Rapport d’activité de vérification de la conformité : CV2324-169 - NOVA Gas Transmission Ltd.

Aperçu

Type d’activité de conformité : Exercices d’intervention en cas d’urgence

No d’activité : CV2324-169
Début de l’activité : 2023-09-20
Fin de l’activité : 2023-09-21

Équipe :

Société réglementée : NOVA Gas Transmission Ltd.

Exploitant : TransCanada PipeLines Limited

Province(s) / Territoire(s) :

Discipline(s) :

Justification et portée :

Exercice à grand déploiement près de Sundre, en Alberta, organisé par Sundre Petroleum Operators Group et TC. Le scénario de l’exercice portait sur un phénomène sismique local qui a entraîné une série d’événements successifs correspondant au pire scénario, dont la rupture d’une conduite de transport de gaz non corrosif de 48 pouces de NGTL, à environ 5 km au sud de Sundre. Des intrants ont été ajoutés, notamment l’observation d’une irisation sur l’eau peu après l’arrivée du personnel de la société sur le site pour lancer l’intervention. Plus tard au cours de l’exercice, les animateurs ont introduit une nouvelle variable, soit une nappe de pétrole dans la rivière provenant d’une source inconnue.

Outil(s) de conformité employé(s) :

Détails de l’installation

Installations :

Exigences réglementaires :

Exigences réglementaires s’appliquant à cette activité :

Observations (aucun suivi requis)

Observation 1 - Évaluation par la Régie

Date et heure de la visite : 2023-09-20 07:00

Discipline : Gestion des situations d’urgence

Catégories :

Installation :

Observations :

Le 20 septembre 2023, une équipe d’évaluation des exercices d’intervention d’urgence de la Régie de l’énergie du Canada a participé à un exercice conjoint d’intervention d’urgence à grand déploiement de Nova Gas Transmission Limited (« NGTL ») et de Sundre Petroleum Operators Group (« SPOG ») à Sundre et Olds, en Alberta. L’équipe d’évaluation comprenait deux inspecteurs de la Régie et un agent de conformité à la réglementation, ainsi que deux surveillants autochtones de NGTL. L’exercice a été animé par des membres du personnel de l’Alberta Emergency Management Agency (« AEMA »). 

Le scénario de l’exercice portait sur un phénomène sismique local qui a entraîné une série d’événements successifs correspondant au pire scénario, dont la rupture d’une conduite de transport de gaz non corrosif de 48 pouces de NGTL, à environ 5 km au sud de Sundre. Des intrants ont été ajoutés, notamment l’observation d’une irisation sur l’eau peu après l’arrivée du personnel de la société sur le site pour lancer l’intervention. Plus tard au cours de l’exercice, les animateurs ont introduit une nouvelle variable, soit une nappe de pétrole dans la rivière provenant d’une source inconnue.

Quatre membres du personnel de TransCanada Energy (« TCE ») ont assisté à l’exercice en personne à un endroit aménagé à Sundre pour simuler le site de la rupture. Un membre de la GRC, quatre membres du service d’incendie de Sundre, deux employés de la Ville de Sundre, quatre employés de la Régie, un membre du personnel de l’AEMA et six observateurs des Premières Nations O’Chiese et Sunchild y ont également assisté.  Des observateurs de Whitecap Resources et de Peridae étaient également présents. 

De plus, 15 employés de TCE ont mis sur pied une équipe de gestion des incidents de TCE au bureau de SPOG à Olds, en Alberta. Parallèlement, SPOG a mis sur pied sa propre équipe de gestion des incidents à son bureau pour commencer à gérer les autres problèmes liés au phénomène sismique touchant l’infrastructure qui n’appartient pas à TC et n’est pas exploitée par celle-ci. Au départ, les deux équipes de gestion des incidents avaient chacune leurs propres objectifs d’intervention avant la mise sur pied du commandement unifié.


TransCanada Energy a déclaré que ses objectifs dans le cadre de l’exercice étaient les suivants :

  1. Assurer la collaboration dès l’intervention initiale avec divers partenaires de l’industrie de SPOG et des municipalités, les organismes de réglementation et les organismes d’intervention.
  2. Établir un commandement unifié avec de nombreuses organisations d’entraide mutuelle pour atteindre des objectifs d’intervention communs.
  3. Mettre en pratique les procédures de notification des Autochtones simulées ou réelles dans le cadre de l’exercice.

