenir dans le cadre du transport
maritime. Avec l’application des mesures d'atténuation telles que suivre les lignes directrices des Avis
aux navigateurs de la Garde côtière canadienne dans l’habitat essentiel de la baleine noire de l’Atlantique
Nord et utiliser les voies de navigation existantes, la probabilité est faible qu’une collision de pétrolier ait
lieu à cause de l'augmentation du trafic pétrolier associée au Projet.
5.6
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Projet Énergie Est
6
Section 6 : Construction du pipeline
CONSTRUCTION DU PIPELINE
En plus d’évaluer les effets propres au Projet, l’article 16.1(a) de la LCEE (2012) exige que des examens
préalables prennent en compte les effets des accidents, des défaillances et des événements imprévus
susceptibles de se produire dans le cadre du Projet.
6.1
But
Les accidents, les défaillances et les événements imprévus qui pourraient se produire pendant la
construction sont les suivants :
•
la défaillance de l’équipement et le déversement accidentel de matières dangereuses (p. ex. du
carburant);
•
le déversement accidentel de boues de forage durant le forage directionnel horizontal (FDH) du
franchissement de cours d’eau;
•
les accidents de véhicule.
6.2
Scénarios relatifs aux événements
6.2.1
Déversement accidentel de matières dangereuses
L’utilisation et l’entretien de l’équipement durant la construction nécessiteront la présence de liquides
dangereux sur le terrain, notamment :
•
des carburants (p. ex. de l’essence, du diesel et du propane);
•
des lubrifiants (p. ex. de l’huile pour moteurs, de l’huile pour boîtes de vitesses ou transmissions, de
l’huile hydraulique et de la graisse lubrifiante);
•
des liquides de refroidissement (p. ex. de l’éthylèneglycol et du propylèneglycol);
•
du méthanol, des peintures et des solvants.
Ces matières sont entreposées dans des environnements contrôlés (p. ex. dans des endroits verrouillés)
et protégés par des mesures de contrôle (p. ex. des bermes). Les liquides représentent la plus grande
menace pour l’environnement parce qu’ils peuvent s’infiltrer dans des matières poreuses s’ils ne sont pas
contenus adéquatement. Certains liquides (p. ex. l’huile de graissage, le méthanol et l’antigel)
contiennent des composantes toxiques pour la faune et la flore. Bon nombre de ces matières peuvent
facilement s’enflammer ou exploser. L’antigel (éthylèneglycol) est toxique et les animaux peuvent être
attirés par son odeur sucrée. Un déversement ou un incendie provoqué par de telles matières pourrait
contaminer ou détériorer le sol, les plantes et les communautés écologiques, la qualité des eaux de
surface ou souterraines, l’habitat des poissons, l’habitat riverain, le fonctionnement des milieux humides,
les espèces sauvages et leur habitat, la qualité de l’air et la santé humaine. Le nettoyage final et la
remise en état à la suite d’un déversement pourraient causer des dommages additionnels aux sols, à la
Mai 2016
6-1
Projet Énergie Est
végétation et à l’habitat. Les déversements peuvent aussi modifier l’utilisation du territoire dans des
zones temporairement inaccessibles pendant les activités de nettoyage ou si certains types d’activités
sont temporairement interdits (p. ex. la consommation de poisson provenant de cours d’eau contaminés
par un écoulement).
Les déversements importants peuvent être causés par :
•
un accident de véhicule causant la rupture d’un réservoir d’essence;
•
une fuite d’essence ou de diesel entreposé sur les lieux dans des cuves ou des réservoirs de
stockage;
•
les opérations de transbordement.
Les déversements mineurs (moins de quelques litres) de carburants pétroliers peuvent se produire
pendant la construction au moment du ravitaillement en carburant ou en raison de fuites de la machinerie
ou de ruptures de tuyauterie. Ces déversements sont généralement très localisés et rapidement nettoyés
par des équipes sur les lieux à l’aide de matériel et d’équipement standard.
La prévention des déversements de matières dangereuses est la principale priorité d’Énergie Est, suivie
de la préparation et de la restauration en cas de déversement. Les plans de gestion des produits
chimiques et des déchets (se reporter au volume 21, plans de protection de l’environnement pour le
nouveau pipeline et les tronçons à convertir, annexe G) présentent les mesures de prévention des
déversements pour tous les employés et les entrepreneurs. Le plan fournit des directives respectueuses
de l’environnement relatives à l’achat, à la manipulation, à l’entreposage et à la disposition des produits
chimiques et des déchets. La mise en œuvre de ce plan réduira la probabilité de déversements de
matières potentiellement dangereuses dans l’environnement.
Dans le cas peu probable d’un déversement, les mesures décrites dans le plan d’urgence en cas de
déversement seront mises en œuvre afin de réagir rapidement et de façon coordonnée au déversement
et ainsi réduire les effets sur l’environnement. Le plan d’intervention en cas de déversement comprend
des étapes concernant l’intervention initiale, des procédures générales de confinement du déversement
et des procédures relatives aux déversements provenant de véhicules, aux déversements à proximité
d’un cours d’eau ou d’un plan d’eau ou dans un cours d’eau ou un plan d’eau et aux déversements
ponctuels. Le plan d’intervention comprend aussi une liste de contrôle de la scène du déversement et des
autorités de réglementation à contacter.
6.2.2
Déversement de boues de forage
Des techniques de forage directionnel horizontal (FDH) sont proposées pour l’installation de la
canalisation du nouveau pipeline, ainsi que pour le remplacement d’une partie du pipeline converti, sous
certains cours d’eau importants.
L’un des risques liés à la technique par FDH est le déversement accidentel de boues de forage. Les
boues de forage consistent en une matière inerte d’origine naturelle, mais leur rejet accidentel peut être
nocif pour les poissons et leur habitat s’il entraîne une augmentation de la sédimentation (se reporter à la
section 6, parties A à E du volume 15 pour obtenir l’évaluation des répercussions sur les poissons et leur
habitat).
6-2
Mai 2016
Projet Énergie Est
La Loi sur les pêches s’applique aux travaux réalisés dans des cours d’eau où vivent des poissons
faisant l’objet d’une pêche commerciale, récréative ou autochtone ou à proximité de ceux-ci. En
octobre 2013, Pêches et Océans Canada (MPO) a émis un énoncé de politique sur la protection des
pêches comprenant des principes directeurs et une description des mesures de protection des poissons.
Un déversement terrestre de boues de forage peut se produire durant la manipulation ou le transfert, ce
qui pourrait avoir des effets sur l’environnement dans la zone immédiate. Une perte de boues de forage
dans des couches et des fissures de matériaux grossier peut se produire durant le forage. Selon le
volume et l’emplacement du rejet de boue de FDH (fracturation) sur le sol, dans un cours d’eau, un milieu
humide ou des eaux de drainage, il pourrait s’ensuivre des effets néfastes sur les écosystèmes
aquatiques. Puisque le fluide de forage ne ruisselle pas toujours à la surface, une perte n’indique pas
nécessairement que les boues de forage ont été rejetées en zone riveraine ou dans le cours d’eau. Un
rejet de boues de forage dans un cours d’eau pourrait néanmoins avoir un effet néfaste sur les poissons
et leur habitat.
6.2.3
Accidents de véhicule
Les accidents de véhicule peuvent entraîner des blessures graves ou la mort chez les êtres humains et
les animaux sauvages, ainsi que des dommages à la propriété ou à un habitat essentiel. Les collisions
entre un véhicule et un ongulé (p. ex. un orignal, un cerf, un caribou ou une antilope) surviennent partout
dans l’habitat naturel de l’espèce. Les ours sont aussi vulnérables aux collisions avec des véhicules
parce qu’ils parcourent de longues distances à la recherche de sites d’alimentation et que les routes
constituent des corridors faciles à suivre.
La fréquence de la circulation des véhicules sera plus élevée que la normale durant la construction,
lorsque les travailleurs circuleront à des heures de faible visibilité ou de grande activité faunique. Durant
toutes les phases, la probabilité d’un accident de la route devrait être faible. La mortalité de la faune
attribuable à des collisions avec des véhicules est traitée en détail dans l’évaluation de la faune et de
l’habitat faunique (se reporter aux parties A à E de la section 9 du volume 2 et aux parties A et B de la
section 9 du volume 4).
6.3
Atténuation
6.3.1
Déversement accidentel de matières dangereuses
Énergie Est appliquera des mesures de protection en cas de déversement de matières dangereuses
pendant la construction (se reporter au volume 21, plans de protection de l’environnement pour le
nouveau pipeline et les tronçons à convertir, annexe F). Le plan prévoit également d’autres mesures pour
le ravitaillement en carburant et l’entretien de l’équipement à proximité des plans d’eau, ainsi que des
exigences de confinement secondaire pour les pompes utilisées durant l’installation du franchissement
d’un plan d’eau.
Mai 2016
6-3
Projet Énergie Est
Les mesures d’atténuation suivantes sont recommandées :
•
Le personnel du Projet chargé de la gestion des déchets et des matières dangereuses suivra une
formation sur les exigences réglementaires particulières au Projet. Tout le personnel comprendra ses
responsabilités concernant la manipulation, l’identification, la documentation et l’entreposage
adéquats des déchets et des matières dangereuses.
•
L’équipement sera propre et en bon état de fonctionnement.
•
Avant le début de la construction, l’entrepreneur s’assurera que l’équipement et le matériel
d’intervention en cas de déversement se trouvent sur les lieux ou sont facilement accessibles.
•
Le personnel qui manipulera les déchets suivra une formation valide sur le système d’information sur
les matières dangereuses utilisées au travail (SIMDUT). Tous les conducteurs de camionsciternes — et les camionneurs qui transportent des déchets ou des produits chimiques — détiendront
un certificat de transport de marchandises dangereuses. Les procédures de chargement et de
déchargement sécuritaires des produits seront suivies.
•
Les matières dangereuses et les déchets industriels doivent être entreposés à plus de 100 m d’un
milieu humide, d’un cours d’eau ou d’un plan d’eau, sauf si un réservoir de confinement secondaire
est en place. Un confinement secondaire pourrait être requis selon le lieu, le type, le volume et la
durée de l’entreposage des déchets ou des produits chimiques. Il sera de plus conforme aux
exigences fédérales, provinciales et municipales.
•
Les lignes directrices réglementaires relatives à la conception et au remplissage des réservoirs de
stockage et à la planification des installations de transbordement de carburant feront partie du
processus de conception détaillé afin de concevoir des installations de transbordement de carburant
de manière à atténuer, ainsi que pour réduire la probabilité d’accidents et de défaillances.
6.3.2
Déversement de boues de forage
Afin d’atténuer les effets potentiels d’un déversement accidentel de boues de forage dans un cours d’eau,
Énergie Est a élaboré un plan d’intervention en cas de déversement de boues de forage. Ce plan
d’intervention a été mis au point pour satisfaire aux exigences des lois et des règlements applicables. De
plus, Énergie Est exige que son entrepreneur en forage soumette pour approbation un plan d’exécution
de FDH propre au site qui exige un plan d’intervention en cas de déversement accidentel de boues.
Les mesures suivantes seront mises en œuvre afin d’atténuer les effets négatifs potentiels découlant d’un
déversement de boues de forage :
•
Utiliser de la matière argileuse de bentonite non toxique en guise de boue de forage.
•
Surveiller et noter les pressions annulaires tout au long du forage.
•
Surveiller et noter la quantité de fluide qui retourne dans le bassin ou le bac à boue et la quantité de
fluide de forage d’appoint nécessaire dans les réservoirs de mélange durant le forage du trou de
guidage et l’élargissement du trou (alésage). Tenir un registre détaillé de toutes les activités de
forage afin de mettre en corrélation l’état d’avancement du forage et les risques de rejet de débris de
fractionnement.
6-4
Mai 2016
Projet Énergie Est
•
Suspendre immédiatement les travaux de forage en cas de perte excessive de boues de forage ou
de l’observation d’un changement dans la pression annulaire, puis mener un examen approfondi de
la trajectoire de forage et des environs pour déceler tout signe évident de rejet à la surface (aussi
appelé recherche de rejet de fracturation).
•
Suivre les procédures de forage directionnel et le plan d’intervention en cas de déversement de
boues de forage dans les cours d’eau qui comprennent des protocoles de surveillance, de
confinement et de nettoyage d’une fracturation potentielle et une méthode de rechange pour
construire le franchissement de cours d’eau.
•
Si les boues de forage pénètrent dans un cours d’eau, le directeur de la construction avisera
immédiatement le personnel d’ingénierie de l’entreprise et les inspecteurs en environnement. Ces
derniers ou le conseiller en environnement informeront immédiatement les biologistes des pêches
provinciaux et du MPO. Tout rejet de boues de forage de plus de 200 l doit être rapporté au
programme d’urgence provincial.
6.3.3
Accidents de véhicule
Les mesures d’atténuation visant à réduire le risque de collisions comprendront la réduction au minimum
de la circulation liée au Projet durant la construction. Une vitesse limite sera imposée dans certaines
zones préoccupantes. Conformément au plan de gestion et de contrôle de la circulation (se reporter au
volume 21, plans de protection de l’environnement pour le nouveau pipeline et les tronçons à convertir,
annexe G), le personnel de construction sera transporté du chantier de construction au site des travaux
dans des véhicules multipassagers, dans la mesure du possible. Les véhicules utilisés dans le cadre du
Projet suivront le Code de la route et les lois relatives à la sécurité routière. Avant le début des travaux de
construction, Énergie Est annoncera la mise en marche du Projet et le calendrier des travaux de
construction dans les journaux locaux et régionaux. Des renseignements sur la main-d’œuvre,
l’équipement et le calendrier des activités seront fournis aux autorités provinciales et municipales avant le
début des travaux.
Quant à la santé humaine, bien qu’une collision puisse entraîner des blessures ou la mort de passagers,
les activités exercées dans le cadre du Projet ne devraient pas augmenter le risque d’accident de
véhicule dans la zone d’évaluation régionale (ZER). Une collision entre deux véhicules entraînerait
vraisemblablement un appel au 911 et l’utilisation des services d’intervention d’urgence. Étant donné
qu’une telle collision ne se transformerait probablement pas en événement d’envergure, l’intervention des
services d’urgence locaux devrait largement suffire. Une collision entre deux véhicules entraînant des
blessures ou la mort de passagers serait un incident isolé. Toute pression sur l’infrastructure et les
services serait de courte durée, sporadique, et ne modifierait probablement pas défavorablement leur
capacité (se reporter aux parties A à E de la section 7 du volume 16).
Les accidents de véhicule sont examinés uniquement sous l’angle de leur effet sur la santé humaine et la
faune. Les effets d’un accident de véhicule sur d’autres composantes importantes ne sont pas pris en
considération, puisque leurs effets potentiels seraient localisés et qu’il est peu probable que des effets
négatifs en découlent.
Mai 2016
6-5
Projet Énergie Est
6.4
Portée de l’évaluation
6.4.1
Qualité de l’air
6.4.1.1 Déversement accidentel de matières dangereuses
Un déversement accidentel de matières dangereuses pourrait entraîner des émissions atmosphériques.
En cas de déversement accidentel, la matière libérée pourrait s’évaporer et produire de faibles émissions
atmosphériques fugitives de différentes fractions de composés organiques volatils (COV). Le taux
d’évaporation dans l’air provenant du déversement dépendrait des caractéristiques de la matière
déversée, de la superficie et du volume du déversement, de l’heure du jour, de la saison et des
conditions atmosphériques particulières au moment de l’incident. On s’attend à ce que, en cas de
déversement, les effets sur la qualité de l’air ambiant soient localisés à proximité du déversement. En
raison de la faible ampleur prévue des déversements liés à la construction, tout panache de vapeurs
résultant d’un déversement se dissiperait probablement en quelques heures et aucun effet nocif à long
terme sur la santé humaine ou l’environnement n’est prévu.
6.4.1.2 Déversement de boues de forage
Un déversement accidentel de boues n’entraînerait aucune dégradation de la qualité de l’air puisque ces
boues ne contiennent pas de composés pouvant modifier la qualité de l’air.
6.4.2
Sols
Le déversement de matières dangereuses dans le sol risque d’influer sur la qualité du sol. Selon les
caractéristiques de la matière déversée, des changements de propriétés physiques, chimiques et
biologiques pourraient dégrader la qualité du sol. Les matières dangereuses pourraient être toxiques pour
les microorganismes et les invertébrés du sol ou avoir des effets néfastes sur les processus biochimiques
tels que la respiration et la transformation des nutriments. Les propriétés hydrauliques du sol
détermineront si un déversement de liquide perturbe surtout les couches supérieures ou plutôt les
couches plus profondes du sol. Un déversement liquide dans des sols à texture plus grossière aurait un
plus grand potentiel d’infiltration dans l’horizon pédologique et les mesures d’atténuation seraient
concentrées sur les couches profondes et la surface d’interaction. Un déversement liquide dans des sols
à texture fine tendrait à demeurer plus près de la surface et à s’infiltrer plus lentement, ce qui permettrait
des mesures d’atténuation plus contrôlées et localisées. Grâce au plan de gestion des déchets et au plan
d’intervention en cas de déversement mis en œuvre pendant la construction, on s’attend à ce qu’il ne
subsiste aucun effet nocif à long terme sur la santé humaine et l’environnement.
Un rejet accidentel de boues n’aura aucun effet significatif sur les sols étant donné la mise en œuvre des
plans d’urgence et d’intervention durant la construction et la nature peu dangereuse des boues de forage.
6-6
Mai 2016
Projet Énergie Est
6.4.3
Hydrogéologie
Un déversement de matières dangereuses pourrait avoir des effets néfastes sur les ressources en eau
souterraine. Le risque d’effets néfastes sur les eaux souterraines dépend :
•
des caractéristiques de la matière déversée;
•
du volume du déversement;
•
de la profondeur de la pénétration sous la surface;
•
de la direction du ruissellement souterrain;
•
de la distance latérale du récepteur d’eaux souterraines le plus proche (p. ex. un puits d’eau).
La profondeur de pénétration sous la surface dépend :
•
de la géologie du site du déversement (sable et gravier très perméables; ou silt et argile moins
perméables);
•
des caractéristiques de la matière déversée;
•
de la profondeur de la nappe phréatique, car le pétrole flotte sur l’eau et se dissout en partie dans
l’eau.
Les liquides migrent sous l’action des forces gravitationnelle et capillaire. Le déversement d’une matière
dangereuse liquide dans un dépôt géologique homogène connaîtra un faible déplacement latéral tandis
qu’il pourrait s’étendre latéralement dans un dépôt très variable. Le liquide pénétrerait dans la zone non
saturée située au-dessus de la nappe phréatique dans un intervalle où les dépôts sédimentaires
contiendraient des poches discontinues de matières dangereuses. Un écoulement lent pendant une
période prolongée se produirait dans une zone relativement plus petite et la profondeur de la pénétration
serait plus grande, tandis que le même volume libéré au cours d’une courte période pénétrerait moins
profondément. Grâce aux plans de gestion et d’intervention mis en œuvre, on s’attend à ce qu’il ne
subsiste aucun effet nocif à long terme sur la santé humaine et l’environnement.
Un déversement de boues de forage pourrait influer sur les ressources en eaux souterraines. Le risque
que les eaux souterraines subissent des effets dépend du volume du déversement, de la profondeur de
la pénétration sous la surface, de la direction du ruissellement souterrain et de la distance latérale du
récepteur d’eaux souterraines le plus proche (p. ex. un puits d’eau). La profondeur de pénétration sous la
surface dépend :
•
de la géologie du site du déversement (sable et gravier très perméables; ou silt et argile moins
perméables);
•
de la profondeur de la nappe phréatique.
Grâce aux plans de gestion et d’intervention mis en œuvre, on s’attend à ce qu’il ne subsiste aucun effet
nocif à long terme sur la santé humaine et l’environnement.
Mai 2016
6-7
Projet Énergie Est
6.4.4
Végétation et milieux humides
L’oléoduc traverse des terres agricoles et des zones de végétation naturelle (p. ex. des zones de prairie
et de forêt indigènes) et les effets sur la végétation d’un déversement accidentel seraient limités. Les
cultures annuelles ou fourragères sont immédiatement réalisables et faciles à établir après la restauration
du sol. Ainsi, la présente sous-section traitera des effets potentiels sur les zones de végétation indigène
et sur les communautés écologiques ou les plantes rares.
Un déversement accidentel de matières dangereuses pourrait perturber les zones de végétation indigène
adjacentes. Des effets sur la végétation pourraient survenir par :
•
contact direct avec la végétation environnante;
•
des effets indirects causés par des sols touchés par un déversement;
•
une perte végétative durant le nettoyage au moment de l’enlèvement des sols et de la végétation
perturbés.
La gravité et l’importance des effets sur la végétation varieront selon :
•
l’étendue de la perte de végétation — moins l’effet est étendu, plus l’effet potentiel est restreint;
•
les caractéristiques de la matière dangereuse déversée;
•
les saisons et les conditions du sol, avec des effets souvent moins importants en hiver en présence
d’une couverture de neige et lorsque le sol est gelé.
Dans les zones où sont établies des plantes rares ou des communautés écologiques rares, les
déversements sont préoccupants, car il sera nécessaire de remplacer la végétation endommagée ou
enlevée au cours du nettoyage. Certaines communautés de plantes, comme la prairie de fétuques, sont
vulnérables aux perturbations et il est difficile de contrer l’invasion subséquente par des espèces non
indigènes. Des changements permanents peuvent survenir quant au type de végétation à la suite d’un
déversement et du nettoyage subséquent. Cependant, des techniques de revégétalisation peuvent aider
à rétablir les communautés végétales (p. ex. la plantation de fétuques en mottes dans les prairies à
fétuques).
Dans le cas peu probable où une communauté de plante rare serait établie près d’un déversement, les
propriétés chimiques de la matière déversée et les activités de restauration nécessaires pourraient
éliminer la plante et avoir un effet nocif sur l’habitat approprié dans les environs.
La sélection du site et du tracé doit, dans la mesure du possible, éviter de perturber la végétation
indigène et les communautés de plantes rares. En cas de déversement de matières dangereuses, on ne
s’attend pas à des effets nocifs à long terme sur la végétation indigène ou les communautés de plantes
rares en raison de la faible probabilité qu’un déversement se produise à l’endroit où se trouvent des
plantes rares. Comme la plupart des déversements sont peu importants, la superficie des habitats
appropriés touchée serait restreinte.
6-8
Mai 2016
Projet Énergie Est
Un déversement accidentel de boues n’aura pas d’effets considérables sur la végétation en raison de la
mise en œuvre des plans d’urgence et d’intervention durant la construction et de la nature peu
dangereuse des boues de forage.
6.4.5
Faune et habitat faunique
Les déversements accidentels de matières dangereuses pourraient perturber les espèces sauvages
terrestres ou le bétail de trois façons :
•
un contact physique avec la matière;
•
des effets toxiques variables selon les caractéristiques de la matière dangereuse pourraient survenir
lorsque les animaux inhalent ou ingèrent celle-ci;
•
les communautés terrestres ou des milieux humides pourraient subir une perte d’habitat.
Le déversement de matières dangereuses pourrait perturber le bétail et les espèces sauvages terrestres
et semi-aquatiques. Un déversement de matières dangereuses, selon ses caractéristiques, pourrait
toucher les espèces terrestres, comme les oiseaux qui nichent à terre en région herbagère, si le
déversement avait lieu à proximité du nid. Il existe un risque, bien que faible, d’effet nocif sur les nids au
sol; toutefois, la remise en état du site aurait pour but d’éliminer tout effet à long terme sur l’habitat. Les
ongulés et le bétail qui entreraient en contact avec des matières dangereuses ou qui en inhaleraient ou
en ingéreraient pourraient aussi subir des effets nocifs. Cependant, cela est peu probable étant donné
leur grande mobilité et la possibilité pour eux de quitter la région touchée ou, dans le cas du bétail, d’être
déplacé à l’écart de la zone touchée.