Le personnel de la Régie a évalué les éléments suivants :
 

Tout au long de l’exercice, la priorité a été accordée à la santé et à la sécurité des travailleurs et des membres du public susceptibles d’être touchés.

Les procédures de TCE ont été suivies dès le début de l’incident et comprenaient l’envoi d’un opérateur de TCE sur les lieux pour confirmer l’incident. Une fois la rupture confirmée, l’opérateur a commencé à envoyer des avis internes et a demandé des ressources pour commencer à évacuer la zone et à établir une zone de planification en cas d’urgence (« ZPU ») initiale de 800 m. Une remorque d’intervention entreposée à une installation de TCE située à Airdrie a été amenée sur le site pour la signalisation et les barrages routiers, tandis que l’opérateur a utilisé son camion comme premier poste de commandement du lieu d’incident. L’intervention a d’abord consisté à évacuer et à bloquer l’accès à la ZPU pendant que le centre de commande d’acheminement du gaz de TCE procédait au confinement en fermant les vannes en amont et en aval de manière à isoler le pipeline.
  
La GRC et le service d’incendie ont tous deux fait remarquer qu’ils arriveraient probablement sur les lieux d’un incident pipelinier avant le personnel de TCE en raison de l’activation du 911 et qu’ils pourraient ne pas être au courant des dangers potentiels liés à un incident pipelinier s’ils n’ont pas été avisés au préalable du risque qu’un tel incident se produise dans le secteur.

Bien que les exercices aient commencé sur le site à Sundre, une équipe de gestion des incidents de TCE était en cours d’activation à l’interne et s’installait au bureau de SPOG situé à proximité, plus précisément à Olds, en Alberta, et comprenait des représentants autochtones des Premières Nations O’Chiese et Sunchild. L’équipe de gestion des incidents a respecté les exigences relatives au système de commandement en cas d’incident et aux plans d’intervention de TCE. Tous les postes pertinents ont été pourvus et la formation du personnel de TCE était évidente.  Le personnel de l’équipe de gestion des incidents a établi et tenu des réunions conformément aux principes du système de commandement en cas d’incident. Les agents de liaison de l’équipe de gestion des incidents ont veillé à ce que les avis réglementaires soient activés et à ce que des appels soient réellement faits au Bureau de la sécurité des transports et à la Régie pour donner encore plus de valeur à la formation sur l’incident.

À mesure que l’incident évoluait et lorsqu’une nappe de pétrole provenant d’une source indéterminée a été observée dans la rivière Red Deer, l’équipe de gestion des incidents de TCE a décidé de fusionner avec celle de SPOG, qui gérait déjà d’autres incidents pétroliers et gaziers liés au phénomène sismique. Un commandement unifié réunissant du personnel de la Régie, de l’Alberta Energy Regulator, du comté de Mountain View, de SPOG et de TCE a été formé et a commencé à pourvoir des postes, à fixer des objectifs, à élaborer des stratégies et à diffuser un message public unifié. Si TCE se concentrait au départ sur le rejet, elle s’est ensuite investie dans l’intervention dans son ensemble visant à remédier aux répercussions du phénomène sismique au fil de l’évolution de la situation.

Aucun cas de non-conformité n’a été relevé au cours de l’exercice, et le personnel de la Régie est d’avis que les objectifs de l’exercice ont été atteints. Le personnel de la Régie est d’avis que l’expérience acquise par TCE dans le cadre de l’exercice conjoint contribuera à améliorer son programme élargi de gestion des situations d’urgence et ses capacités d’intervention en cas d’urgence, en particulier les compétences requises pour gérer une catastrophe naturelle de grande envergure.
 

Outil de conformité employé : Aucun outil de conformité employé

Observations (suivi requis auprès de la société)

Les situations de non-conformité se rattachant aux plans ou procédures de la société constituent un non-respect :

- de la condition d’une autorisation exigeant la mise en œuvre du plan ou de la procédure; ou

- de l’article pertinent de la réglementation, qui exige la mise en œuvre du plan ou de la procédure, y compris les articles exigeant la mise en œuvre des plans ou procédures dans le cadre d’un programme.