Les groupes d’espèces les plus à risque à la suite d’un déversement de matières dangereuses sont les
espèces vivant dans un environnement aquatique comme les amphibiens, les oiseaux aquatiques (p. ex.
la sauvagine et les oiseaux de rivage) et les mammifères semi-aquatiques. Un déversement en milieu
aquatique représente un plus grand risque d’effets nocifs parce qu’il est plus difficile d’y contenir, puis d’y
nettoyer les matières libérées qu’en milieu terrestre. Les effets potentiels en milieu aquatique
comprennent :
•
un risque accru de mortalité;
•
un changement des conditions physiologiques et immunologiques;
•
une réduction de la croissance et du développement;
•
une réduction de l’habitat disponible;
•
une espérance de vie réduite;
•
une diminution de la reproduction;
•
une diminution de la disponibilité en nourriture.
Mai 2016
6-9
Projet Énergie Est
Si les mesures d’atténuation décrites dans le plan d’intervention en cas de déversement et le plan
d’intervention en présence de sols contaminés (se reporter au volume 21, plans de protection de
l’environnement pour le nouveau pipeline et les tronçons à convertir, annexe G) sont mis en œuvre
immédiatement après le déversement accidentel, on s’attend à ce qu’il ne subsiste aucun effet nocif à
long terme sur la faune.
Énergie Est a mené une étude géotechnique dans le cadre de la conception du franchissement d’un
cours d’eau FDH pour vérifier que la profondeur du trou de forage sous le talweg est suffisante afin de
limiter le risque de déversement accidentel de boues, compte tenu des matières sous la surface et de la
pression des boues de forage. L’équipement et les plans d’intervention seront prêts en cas de
déversement. Pour consulter le plan d’intervention en cas de déversement de boues de forage
directionnel qui décrit les mesures d’atténuation requises en cas de rejet accidentel de boues (se reporter
au volume 21, plans de protection de l’environnement pour le nouveau pipeline et les tronçons à
convertir, annexe F). Un déversement accidentel de boues n’aura pas d’effets considérables sur
l’environnement grâce aux plans d’urgence et en raison de la nature peu dangereuse des boues de
forage. En cas de déversement de boues de forage, on s’attend à ce qu’il ne subsiste aucun effet nocif à
long terme sur la faune.
6.4.5.3 Accidents de véhicule
La fréquence de la circulation des véhicules sera plus élevée que la normale durant la construction,
lorsque les travailleurs circuleront à des heures de faible visibilité ou de grande activité faunique.
Les accidents de véhicule peuvent entraîner des blessures graves pour les animaux sauvages ou la mort
de ceux-ci, ainsi que des dommages à l’habitat essentiel. Les collisions entre un véhicule et un ongulé
(p. ex. un orignal, un cerf ou un caribou) ou une espèce carnivore (p. ex. un ours) surviennent partout
dans leur habitat naturel. Les ours sont aussi vulnérables aux collisions avec des véhicules parce qu’ils
parcourent de longues distances à la recherche de sites d’alimentation et que les routes constituent des
corridors faciles à suivre. Les ours sont curieux de nature et ils risquent de s’approcher d’une source de
nourriture (p. ex. des baies) si le danger n’est pas imminent. Des mesures d’atténuation seront prises
pour réduire la probabilité de collisions avec des véhicules. Pendant la construction, les entrepreneurs
peuvent transporter les travailleurs au chantier par autobus afin de réduire le nombre de véhicules sur les
routes et sur l’emprise de construction. Les limites de vitesse sont strictement appliquées et tout le
personnel qui entre sur le chantier doit suivre un programme d’orientation avant de travailler dans
l’emprise de la construction. Les effets sur la faune peuvent toucher un animal, mais ne devraient pas
perturber la viabilité d’une espèce animale et sont donc négligeables.
6-10
Mai 2016
Projet Énergie Est
6.4.6
Poissons et habitat du poisson
Les déversements accidentels de matières dangereuses pourraient atteindre les eaux de surface par
différentes voies selon les caractéristiques de la matière, l’emplacement du déversement, la topographie
locale, l’hydrogéologie et la géologie de surface. Ces voies comprennent :
•
le rejet direct dans l’eau si le déversement se produit dans un chenal actif;
•
le ruissellement de surface d’un déversement à proximité d’un chenal actif;
•
la migration sous la surface d’un déversement à proximité d’un chenal actif.
Les deux dernières voies peuvent produire des effets sur les environnements terrestres; les effets sur les
environnements aquatiques sont généralement moins importants et quelque peu retardés par rapport à la
voie directe. Les prochains paragraphes portent principalement sur les déversements accidentels dans
un chenal actif.
Les déversements accidentels qui atteignent les eaux de surface risquent de perturber les poissons et les
autres organismes aquatiques par des effets toxicologiques et la suffocation physique. Les effets
toxiques du déversement sur le biote aquatique peuvent être létaux ou non, selon les caractéristiques de
la matière dangereuse, la vulnérabilité des espèces ou le stade de développement touché ainsi que le
degré et la durée de l’exposition. Les poissons adultes sont généralement moins sensibles aux
hydrocarbures et, selon la taille du plan d’eau et la présence de barrières, sont habituellement capables
de s’échapper des zones contaminées. Les œufs de poissons et les larves sont plus sensibles et moins
mobiles (USFWS, 2006) et sont, par conséquent, plus vulnérables au pétrole.
Les activités de nettoyage peuvent perturber l’habitat de manière directe (p. ex. la destruction ou
l’enlèvement de végétation aquatique ou de matière du lit du cours d’eau) ou de manière indirecte par
une atteinte à sa capacité de production attribuable à un stress toxique sublétal sur le biote aquatique de
niveau trophique inférieur et à la perturbation du cycle des substances nutritives. Les dommages causés
à la végétation riveraine peuvent aussi se traduire par une perte de zone habitable, particulièrement dans
les cours d’eau plus petits dont les rivages sont plus couverts et ombragés que ceux des cours d’eau plus
larges. Une perte prolongée de la végétation riveraine peut mener à l’instabilité des rives et à une
augmentation de l’érosion causée par le ruissellement de surface ainsi qu’à une réduction de la qualité de
l’habitat dans cette partie du cours d’eau.
Les effets dépendent des caractéristiques et du volume de la matière déversée, ainsi que de la saison à
laquelle se produit le déversement, et peuvent perturber :
•
la sensibilité du biote aquatique qui reçoit le rejet;
•
la dispersion du produit (débit fort ou faible);
•
l’eau et la température de l’air, qui influent sur l’évaporation des constituants volatils, la solubilité des
constituants et les taux de météorisation et de biodégradation;
•
la présence de glace, qui peut emprisonner les matières, en réduire la dispersion et l’évaporation et
entraver les travaux de nettoyage.
Mai 2016
6-11
Projet Énergie Est
Grâce à la mise en œuvre des mesures d’atténuation du plan d’intervention en cas de déversement, les
effets potentiels d’un déversement de matières dangereuses ne devraient avoir aucun effet nocif à long
terme sur les poissons et leur habitat ainsi que sur l’hydrologie.
Des pratiques d’évaluation géotechniques diligentes, ainsi que la planification et l’exécution des
franchissements de cours d’eau peuvent réduire le risque de déversement. Énergie Est mènera une
étude géotechnique dans le cadre de la conception du franchissement des cours d’eau par FDH pour
vérifier que la profondeur du trou de forage sous le talweg est suffisante afin de limiter le risque de
déversement accidentel de boues, compte tenu des matières sous la surface et de la pression des boues
de forage. Un plan d’intervention en cas de déversement accidentel de boues doit être mis au point avant
le FDH. Ce plan indiquera le protocole de surveillance durant la construction, d’arrêt des travaux en cas
de rejet et de confinement et de nettoyage des fluides de forage. Les plans de protection de
l’environnement décrivent les mesures d’atténuation requises dans le plan d’intervention en cas de
déversement de boues de forage. Un déversement accidentel de boues ne devrait pas avoir d’effets
considérables sur la pêche grâce à l’établissement de plans d’intervention et de plans d’urgence, et en
raison de la nature peu dangereuse des boues de forage. La saison aurait aussi une influence sur :
•
la sensibilité du biote aquatique qui reçoit le rejet;
•
la dispersion du produit (débit fort ou faible);
•
la température de l’eau et de l’air, qui influe sur la solubilité des constituants;
•
la présence de glace, qui peut emprisonner les matières, en réduire la dispersion et entraver les
travaux de nettoyage.
Grâce à la mise en œuvre des mesures d’atténuation du plan d’intervention en cas de déversement de
boues de forage, les effets potentiels d’un déversement de boues de forage ne devraient avoir aucun
effet nocif à long terme sur les poissons et leur habitat ainsi que sur l’hydrologie.
6.4.7
Archéologie et paléontologie
Un déversement accidentel pourrait perturber les ressources archéologiques. Les sites archéologiques
pourraient être touchés, avec une réduction de leur valeur patrimoniale et une altération permanente de
leurs composantes par suite d’une dégradation chimique. De plus, le nettoyage de la matière contaminée
perturberait directement le site.
La présence des ressources paléontologiques est limitée et est généralement liée à l’exposition de la
couche fossilifère dans les flancs de vallées et dans les zones d’érosion qui sont souvent situées au bord
de l’eau. On trouve aussi des fossiles du Quaternaire dans des terrasses le long des cours d’eau. Un
rejet à flanc de vallée ou dans un cours d’eau laisserait pénétrer la matière dangereuse dans la couche
fossilifère et contaminerait les sites présents. Il diminuerait la valeur patrimoniale du site et des fossiles.
La dégradation chimique pourrait perturber le site de manière permanente. De plus, la nature des
6-12
Mai 2016
Projet Énergie Est
opérations de nettoyage pourrait accidentellement éliminer ou endommager des ressources
paléontologiques.
Compte tenu de la faible fréquence et de la nature localisée des déversements ainsi que de la mise en
œuvre du plan d’intervention en cas de déversement (se reporter au volume 21, plans de protection de
l’environnement pour le nouveau pipeline et les tronçons à convertir, annexe F), les effets potentiels d’un
déversement ne devraient avoir aucun effet nocif à long terme sur les ressources archéologiques ou
paléontologiques.
Un déversement accidentel de boues de forage sur les ressources archéologiques et paléontologiques
ne devrait avoir aucun effet considérable étant donné la nature peu dangereuse des boues de forage.
6.4.8
Santé humaine
Les déversements accidentels de matières dangereuses pourraient influer directement sur la santé
humaine :
•
par contact physique prolongé avec la matière;
•
par des effets toxiques, qui pourraient survenir si des vapeurs sont inhalées, selon les
caractéristiques de la matière déversée.
Le risque pour la santé humaine est plutôt lié à des déversements de grand volume. Pendant la
construction, il se produit plus souvent de petits déversements que des grands. Les zones d’entreposage
qui contiennent de grandes quantités de matières dangereuses comprendront une enceinte de
confinement secondaire ou des réservoirs à double paroi afin de réduire les risques de déversement.
Dans le cas peu probable d’un déversement, les mesures décrites dans le plan d’intervention en cas de
déversement (se reporter au volume 21, plans de protection de l’environnement pour le nouveau pipeline
et les tronçons à convertir, annexe F) seront mises en œuvre afin de réagir rapidement et de façon
coordonnée au déversement et ainsi réduire les risques potentiels sur la santé humaine. Le plan
d’intervention en cas de déversement comprend des étapes concernant l’intervention initiale, des
procédures générales de confinement du déversement et des procédures relatives aux déversements
provenant de véhicules, aux déversements à proximité d’un cours d’eau ou d’un plan d’eau ou dans
celui-ci et aux déversements ponctuels. Le plan d’intervention en cas de déversement comprend aussi
une liste de contrôle de la scène du déversement et des autorités de réglementation à contacter. Le
mauvais usage ou l’entreposage de produits chimiques pourrait aussi avoir un effet sur la santé humaine.
Énergie Est a élaboré un plan de gestion des produits chimiques afin de manipuler et d’entreposer les
produits chimiques de façon sécuritaire. Avec l’application des mesures indiquées dans ce plan de
gestion des produits chimiques, le potentiel de risque pour la santé humaine est réduit de manière
substantielle.
Mai 2016
6-13
Projet Énergie Est
Si les mesures décrites dans le plan d’intervention en cas de déversement, le plan sur les sols
contaminés et le plan de gestion des produits chimiques sont mises en œuvre, on s’attend à ce qu’il ne
subsiste aucun effet nocif à long terme sur la santé humaine. (Se reporter au volume 21, plans de
protection de l’environnement pour le nouveau pipeline et les tronçons à convertir, annexe G)
Un déversement accidentel de boues de forage ne devrait avoir aucun effet sur la santé humaine étant
donné la nature bénigne des boues de forage.
6.4.8.3 Accidents de véhicule
Énergie Est comprend que des risques sont liés à l’augmentation de la circulation routière résultant des
travaux de construction. Énergie Est exige que tous ses entrepreneurs établissent des programmes de
formation et de sensibilisation des conducteurs. Pendant la construction, les entrepreneurs peuvent
transporter les travailleurs au chantier par autobus afin de réduire le nombre de véhicules sur les routes
et sur l’emprise des travaux de construction. Les limites de vitesse sont strictement appliquées et tout le
personnel qui entre sur le chantier de construction doit suivre un programme d’orientation avant de
travailler sur l’emprise. Une collision entre deux véhicules pourrait entraîner un appel au 911 et
l’utilisation des services d’intervention d’urgence. Étant donné qu’une telle collision ne se transformerait
probablement pas en événement d’envergure, l’intervention des services d’urgence locaux devrait
largement suffire. Une collision entraînant des blessures ou un décès serait un incident isolé. Toute
pression sur l’infrastructure et les services serait de courte durée, sporadique, et ne perturberait
probablement pas leur capacité.
6.5
Résumé et conclusions
Les accidents et les défaillances pendant la construction du pipeline peuvent perturber les ressources
biophysiques le long du tracé du Projet, y compris la qualité de l’air, les sols, l’hydrogéologie, la
végétation, la faune et l’habitat faunique, les poissons et leur habitat ainsi que l’hydrologie. Un
déversement de déchets liquides comme de l’huile de graissage, du méthanol et de l’antigel utilisés
durant la construction pourrait être toxique pour la végétation et la faune. Les liquides dangereux sur le
chantier de construction doivent être manipulés et entreposés correctement afin de limiter le risque
d’écoulement. Les franchissements de cours d’eau par FDH utilisent des boues de forage qui peuvent
être nocives pour les poissons et leur habitat si un rejet accidentel produisait une augmentation de la
sédimentation. Une bonne planification permettra de limiter le risque, et de l’équipement et des plans
d’intervention d’urgence seront mis en œuvre avant le début de la construction des franchissements de
cours d’eau par FDH.
Les déversements accidentels qui atteignent les eaux de surface risquent de perturber les poissons et les
autres organismes aquatiques par des effets toxicologiques et la suffocation physique. Un rejet accidentel
pourrait influer sur les ressources archéologiques et paléontologiques surtout le long des
franchissements de cours d’eau.
6-14
Mai 2016
Projet Énergie Est
Les plans d’intervention et de gestion relatifs aux déversements, aux sols contaminés et aux produits
chimiques documentés dans le PPE permettront de réduire les effets potentiels. Cela dit, les effets
potentiels du Projet découlant des accidents et des défaillances pendant la construction sont considérés
comme négligeables.
6.6
Références
MPO (Pêches et Océans Canada). Loi sur les pêches. Accessible à l’adresse : http://lawslois.justice.gc.ca/fra/lois/ F-14/.
Mai 2016
6-15
Projet Énergie Est
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Mai 2016
Projet Énergie Est
7
SÉCURITÉ DU PIPELINE
7.1
Transport du pétrole brut
Section 7 : Sécurité du pipeline
Depuis 2007, la production canadienne de pétrole brut a augmenté de près de 15 % (ONÉ, 2013).
L'augmentation de la production de pétrole brut a entraîné une augmentation de la demande pour le
transport du pétrole brut. Trains, camions, pétroliers et pipelines constituent les quatre principaux modes
de transport du pétrole brut. Et en matière de sécurité, de coûts et d'efficacité, chacun d'eux a ses
avantages et ses inconvénients.
7.1.1
Chemin de fer
L'analyse des incidents ferroviaires au Canada entre 1998 et 2012 (Bureau de la sécurité des transports
du Canada) révèle que le taux moyen d'incidents par million de milles de voie principale est de 18,4 et
que le taux moyen de décès humains pour tous les accidents ou incidents ferroviaires est de 1,1 décès
par million de milles de voie.
De récents incidents, notamment le déraillement de train de Lac-Mégantic qui a entraîné la mort d'environ
47 personnes, ont soulevé de nombreuses préoccupations en matière de sécurité liées au transport par
train du pétrole brut (Giovannetti et coll., 2013).
L'AAR indique que la capacité idéale des wagons-citernes varie en fonction de la densité du pétrole brut
transporté. Pour le brut léger, chaque wagon peut contenir approximativement 720 barils (b). Pour le brut
lourd, la charge maximum d'un wagon-citerne est d'environ 600 b. En raison de l'augmentation de la
demande pour l'expédition du pétrole brut par train et du déficit subséquent de wagons-citernes
disponibles, les wagons-citernes contenaient approximativement en moyenne, en 2011, 665 b
(AAR 2013). L'estimation des coûts d'expédition du pétrole brut par train varie d'environ 10 dollars US
($ US) le baril à près de 30 $ US le baril, en fonction de l'emplacement, de la distance et de la qualité du
pétrole brut (Platts, 2013). Le brut lourd coûte plus cher à expédier parce qu'il faut parfois faire appel à
des citernes isolées et à des systèmes de traitement thermique à destination pour améliorer la fluidité du
produit.
La capacité nominale prévue du projet serait de 1,1 million de barils par jour (bpj), de l'Alberta et de la
Saskatchewan jusqu'aux raffineries de l'Est canadien, soit une distance de plus de 4 500 km. En se
fondant sur une capacité moyenne de 714 b par wagon-citerne, plus de 16 trains de 100 wagons chacun
(soit 1 650 wagons) seraient nécessaires pour acheminer la même quantité de pétrole que le Projet
(Association canadienne de pipelines d'énergie, 2013).
7.1.2
Camion
Des camions et des véhicules à moteur assurent le déplacement du pétrole brut entre l'extrémité des
pipelines ou des gares de triage et sa destination finale. En raison de l'incertitude de la conduite sur route
et de la nature potentiellement dangereuse du pétrole brut, l'historique de sécurité du transport par
camion est moins brillant que celui du transport par train ou par pipeline. Entre 2006 et 2010, 91 % des
Mai 2016
7-1
Projet Énergie Est
incidents de matières dangereuses étaient reliés à des accidents de la route pendant le transport
(Alliance canadienne du camionnage, 2014).
Le transport du pétrole brut par camion n'est pas économique en raison de la capacité de charge limitée
de ce mode de transport. En se fondant sur une capacité approximative de charge maximum de 200 b
par camion, il faudrait 5 500 camions pour transporter la capacité nominale de 1,1 million bpj. Le
transport du pétrole brut par camion accroîtrait en outre le volume de véhicules sur la route et, par
conséquent, les risques d'accident de véhicule. Quoi qu'il en soit, les camions sont nécessaires en raison
de leur polyvalence et pour assurer la livraison à destination, particulièrement lorsque les infrastructures
routières permettent d'assurer la livraison aux endroits où il n'y a pas de pipeline.
7.1.3
Pétrolier
Les pétroliers permettent d'expédier le pétrole brut par la mer. Quoiqu'ils exigent la présence
d'infrastructures portuaires, ils sont plus souples que les pipelines sous-marins, qui n'offrent pas les
mêmes possibilités en matière de distance et de destination.
Selon les données fournies par la Conférence des Nations Unies sur le commerce et le développement
(2012) et par l'International Tanker Owners Pollution Federation Limited (ITOPF), les pétroliers seraient à
l'origine de moins de un déversement important de plus de 51 b par 770 Gt-km de pétrole brut transporté.
Le nombre de déversements par année a constamment diminué depuis que l'ITOPF a commencé à
recueillir des données en 1970, en dépit d'une croissance intermittente des expéditions de pétrole par
mer. Par conséquent, bien que le nombre de déversements attribuables à des pétroliers ait été élevé par
le passé, on s'attend à ce que cette fréquence soit considérablement inférieure à l'avenir.
7.1.4
Pipeline
Entre 2002 et 2011, plus de 99,9 % des produits liquides transportés par pipeline au Canada ont été
livrés de manière sécuritaire et sans incident (Association canadienne de pipelines d'énergie, 2013).
Entre 2003 et 2012, 14 incidents touchant des pipelines ont entraîné un déversement de pétrole brut.
Cinquante-sept pour cent de ces incidents ont mené à un déversement inférieur à 6 b de pétrole, 14 % à
un déversement variant de 6 à 160 b, 21 %, à un déversement variant de 165 à 6 300 b et 1 %, à un
déversement de plus de 6 300 b (Bureau de la sécurité des transports du Canada, 2012).
Par rapport aux pipelines, le transport terrestre du pétrole par camion ou par train comporte un risque
supérieur de préjudice pour le public en raison de la probabilité supérieure d'interaction entre le public et
des véhicules comme les camions ou les trains (US Department of Transportation 2002). Par
conséquent, les pipelines sont considérés comme le mode le plus sécuritaire de transport du pétrole brut.
Selon l'Association of Oil Pipe Lines (AOPL, 2013), le transport du pétrole brut coûte environ 1 $ US par
baril dans les zones où l'infrastructure des pipelines est bien développée. Il en coûterait
approximativement 8 $ US par baril pour acheminer le pétrole brut lourd de l'Ouest canadien jusqu'à
Houston, au Texas (Département d’État américain, 2013). Le transport du pétrole brut par pipeline coûte
moins cher que son transport par train, mais les coûts peuvent varier en fonction des caractéristiques du
projet.
7-2
Mai 2016
Projet Énergie Est
Au moment de l'évaluation de tous les modes de transport, les pipelines représentent le mode de
transport terrestre du pétrole brut le plus sécuritaire et le plus économique, par rapport au transport par
train ou par camion.
7.1.5
Comparaison des modes de transport
La présente section aborde de manière objective les principaux modes de transport du pétrole brut,
notamment les pipelines, les camions, les pétroliers et les trains, et en compare de nombreux aspects. Le
tableau 7-1 comprend un sommaire des résultats de cette comparaison.
Tableau 7-1
Modes de transport du pétrole brut
Paramètre
Sécurité : fréquence des
incidents ou des décès
Sécurité : risque pour le
public
Sécurité : risque pour
l'environnement (en fonction
du volume)
Sécurité globale (public et
environnement)
Capacité (b)
Train
Environ 89/année
Mode de transport
Camion
Pétrolier
1
Environ 1/année
--2
Pipeline
~0,4/année
Modéré à élevé
Élevé
Faible
Faible
Faible à modéré
Faible
Faible à élevé
Faible à élevé
Bonne
Faible
Bonne
714 b/wagon;
100 wagons/train
1 650 wagons ou
16,5 trains
200 b/camion
70 000 à 2 500 000 bpj3
5 500 camions
0,38 %
Environ 1 pétrolier
Suezmax (environ
1,1 million b chacun)
21,87 %
Meilleure pour le
transport terrestre
1 100 000 millions
bpj
S.O.
Région continentale,
aucune
infrastructure
supplémentaire
exigée
Élevée, assure le
transport à la
destination finale
Au large, d'un port à
l'autre, le transport
repose généralement
sur d'autres modes de
transport
Modérée, offre une
solution unique pour le
transport outremer
Nombre de véhicules requis
pour assurer la capacité
nominale (1 100 000 bpj)
4
Pourcentage du pétrole total 0,13 %
transporté (moyenne aux
É.-U. entre 2000 et 2009)**
Destination
Région
continentale,
exige des
infrastructures
77,59 %
Région
continentale,
exige des
infrastructures
Modérée
Souplesse (en fonction des Modérée
exigences liées aux
infrastructures)
REMARQUES :
1
Comme la source d'information n'a pas fourni de données détaillées sur les décès ou les blessures attribuables à
des incidents routiers liés au transport du pétrole brut, ces estimations ont été tirées d'une représentation
graphique de l'information et devraient par conséquent être considérées comme approximatives. De nombreux
incidents se produisent au moment du chargement ou du déchargement, de sorte qu'ils ne sont pas
nécessairement pris en compte dans le calcul du taux de décès ou de blessure.
2
Information non disponible.
3
Le transport du pétrole fait appel à des pétroliers de nombreuses tailles différentes. Le plus imposant qui sera
utilisé est un très gros transporteur de brut (TGTB), pouvant contenir environ 2,2 millions de barils en fonction de la
densité exacte brute et de l'état de la mer.
4
Un écart de la capacité de transport découlant du sous-développement des réseaux de pipeline a eu pour effet
d'accroître l'utilisation du chemin de fer. C'est ainsi qu’en 2012 les chemins de fer de classe 1 aux É.-U. ont assuré
le transport de plus de 168 millions de barils de pétrole brut, ce qui correspond à une augmentation de plus de
95 % par rapport aux 8 millions de barils transportés en 2009. Et l'année 2013 devrait voir une augmentation
encore supérieure, près de 70 millions de barils ayant été transportés au cours du premier trimestre uniquement
(AAR, 2013).
Mai 2016
7-3
Projet Énergie Est
7.2
Mesures de sécurité pour pipeline
Des mesures de sécurité et de protection environnementale seront intégrées à la conception, à la
construction et à l'exploitation du pipeline pour réduire les risques d'accident ou de défaillance.
Énergie Est emploiera les normes, spécifications et meilleures pratiques de l'industrie pour le projet.
Énergie Est se conformera à la réglementation du gouvernement fédéral, principalement sous l'autorité
de l'Office national de l'énergie (ONÉ). Énergie Est respectera aussi la réglementation des autres
organismes fédéraux, provinciaux ou municipaux, notamment d'Environnement Canada, de Pêches et
Océans Canada et de Transports Canada.
7.2.1
Conception
Le projet sera conçu de manière à répondre aux normes de l'industrie, voire à les surpasser. Dans le cas
des pipelines, la sécurité commence par la sélection et la conception soigneuses de l'itinéraire. Des
mesures de protection ont été adoptées au moment de la conception et seront mises en œuvre au cours
de la construction et de l'exploitation. Les fournisseurs d'acier, les aciéries et les postes d'enrobage
seront préqualifiés dans le cadre d'un processus formel de qualification conforme aux exigences de
l'Organisation internationale de normalisation. Le tuyau est conçu selon de strictes exigences en ce qui a
trait aux composants comme le carbone, pour en assurer la soudabilité pendant la construction. Chaque
lot de tuyaux fait l'objet d'essais mécaniques pour en vérifier la solidité, prévenir les ruptures et en
enrayer la propagation. Il subit aussi des essais hydrostatiques. Il est aussi possible de retracer le quart
de travail et le fournisseur d'acier ayant participé à la production de chaque joint du tuyau. Un programme
formel de surveillance de la qualité est en place à l'aciérie et au poste d'enrobage. La conduite est
inspectée en usine en fonction de strictes normes de tolérance en matière de rondeur et d'épaisseur
nominale de la paroi. La préparation de sa surface est également inspectée avant l'application du
revêtement. L'application du revêtement est attentivement surveillée pour s'assurer de sa qualité. Une
dernière vérification de l'épaisseur du film est effectuée dans le cadre de l'inspection finale.
Le meilleur moyen de réduire les effets environnementaux consiste à sélectionner soigneusement
l'itinéraire de l’oléoduc; pour de plus amples renseignements sur la sélection de l'itinéraire, se reporter à
la Demande consolidée, volume 4, section 2.2. En convertissant une canalisation de gaz naturel
existante en pipeline pour pétrole brut, il est possible de réduire les effets associés à la construction du
pipeline. Pour la construction et l'itinéraire du pipeline, Énergie Est a tenu compte de divers facteurs
comme la topographie locale, l'utilisation du terrain, l'habitat des espèces rares ou menacées, les
ressources historiques et les agglomérations.
7.2.2
Pendant la construction
Le projet sera réalisé de manière à répondre aux normes de l'industrie, voire à les surpasser. Les
soudures du pipeline réalisées sur place feront l'objet d'un examen radiographique ou ultrasonique,
tandis que le pipeline sera lui-même soumis à un essai hydrostatique à 125 % de la PMS.
Pour atténuer les effets possibles de la corrosion sur le nouveau pipeline, Énergie Est utilisera une résine
époxyde liée par fusion—un revêtement protecteur appliqué sur la surface externe du tuyau pour éviter la
corrosion. Il bénéficiera également d'un système de protection cathodique par courant imposé. Ce
système enverra un signal à courant continu de faible tension protégeant le pipeline contre la corrosion.
7-4
Mai 2016
Projet Énergie Est
Pour réduire la corrosion interne, on appliquera la norme de l'industrie de 1 % de sédiments et d'eau par
volume. Le contrat de transport qu'a signé Énergie Est avec ses transporteurs comporte une spécification
tarifaire de 0,5 %, ce qui est inférieur à la norme du secteur. Le pipeline est conçu pour fonctionner dans
un écoulement turbulent pour réduire la rupture de gouttes d'eau, cause potentielle de corrosion interne.
Traditionnellement, l'un des plus importants risques associés à l'exploitation d'un pipeline pour pétrole
brut est le risque potentiel de dommages causés par des travaux d'excavation de tierces parties. Pour
réduire ces risques, le pipeline sera construit dans une emprise approuvée et des repères seront installés
à intervalles réguliers ainsi qu'aux points de franchissement des routes, des voies ferrées et des cours
d'eau. De plus, l'épaisseur de la couverture répondra à la réglementation fédérale.
7.2.3
Exploitation et entretien
Le projet sera exploité et entretenu de manière à répondre aux normes de l'industrie, voire à les
surpasser. Pendant l'exploitation, le pipeline fera régulièrement l'objet de travaux d'inspection, d'entretien
et de surveillance. Énergie Est procédera à des inspections visuelles périodiques complètes (terrestres
ou aériennes) de l'emprise. Énergie Est surveillera aussi les activités aux environs du pipeline pour éviter
toute intrusion ou tout accès non autorisé.
Pendant l'exploitation, le pipeline sera nettoyé au moyen d'outils d'inspection interne. Le pipeline sera
inspecté au moyens d'outils d’inspection interne intelligents, qui mesureront et enregistreront la
fissuration par corrosion sous contrainte (FCSC), les pertes de métal interne et externes et les
enfoncements. Énergie Est disposera ainsi de la capacité de prévenir la fissuration et la corrosion, ainsi
que les éventuels dommages causés par les travaux d'excavation effectués par les entrepreneurs tiers.
Le pipeline fera l'objet d'une surveillance permanente, 24 heures sur 24 et 365 jours par année, par le
centre de contrôle de l'exploitation (CCE) de TransCanada, au moyen d'un système d'acquisition et de
contrôle des données (SCADA ou Supervisory Control and Data Acquisition) perfectionné. Énergie Est
mettra en application une stratégie de détection des fuites utilisant une variété de méthodes de détection
en temps réel et en temps non réel. Ces méthodes comprennent une détection redondante dans toutes
les conditions d'exploitation et la stratégie comprendra des critères de détermination des seuils de
détection des fuites et d'arrêt du pipeline. Elle s'articulera de la façon suivante :
•
Des systèmes de détection des fuites basés sur le modèle transitoire en temps réel (RTTM) et du
bilan de volume modifié (MVB) diviseront le pipeline en petites sections et surveilleront chacun d'eux
sur la base du bilan massique. Ces systèms pourront déceler des fuites d'à peine 1,5 à 2 % de
l'écoulement du pipeline, indépendamment des autres éléments de la stratégie;
•
Ces systèmes seront complétés par un dispositif de surveillance pression-débit, qui assurera un
niveau supplémentaire de surveillance en alertant rapidement les exploitants d'écarts de grande
ampleur imprévus par rapport à diverses combinaisons de pressions et de débits, lorsqu'ils sont
susceptibles d'indiquer une variation soudaine du fonctionnement du pipeline. Ce dispositif s'appuiera
sur l'analyse des données d'exploitation historiques et sera réglé de manière à offrir une grande
précision;
Mai 2016
7-5
Projet Énergie Est
•
Les systèmes décrits seront configurés de façon à alerter les contrôleurs du CCE des problèmes
potentiels au moyen du système SCADA, qui permet l'affichage complet des renseignements dans un
but d'analyse des incidents et d'enquête. Ce système présente notamment les débits, pressions et
autres données essentielles de capteurs afin de faciliter la surveillance continue de l'état du pipeline.
•
Ces systèmes en temps réel seront complétés par les méthodes en temps non réel suivantes :
•
Des contrôles informatisés de l'équilibrage de la canalisation serviront à surveiller les volumes de
réception et de livraison et à déceler les fuites de 1,5 % et moins du volume d'écoulement du
pipeline.
•
Des inspections internes effectuées dans le cadre du processus de gestion de l'intégrité
permettront de déceler des fuites de la taille d'une tête d'épingle.
•
Des patrouilles aériennes et terrestres assureront la surveillance régulière des installations, de
l'emprise du pipeline et des zones avoisinantes à la recherche d'indications de fuites et de
possibles menaces.
•
Les observations effectuées par des tiers au sujet du pétrole ou des odeurs seront transmises à
TransCanada dans le cadre du programme de sensibilisation de la population et renforceront la
surveillance.
En cas d'alarme (en provenance, par exemple, du système de détection des fuites) indiquant une fuite
possible, le contrôleur du CCE dispose de 10 minutes au maximum pour déterminer, au moyen des
procédures établies, qu'elle n'est pas causée par une fuite. S'il n'est pas en mesure de le faire, il lance
immédiatement un arrêt du pipeline. Si plusieurs indices de fuite sont relevés dans le pipeline pendant
ces 10 minutes, l'écoulement est immédiatement interrompu (la période de 10 minutes accordée au
diagnostic est supprimée).
D'après les renseignements de conception actuels, l'arrêt du pipeline, notamment la fermeture des
pompes et des vannes de sectionnement pour isoler les tronçons incluse, prendra moins de 8 minutes.
L'intervention d'urgence, dont l'envoi de personnel sur place, sera immédiatement lancée au moyen du
système de gestion des urgences de TransCanada. Des vannes de régulation du pipeline servant à isoler
les tronçons seront installées dans les stations de pompage et à intervalles réguliers le long du pipeline,
ainsi que de chaque côté des importants points de franchissement des cours d'eau ou près des
ressources vulnérables.
Le système de détection des fuites avisera les préposés du CCE par l’entremise du système SCADA et
leur fournira de l'information destinée à l'analyse et à l'enquête de l'incident. Un second CCE redondant,
de réserve, sera en outre mis en place pour servir en cas d'urgence.
Énergie Est adoptera un programme d'entretien, d'inspection et de réparation qui sera conforme aux
exigences réglementaires ou qui y sera supérieur. Le programme annuel d'entretien du pipeline (PEP) de
TransCanada sera conçu pour assurer l'exploitation fiable et sécuritaire du pipeline. Le PEP est appuyé
par un objectif touchant l'ensemble de l'entreprise que les installations soient fiables. Les données
recueillies au cours de l'année serviront à élaborer le programme de l'année suivante.
7-6
Mai 2016
Projet Énergie Est
Énergie Est atténuera les risques d'excavation par des tiers en mettant en œuvre des programmes
exhaustifs de sensibilisation du public et de prévention des dommages axés sur la formation et la
sensibilisation. Énergie Est participera à des programmes de centres d'appels nationaux et locaux,
comme Info-Excavation ou Centre d'appel unique, aux endroits où de tels centres existent.
Enfin, Énergie Est mettra en place un plan d'intervention d'urgence (PIU) destiné à réagir face aux
incidents. Le PIU regroupe des guides exhaustifs, des plans de formation détaillés, des exigences en
matière d'équipement, des plans de ressources ainsi que des processus de vérification, de gestion du
changement et d'amélioration permanente. Le système de gestion de la planification des immobilisations,
le système de gestion de l'actif et le plan d'intervention d'urgence de TransCanada aideront celle-ci à
exploiter le pipeline d'une manière responsable sur le plan environnemental.
7.3
Intervention d’urgence
Par souci de prudence, la présente évaluation est fondée sur l'hypothèse qu'aucune intervention ni aucun
nettoyage n'aura lieu, mais Énergie Est interviendra rapidement et de manière responsable en cas
d'incident afin d'en réduire les effets. Conformément au Règlement de l’ONÉ sur les pipelines terrestres,
Énergie Est avisera immédiatement le Bureau de la sécurité des transports en cas de déversement de
pétrole brut. Énergie Est avisera aussi les autres organismes, notamment les organismes locaux
d'intervention d'urgence, les premiers répondants, les ministères provinciaux et les communautés
autochtones. Énergie Est possède des capacités d'intervention à l'interne en plus d'avoir des relations
ainsi que des ententes d'entraide et de coopération mutuelle avec des entrepreneurs en intervention
d'urgence. L'ONÉ est le principal organisme d'intervention fédéral en cas de déversement de pétrole
affectant le sol et les eaux intérieures. En fin de compte, Énergie Est sera matériellement et
financièrement responsable de l'intervention initiale (même si elle est exécutée par des tiers), du
nettoyage du pétrole et des matériaux contaminés ainsi que de la restauration et de l'indemnisation des
zones touchées, conformément aux exigences réglementaires applicables.
La réglementation fédérale exige des exploitants de pipeline qu'ils possèdent un PIU et que ce dernier
soit mis en œuvre pour intervenir au cas où un incident ou une urgence surviendrait bien avant la
demande d'autorisation d'exploitation. Les objectifs du PIU d'Énergie Est sont les suivants :
•
établir les lignes directrices et les procédures à suivre en cas d'urgence pour assurer la protection de
la santé et de la sécurité du public et des intervenants;
•
réduire les dangers relatifs aux urgences liées aux pipelines;
•
établir des processus de formation des employés sur les procédures d'urgence;
•
établir des lignes directrices pour la mise en place de programmes de formation permanente et de
liaison conçus pour informer les premiers répondants des communautés et le public des procédures
à suivre afin de reconnaître une situation d'urgence, de la déclarer et d'intervenir de manière
appropriée.
Mai 2016
7-7
Projet Énergie Est
7.3.1
Phases de l'intervention d'urgence
L'intervention d'urgence s'effectue par phases. Un rejet commence par un événement initiateur (la
cause) et une perte initiale de pétrole brut du pipeline. Une fois la fuite décelée, l'intervention d'urgence
est menée de la façon suivante :
1. arrêt de la station de pompage;
2. fermeture des vannes pour isoler la fuite;
3. arrêt de l'écoulement du tuyau;
4. confinement et rétablissement, qui peuvent s'effectuer simultanément avec l'arrêt du rejet de pétrole.
La durée des phases 1 à 3 détermine la quantité de pétrole brut rejeté. La quatrième phase limite la
propagation possible de pétrole brut rejeté et ses effets potentiels. L'écoulement dans le pipeline ne
reprend que lorsque la cause de la fuite a été déterminée, que l'infrastructure a été réparée et que les
organismes de réglementation et la direction de l'entreprise en ont donné l'accord.
7.3.2
Notifications en cas d'urgence
Les procédures de notification en cas d'urgence s'enclenchent dès qu'un déversement est découvert. Les
organismes de réglementation fédéraux et les services d'urgence locaux sont avisés immédiatement
après la découverte d'un déversement. En parallèle, des notifications sont expédiées à l'interne pour
déclencher l'intervention d'urgence chez Énergie Est et aviser les services pertinents, conformément aux
procédures de notification d'urgence établies.
Lorsqu'un déversement est détecté, les intervenants d'Énergie Est sont immédiatement mobilisés.
7.3.3
Confinement du pétrole brut
Les options de nettoyage d'intervention d'urgence en cas de déversement de pétrole brut comprennent
des méthodes de confinement associées à des procédures de récupération, comme le pompage et
l'aspiration mécaniques, l'utilisation de produits absorbants (p. ex. tampons) et l'excavation des sols. Le
recours aux surfactants biologiques, aux agents oxydants chimiques ou au brûlage du pétrole brut liquide
est possible uniquement lorsque les autorités de réglementation compétentes le permettent.
Les travaux de confinement débuteront dès que les activités d'évaluation initiales sont terminées et qu'il
est possible d'accéder au site du déversement. Les technologies de confinement sont mises en
application près du point de déversement du pipeline, puis en aval, le long des bassins et des fossés de
drainage. Si les eaux de surface sont touchées, des mesures de confinement seront prises pour éviter
tout écoulement de pétrole brut supplémentaire dans les plans d'eau déjà touchés. L'équipement et les
matériaux de confinement de base habituellement utilisés comprennent :
•
des banages flottants pour contenir les fuites à la surface des plans d'eau (petits fossés et ruisseaux
se dirigeant vers les rivières et les lacs);
•
des banages flottants et des tampons absorbants pour absorber les huiles libres, retarder l'absorption
par l'eau (p. ex. hydrophobe) et récupérer le pétrole;
•
des engins de terrassement, des sacs de sable et des tuyaux de polychlorure de vinyle (PVC) pour la
construction de digues terrestres et de barrages à écoulement restreint.
7-8
Mai 2016
Projet Énergie Est
7.3.3.1 Confinement sous la glace
Pendant l'hiver, les petits et moyens plans d'eau situés le long de l'emprise gèlent. En cas de
déversement dans un plan d'eau sous la glace, les ondulations naturelles à la frontière entre l'eau et la
glace piégeraient le pétrole, l'empêchant ainsi de se propager à l'horizontale. Le confinement naturel des
déversements en hiver facilite les travaux de nettoyage, puisqu'il est possible d'accéder aux poches de
pétrole en forant la glace pour les aspirer au moyen de camions aspirateurs.
7.3.4
Récupération du pétrole brut
La récupération sans délai du pétrole brut au sol est essentielle pour limiter l'étendue et l'ampleur des
effets souterrains. Les travaux de récupération du pétrole brut commencent simultanément aux activités
de confinement. Les premiers efforts de récupération devraient viser le pétrole brut accumulé au point de
déversement et les zones de confinement en aval, où le pétrole brut peut s'être accumulé.
Le pétrole brut résiduel dans la section isolée du pipeline sera retiré et, selon son état, sera transporté
vers des installations extérieures pour y être recyclé, traité ou éliminé.
L'équipement et les matériaux de récupération habituellement utilisés au moment des interventions de
déversement comprennent :
•
des banages de confinement et d'absorption;
•
des camions-citernes dotés de pompes d'aspiration (p. ex. des camions aspirateurs);
•
des pompes mécaniques (p. ex. une pompe centrifuge, une pompe à turbine ou une pompe à
diaphragme);
•
des engins de terrassement (p. ex. des rétrocaveuses, des chargeuses frontales, des camions
tandem basculants ou des pelles);
•
des récupérateurs flottants de divers types;
•
des réservoirs portatifs, notamment des réservoirs de fracturation ou des camions-citernes, ou les
deux;
•
des embarcations.
7.4
Assainissement
Alors que les activités de confinement et de récupération visent à contrer les effets du pétrole brut à la
surface du sol, y compris dans l'eau, l'assainissement vise pour sa part à contrer les effets souterrains. Il
n'est pas rare que l'assainissement débute pendant que se poursuivent les activités de confinement et de
récupération.
Ce sont les organismes de réglementation qui imposent les mesures correctives d'assainissement, qui
peuvent comprendre de l'assainissement actif (p. ex. une excavation ou l'installation et l'utilisation de
systèmes servant à récupérer le pétrole enfoui dans le sol) pour permettre au sol contaminé de se
régénérer par l’entremise de processus environnementaux évolutifs naturels. La réglementation en
vigueur régit les décisions quant aux méthodes et à l'envergure des méthodes d'assainissement utilisées
pour le nettoyage.
Mai 2016
7-9
Projet Énergie Est
7.4.1
Technologies d'assainissement
La récupération du pétrole brut liquide, de ses résidus et des composants dissous constitue effectivement
un défi de taille lorsque le pétrole a pénétré dans le sol. Certains facteurs inhérents au sol déterminent en
effet l'efficacité des mesures d'assainissement de suivi et le temps qui sera nécessaire pour se conformer
aux objectifs de nettoyage réglementaires. Ces facteurs comprennent notamment la géologie et
l'hydrogéologie locales, la chimie du sol et des eaux souterraines ainsi que l'étendue et l'envergure des
effets du pétrole brut sur le sol. Il existe de multiples méthodes et associations de méthodes
d'assainissement pour faire face aux déversements souterrains de pétrole brut. L'amélioration des
technologies d'assainissement actuelles et la mise au point de nouvelles technologies évoluent
constamment; quoi qu'il en soit, de nombreuses méthodes et technologies bien comprises ont été mises
à l’essai et sont reconnues pour être efficaces dans certaines situations. Vous trouverez ci-dessous des
technologies, éprouvées ou nouvelles, qui ont été utilisées et testées sur différents sites de déversement.
7.4.2
Récupération du pétrole brut
La récupération du pétrole brut comprend le retrait et l'élimination ou le traitement de l'eau dans laquelle
du pétrole brut a été déversé. L'eau est d'abord récupérée et séparée du pétrole brut, pour être ensuite
traitée et testée dans le but de confirmer que les effets résiduels sont inférieurs aux normes établies. Les
technologies envisagées en cas de déversement sont décrites ci-dessous.
7.4.2.1 Récupération au moyen d'une pompe jumelée
La récupération du pétrole brut au moyen d'une pompe jumelée exige le forage d'un puits, l'installation
d'une pompe à eau dont l'entrée est située près du fond du puits, associée à une pompe de récupération
tout juste sous l'interface huile-eau (Sutherson, 1997). L'eau est récupérée selon un débit contrôlé pour
abaisser la surface piézométrique près du puits de récupération. Des dispositifs de commande et des
capteurs sont nécessaires pour réguler les pompes de récupération des eaux souterraines et des
hydrocarbures à l'état libre à mesure que ces derniers s'accumulent dans le puits pour être par la suite
récupérés. Le liquide récupéré est acheminé au moyen de conduites souterraines vers un réservoir
central servant au traitement de l'eau et au stockage des hydrocarbures à l'état libre. Le pétrole récupéré
est stocké dans un réservoir que l'on vide périodiquement en fonction du rythme de récupération du
pétrole brut. L'eau récupérée est traitée jusqu'à ce que la concentration d'hydrocarbures qu'elle contient
soit acceptable, de sorte qu'elle puisse être rejetée dans les égouts sanitaires de la municipalité.
L'équipement nécessaire à la récupération au moyen d'une pompe jumelée comprend des pompes
submersibles de puits et des dispositifs de commande, un système de traitement d'eau, des dispositifs de
commande et une salle de contrôle.
7.4.2.2 Récupération intégrale des fluides
La récupération intégrale des fluides fait appel à une pompe pour récupérer les eaux souterraines et le
pétrole brut (Sutherson, 1997). L'eau est récupérée à un débit permettant d'abaisser le niveau global des
fluides jusqu'à une profondeur suffisante pour récupérer également le pétrole brut. Des dispositifs de
commande et des capteurs sont nécessaires pour contrôler la récupération des fluides. Le liquide
récupéré est acheminé au moyen de canalisations souterraines vers un réservoir central de traitement où
7-10
Mai 2016
Projet Énergie Est
l'eau et le pétrole brut sont séparés. Le liquide en phase non aqueuse récupéré est stocké dans un
réservoir que l'on vide périodiquement en fonction du taux de récupération du pétrole brut. L'eau
récupérée est traitée jusqu'à ce que la concentration d'hydrocarbures qu'elle contient soit acceptable, de
sorte qu'elle puisse être rejetée dans les égouts sanitaires de la municipalité. L'équipement nécessaire à
la récupération intégrale des fluides comprend une pompe submersible de puits et des dispositifs de
commande, un système de traitement d'eau, des dispositifs de commande et une salle de contrôle.
7.4.2.3 Bioaspiration
La récupération du pétrole brut sous vide par bioventilation (bioaspiration) exige l'établissement d'un vide
poussé dans le puits de récupération pour améliorer le gradient efficace vers le puits et ainsi accroître la
production du puits (Sutherson, 1997). Ce processus assure la récupération de l'eau et du pétrole brut,
au moyen d'une canalisation de guidage. Le liquide récupéré est acheminé au moyen de canalisations
souterraines vers un réservoir central de traitement où l'eau et le pétrole brut sont séparés. Le pétrole
récupéré est stocké dans un réservoir que l'on vide périodiquement en fonction du rythme de
récupération du pétrole brut. L'eau récupérée est traitée jusqu'à ce que la concentration d'hydrocarbures
qu'elle contient soit acceptable, de sorte qu'elle puisse être rejetée dans les égouts sanitaires de la
municipalité. Il arrive que les vapeurs qui se dégagent du sol aient aussi besoin d'être traitées en fonction
des concentrations d'hydrocarbures volatiles. L'équipement nécessaire à la bioaspiration comprend une
pompe à vide, un système de récupération des fluides et de séparation de l'eau et de l'huile, un système
de traitement de l'eau et des vapeurs du sol, des dispositifs de commande et une salle de contrôle.
7.4.3
Excavation des sols
L'excavation des sols exige le retrait et l'élimination ou le traitement des sols dans lesquels du pétrole
brut a été déversé. Le sol est enlevé jusqu'à ce que les résultats des tests sur place et des analyses
indiquent que les effets du pétrole brut résiduel sont inférieurs aux normes établies. Habituellement,
l'excavation des sols ne se prolonge pas sous le niveau de la nappe phréatique. Le sol excavé est
ensuite acheminé vers une installation d'élimination ou de traitement accréditée. La zone excavée est
recouverte de terre propre. L'excavation est réalisée au moyen d'engins de terrassement et aucune
amélioration des immobilisations n'est nécessaire.
7.4.4
Méthodes de dispersion sur place et par agents chimiques
Des dispersants chimiques peuvent être vaporisés sur les nappes de pétrole pour récupérer rapidement
et efficacement de grandes quantités de pétrole brut. Ces produits chimiques entraînent le
fractionnement du pétrole brut en toutes petites particules rapidement diluées qui se dispersent dans la
colonne d'eau, ce qui facilite les processus d'atténuation naturels comme la biodégradation
(ITOPF, 2013).
Le brûlage sur place est une technique d'intervention en cas de déversement qui exige l'isolation et le
brûlage du pétrole brut déversé. Cette méthode peut être efficace pour éliminer une grande quantité de
pétrole brut à la surface de l'eau, ce qui permet de réduire au minimum les effets nocifs sur
l'environnement aquatique (ITOPF, 2013).
Mai 2016
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Projet Énergie Est
Même si ces deux techniques peuvent être des méthodes d'assainissement efficaces, elles doivent être
utilisées correctement et dans des environnements appropriés. C'est pourquoi Énergie Est consultera les
organismes de réglementation appropriés avant d'y faire appel.
7.4.4.1 Barbotage
Le barbotage est utilisé lorsque des composés organiques volatils sont dissous dans les eaux
souterraines, absorbés dans les sols de la zone saturée ou piégés dans les pores du sol de la zone
saturée (Sutherson, 1997; Wong et coll., 1997). Le barbotage est souvent associé à des systèmes
d'extraction sous vide pour récupérer des composés volatilisés. De l'air comprimé est injecté à de
multiples endroits sous la nappe phréatique. Les composés d'hydrocarbures dissous ou piégés sont alors
volatilisés et acheminés vers la surface du sol pour y être récupérés ou traités par extraction des vapeurs
du sol. L'injection d'air de ce processus permet d'améliorer la biodégradation aérobique. L'air comprimé
est acheminé au moyen d'une canalisation souterraine vers le réseau de puits filtrants, et les vapeurs du
sol sont récupérées au moyen de ces puits. L'équipement nécessaire au barbotage comprend des
compresseurs d'air, des puits filtrants, une pompe à vide, un système de traitement de l'air (facultatif), des
dispositifs de commande et une salle de contrôle.
7.4.4.2 Biodégradation améliorée par ajout d'oxygène
La biodégradation consiste en la réduction catalysée par action microbienne de la complexité des
produits chimiques. Dans le cas des composés organiques, la biodégradation mène souvent à la
conversion de la plus grande partie des éléments en sous-produits inorganiques, phénomène aussi
appelé minéralisation (Sutherson, 1997; Wong et coll., 1997). Il est possible d'accroître l'efficacité du
processus en y ajoutant de l'oxygène comme accepteur d'électrons. Cependant, le processus de
biodégradation peut être ralenti par un déficit d'oxygène dissous. De l'oxygène est introduit dans le sol
sous forme de peroxyde d'hydrogène ou d'un autre produit chimique. Le produit est préparé sous forme
de boue, qui est injectée, dans le sol au moyen d'un appareil de forage doté d'une sonde diffuseuse. Le
taux d'oxygène dissous dans les eaux souterraines peut être vérifié en même temps que d'autres
paramètres pertinents en recueillant des échantillons dans un réseau de puits de surveillance.
7.4.4.3 Adjonction d'éléments nutritifs
Un apport insuffisant en éléments nutritifs, notamment en azote et en phosphore, peut limiter la
biodégradation (Sutherson,1997). La surveillance périodique des eaux souterraines et l'analyse
d'échantillons permettent de déceler une telle insuffisance. L'augmentation de l'apport en éléments
nutritifs est réalisée en épandant un mélange d'éléments nutritifs sur le sol, de sorte que ces derniers
sont lessivés à travers la zone vadose, jusqu'à la zone touchée par les hydrocarbures. Les éléments
nutritifs peuvent aussi être injectés directement dans la zone touchée par les hydrocarbures au moyen
d'un appareil de forage doté d'une sonde doseuse ou d'un système à points d'injection.
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Projet Énergie Est
7.4.4.4 Oxydation chimique
L'oxydation chimique désigne un processus au cours duquel les hydrocarbures ciblés sont convertis en
sous-produits sans danger par un agent oxydant (Sutherson, 1997). Divers agents oxydants ont été
utilisés par le passé, en fonction des situations, dont le dioxyde de chlore, les hypochlorites, le sodium, le
calcium, le peroxyde d'hydrogène et l’ozone. L'agent oxydant sélectionné est ajouté à la zone touchée au
moyen d'un système de points d'injection.
7.4.5
Confinement par enfouissement, en entonnoir ou par endiguement
Il existe de multiples méthodes de confinement pour faciliter la récupération du pétrole brut dans le sol.
Ces technologies comprennent la formation d'un mur de boue ou de palplanches. De telles barrières
peuvent être conçues pour protéger des récepteurs voisins à forte sensibilité ou pour diriger (p. ex. au
moyen d'un entonnoir) les contaminants vers un point de collecte localisé (p. ex. une barrière) où sont
concentrées les activités de traitement.
7.4.6
Résumé
Quoique la prévention constitue la meilleure méthode pour éviter un déversement de pétrole brut,
lorsqu'un tel déversement se produit, les facteurs clés permettant de limiter la contamination par le
pétrole sont le type de sol, les délais d'intervention et l'efficacité du nettoyage. L’oléoduc et les
installations connexes sont situés en grande partie sur des sols et des couches de confinement qui
empêcheraient l'infiltration du pétrole brut déversé dans les aquifères souterrains. Certains secteurs,
notamment les sols alluvionnaires au niveau du franchissement des rivières, sont situés sur des sols
grossiers où l'infiltration dans les eaux souterraines pourrait se produire.
Les eaux peu profondes peuvent indiquer que la nappe phréatique est proche de la surface du sol, sans
nécessairement indiquer que l'aquifère pourrait être utilisé pour l'agriculture ou comme source d'eau
potable. Les eaux très peu profondes sont souvent de très faible qualité, leur teneur en sels, en
pesticides, en nitrates et autres contaminants étant élevée. Le déplacement du pétrole brut est
habituellement limité en raison de son absorbance par les particules du sol, de sorte qu'il ne peut pas
nécessairement atteindre des profondeurs où l'aquifère de grande qualité en serait touché (Fetter, 1993;
Freeze et Cherry, 1979).
Dans la majorité des cas, la vitesse d'infiltration dans la plupart des types de sols le long du tracé de
l’oléoduc est lente, ce qui laisserait suffisamment de temps pour détecter, confiner et nettoyer un
déversement de pétrole brut avant qu'une contamination environnementale à long terme se produise.
Même un déversement dans une zone où les sols sont plus perméables pourrait être nettoyé avec
succès, à la condition que l'incident soit rapidement détecté, confiné et nettoyé (dans la plupart des cas,
en quelques jours ou semaines). Les risques de dommages environnementaux à long terme augmentent
lorsqu'une fuite n'est pas rapidement détectée, qu'elle se produit dans des zones où le sol est très
perméable et en présence d'eau (p. ex. des précipitations, des ruisseaux ou une nappe phréatique peu
profonde).
Dans le cas peu probable d'un déversement, Énergie Est déclenchera son plan d'intervention d'urgence
(PIU). Les étapes de ce plan comprennent la détection de la fuite, la fermeture du pipeline principal,
l'isolation de la fuite, l'arrêt de l'écoulement du tuyau et le déclenchement des activités de confinement et
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Projet Énergie Est
de récupération. Le personnel d'Énergie Est serait immédiatement dirigé vers le site du déversement et
mettrait en œuvre les procédures de confinement et de nettoyage d'urgence afin de confiner et de
récupérer le pétrole brut. Les procédures de nettoyage d'un déversement seraient fondées sur l'état du
site, mais comprendraient normalement des méthodes de confinement associées à des activités de
récupération mécanique et de pompage, l'utilisation de produits absorbants (p. ex., des tampons),
l'excavation des sols, l'épandage de surfactants biologiques et d'agents oxydants chimiques et le brûlage
du pétrole brut liquide avant qu'il s'infiltre dans le sol.
Si le pétrole brut atteint un aquifère, il pourrait s'accumuler à la surface des eaux souterraines. Avec le
temps, et si aucune activité de nettoyage n'est réalisée, une zone de composants de pétrole brut dissous
pourrait former un panache de contaminants qui se dirigerait vers les eaux souterraines. Les principales
caractéristiques de l'aquifère qui influencent la propagation des composants dissous dans les eaux
souterraines comprennent la conductivité hydraulique du sol et le gradient hydraulique. L'ampleur
aérienne des composants dissous se stabilisera avec le temps par le fait des processus d'atténuation
naturels. Des enquêtes menées sur les sites où se sont produits des déversements de pétrole brut
indiquent que la propagation des composants dissous se stabilise habituellement à quelques centaines
de pieds de la source de pétrole brut, en fonction de la vélocité du débit des eaux souterraines et d'autres
facteurs hydrogéologiques particuliers au site. Sur une plus longue période, le panache de contaminants
peut commencer à régresser en raison de la biodégradation naturelle. La récupération de la
contamination sus-jacente attribuable au pétrole brut éliminera la source des composants dissous qui
touchent les eaux souterraines.
La qualité de l'eau pourrait être particulièrement touchée par certains composants du pétrole brut,
notamment le benzène. Dans le cas de ces composants, la concentration ne dépend pas de la quantité
de pétrole en contact avec l'eau, mais plutôt de la concentration du composant en particulier dans le
pétrole. Une analyse de 69 pétroles bruts a révélé que le benzène était le seul composant capable
d'atteindre des concentrations supérieures aux normes de protection de l'eau potable (Kerr et coll., 1999,
cité dans O’Reilly et coll., 2001).
Si les eaux souterraines devaient être contaminées par du pétrole brut, des mesures correctives
s'imposeraient, dont des activités d'assainissement actives (p. ex. l’excavation, l’installation et l’utilisation
de systèmes de récupération du pétrole infiltré dans le sol), pour permettre au sol contaminé de se
régénérer par l’entremise de processus environnementaux évolutifs naturels. La réglementation et les
normes applicables régiraient les décisions quant aux méthodes d'assainissement et à l’ampleur du
nettoyage.
7.5
Conclusion
L'augmentation de la production de pétrole brut au Canada a entraîné une augmentation de la demande
pour le transport du pétrole brut. Les trains, les camions, les pétroliers et les pipelines constituent les
quatre principaux modes de transport du pétrole brut. Et en matière de sécurité, de coûts et d'efficacité,
chacun d'eux a ses avantages et ses inconvénients. Au moment de l'évaluation de tous les modes de
transport, les pipelines représentent le mode de transport terrestre du pétrole brut le plus sécuritaire et le
plus économique, par rapport au transport par train ou par camion.
7-14
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Projet Énergie Est
En plus de la sécurité inhérente aux pipelines par rapport aux autres modes de transport du pétrole brut,
TransCanada possède un système de gestion de la planification des immobilisations ainsi qu'un système
de gestion de l'actif conçus pour assurer l'intégrité du pipeline. De plus, Énergie Est élaborera des plans
d'intervention d'urgence et d'assainissement destinés à réduire les conséquences environnementales et
socio-économiques d'un éventuel déversement.
7.6
Références
Association of American Railroads (AAR). 2013. Moving Crude Oil by Rail. Available from:
https://www.aar.org/keyissues/Documents/Background-Papers/Crude-oil-by-rail.pdf
Association of Oil Pipe Lines (AOPL). 2013. About Pipelines. Available from:
http://www.aopl.org/aboutPipelines/
Canadian Energy Pipeline Association (CEPA). 2013.Facts. Available from:
http://www.cepa.com/library/factoids
Canadian Trucking Alliance. 2014. White Paper on the Transportation of Dangerous Goods by Truck in
Canada (2014). Website:
http://www.cantruck.ca/imispublic/Operations/AM/ContentManagerNet/ContentDisplay.aspx?Secti
on=Operations&NoTemplate=1&ContentID=13210
Fetter, C. W. 1993. Applied Hydrology, Second Edition. Merrill Publishing Company, Columbus, Ohio. 458
pp.
Freeze, R. A., & Cherry, J. A. 1979. Groundwater, 1979. Prentice-Hall, New Jersey.FWP issues fishconsumption advisory below oil spill. (2011, July 25). Retrieved from Montana Fish, Wildlife &
Parks website: http://fwp.mt.gov/news/newsReleases/fishAndWildlife/nr_0291.html
Giovannetti, J, Robertson, G., and McNish, J. 2013. “As Lac-Megantic death toll reaches 47, safety board
calls for immediate rail-safety changes. Toronto Globe and Mail. Retrieved from:
http://www.theglobeandmail.com/news/national/investigators-urge-ottawa-to-make-changes-toproblematic-railway-safety-rules/article13320031/
International Tanker Owners Pollution Federation Limited (ITOPF). 2013. Case Histories. Available from:
http://www.itopf.com/information-services/data-and-statistics/case-histories/
Kerr, J. M., H. R. Melton, S. J. McMillen, R. I. Magaw, and G. Naughton. 1999. Polyaromatic hydrocarbon
content of crude oils around the world. In: SPE/EPS Exploration and Production Environmental
Conference, SPE 52724 as cited in O’Reilly et al. 2001.
Platts. 2013. New Crudes, New Markets. Price Group/Oil Division. Available from:
http://www.platts.com/IM.Platts.Content/InsightAnalysis/IndustrySolutionPapers/NewCrudesNew
Markets.pdf
Sutherson, S.S. 1997. Remediation Engineering: Design concepts. CRC Press, Boca Raton, FL.
Transportation Safety Board of Canada. 2012. Statistical Summary, Pipeline Occurrences 2012. Available
from: http://www.tsb.gc.ca/eng/stats/pipeline/2012/ss12.asp
Mai 2016
7-15
Projet Énergie Est
United Nations Conference on Trade and Development (UNCTAD). 2012. Review of Maritime Transport
2012. Page 12. Available from: http://unctad.org/en/PublicationChapters/Chapter%201.pdf
U.S. Department of State, Bureau of Oceans and International Environmental and Scientific Affairs
(2013). Keystone XL Pipeline Draft Supplemental Environmental Impact Statement. Available
from: http://keystonepipeline-xl.state.gov/draftseis/index.htm
United States Department of Transportation (USDOT). 2002. Office of Pipeline Safety Pipeline Statistics.
Website:http://ops.dot.gov/stats/stats.htm.
Wong, W., C.H. Lim, and G.L. Nolen. 1997. Design of remediation systems. Boca Raton, Florida: CRC
Press.
7-16
Mai 2016
Projet Énergie Est
8
Section 8 : Conclusion
CONCLUSION
Une analyse prudente, dans le cadre de laquelle les menaces sont surestimées, révèle que la fréquence
prévisible des incidents et la probabilité que se produise un important déversement sont faibles. Par
conséquent, les risques d’effets sur l’environnement sont minimes. La conformité aux règlements, la mise
en application du système de gestion de la planification des immobilisations, du système de gestion des
actifs et du plan d’intervention d’urgence de TransCanada, ainsi que le respect des procédures de
sécurité permettront de faire en sorte que le pipeline soit exploité dans le respect de l’environnement et
de manière sécuritaire, en mettant l’accent sur la prévention des déversements.
8.1
Fréquence et volume des déversements
8.1.1
Pipeline terrestre
Pour évaluer la probabilité qu’un déversement se produise, ainsi que le volume d’un tel déversement, on
a procédé à l’analyse de données historiques tirées des bases de données de l’ONÉ et du PHMSA. Ces
bases de données regroupent des données portant sur plus de 357 000 km de pipeline. Selon ces
données, la moyenne du volume des déversements est faible : quatre barils (b) ou moins. De plus :
•
dans 80 % des cas, le volume des déversements était de 50 b ou moins;
•
dans 84 % des cas, le volume des déversements était de 100 b ou moins;
•
dans 95 % des cas, le volume des déversements était de 1 000 b ou moins.
Les déversements de pétrole de 10 000 b ou plus se produisent dans 0,5 % des cas. Ces données
démontrent que la plupart des déversements de pipeline sont peu importants et que les déversements
d’envergure, de 10 000 b ou plus, sont peu fréquents.
Les données du PHMSA ont aussi fourni la base de l’évaluation de la probabilité d’un déversement de
pipeline. En rajustant les données historiques, il a été possible d’établir la fréquence des déversements
pour le projet. Ces rajustements ont été fondés sur les précautions techniques et sur le jugement
professionnel.
Les risques qu’un déversement se produise le long du pipeline de conversion sont de
0,00043 incident/km-année, ce qui correspond à un déversement tous les 2 340 ans pour chaque
kilomètre (km) du pipeline (voir la section 2). Pour le nouveau pipeline, la fréquence des incidents est de
0,00034 incident/km-année, ce qui correspond à un déversement tous les 2 957 ans par kilomètre du
pipeline. Par conséquent, la probabilité qu’un déversement touche une partie de l’oléoduc est faible.
8.1.2
Terminal maritime
On a établi au moyen des données historiques la fréquence des incidents touchant les pipelines en mer,
les tubes prolongateurs et les pétroliers. La probabilité qu’un déversement se produise au terminal
maritime en raison d’une défaillance de pipeline ou d’un incident impliquant un pétrolier est faible, la
fréquence estimative prudente étant de 0,009 déversement par année.
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8-1
Projet Énergie Est
Section 8 : Conclusion
8.2
Conséquences des déversements
Le risque que représentent les projets de pipeline pour l’humain est relativement faible, particulièrement
lorsqu’on considère le nombre de décès attribuables à des incidents liés au transport du pétrole brut par
pipeline. Les conséquences environnementales des déversements de pipeline sont cependant plus
complexes et variées. On a donc envisagé dans le cadre d’évaluations qualitatives et quantitatives les
conséquences d’un déversement sur l’environnement. En règle générale, les conséquences
environnementales d’un déversement de pétrole brut peuvent varier dans le temps et l’espace, en
fonction du volume et de l’emplacement du déversement. Quoique les effets où l’étendue et la gravité
sont importantes se produisent uniquement en cas de déversements majeurs, des effets localisés
peuvent survenir peu importe la taille du déversement de pétrole brut.
8.3
Sites d’intérêt
Pour évaluer les effets sur les zones sensibles, Énergie Est a établi la liste des zones prioritaires,
désignées comme sites d’intérêt. Ces sites d’intérêt comprennent les rivières et les lacs, les bassins
versants et les eaux souterraines à l’échelle du Canada. On ne s’attend pas à ce que les effets sur ces
sites soient importants, compte tenu de la faible probabilité d’un déversement et de la probabilité élevée
qu’un déversement, s’il devait y en avoir un, serait peu important. Quoi qu’il en soit, il pourrait y avoir des
effets sur l’environnement dans certaines situations (p. ex. très important déversement ou faible débit
hydraulique). Énergie Est mettra son plan d’intervention d’urgence en œuvre pour confiner et remédier à
tout déversement, conformément à la réglementation applicable. On s’attend à ce que les effets d’un
déversement sur un site ne soient que temporaires.
8.4
Sécurité du pipeline
À mesure que croît la production de pétrole brut en Amérique du Nord, notamment dans les sables
bitumineux de l’Alberta et dans la formation de Bakken, la demande pour le transport de pétrole brut
augmente aussi. Les trains, les camions, les pétroliers et les pipelines constituent les principaux modes
de transport du pétrole brut. En matière de sécurité, de coûts et d’efficacité, chacun possède ses
avantages et ses inconvénients. Le pipeline représente l’un des modes de transport du pétrole brut le
plus sécuritaire et le plus économique. La fréquence des incidents, l’exposition du public et les effets sur
l’environnement sont peu élevés. Les pipelines sont aussi plus économiques que les autres formes de
transport.
Le Projet sera conçu, construit et entretenu de manière à répondre aux normes du secteur, voire à les
surpasser. Énergie Est fera appel à des systèmes de détection des fuites à la fine pointe pour éviter les
incidents pipeliniers. De plus, Énergie Est mettra en œuvre un programme d’entretien, d’inspection et de
réparation répondant ou surpassant les exigences réglementaires tout en maintenant l’intégrité du
pipeline pendant son exploitation. Énergie Est mettra aussi en place un plan d’intervention d’urgence
pour réagir en cas d’incidents touchant le pipeline et fera en sorte que ce dernier soit exploité d’une
manière responsable du point de vue environnemental.
8-2
Mai 2016

Accidents et défaillances

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