Risque d’éruption/Blocs obturateurs de puits (BOP)
COMMENTAIRE : BP Canada sous-estime la probabilité d’un évènement d’éruption. Il a été souligné que l’incident de Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique en 2010 a été causé par un BOP défectueux, de sorte que les BOP ne constituent pas un outil fiable pour arrêter un déversement de pétrole. Si cet équipement a subi une défaillance dans le passé, c’est naïf de penser que cela ne se produira pas de nouveau.
FAIT : L’étude d’impact environnemental de BP Canada, préparée par Stantec agissant comme son consultant, affirme que les données historiques indiquent que la probabilité d’un incident d’éruption est extrêmement faible. Pour les puits avec un BOP sous-marin installé, y compris des mâchoires de sécurité à cisaillement et suivant le principe des deux barrières, on estime que la fréquence d’incident d’éruption est de 3,1 x 10-4 (0,00031 ou 0,031 %) par puits de prospection foré (OGP 2010 et DNV 2011). Cette estimation de probabilité est fondée sur des données du golfe du Mexique, du Royaume-Uni et de la Norvège obtenues entre 1980 et 2004. Ces données sont pertinentes pour une période avant la mise en œuvre de mesures de contrôle et d’atténuation supplémentaires qui sont en place pour le puits de prospection qui est foré par BP Canada, y compris :
- Un examen de la conception du puits par un inspecteur de puits indépendant;
- Des mâchoires de sécurité à cisaillement sur le BOP - BP Canada a trois mâchoires sur le BOP. En outre, il y a deux mâchoires à fermeture sur tiges.
- Vérification par un tiers des essais et de l’entretien du BOP, y compris une recertification aux cinq ans de l’équipement;
- La vérification de la capacité de cisaillement à la pression maximale prévue, pour s’assurer une étanchéité efficace d’un puits;
- L’exigence d’avoir une source d’alimentation hydraulique d’urgence dans le BOP, ainsi qu’une source d’alimentation hydraulique auxiliaire disponible depuis un véhicule téléguidé;
- L’exigence de déployer un véhicule téléguidé au moment où un BOP est installé, pour mener un essai et une vérification de fonctionnement;
- Tests réguliers du système et de la pression d’un BOP;
- Formation améliorée et évaluation des compétences pour les personnes et les équipages avec responsabilisation pour le contrôle d’un puits et autres opérations de puits;
- Surveillance extracôtière à distance en temps réel par des experts en forage pour superviser et soutenir les opérations de puits;
- Plans améliorés pour les urgences et les interventions en cas de déversement;
- Analyse des avantages environnementaux nets (pour soutenir l’élaboration de stratégies appropriées en matière d’interventions en cas de déversements);
- Surveillance réglementaire améliorée par le personnel de l’OCNEHE pendant les opérations de forage.
Vous pouvez en apprendre davantage sur certains de ces éléments sur notre site Web ici.
Blocs obturateurs
COMMENTAIRE : Un bloc obturateur doit être situé en Nouvelle-Écosse, pas en Norvège.
FAIT : Les blocs obturateurs sont stratégiquement situés mondialement pour permettre le déploiement efficace dans de nombreux pays qui ont des forages extracôtiers ayant lieu à tout moment.
Il est important de comprendre que le « bloc obturateur » principal est essentiellement le BOP situé sur la tête du puits en tout temps. Un bloc obturateur peut être nécessaire dans le cas peu probable que du pétrole brut ou du gaz naturel s’écoule de façon incontrôlée d’un réservoir de pétrole ou de gaz qui a été pénétré pendant un programme de forage. Un écoulement non contrôlé se produit quand les techniques de contrôle d’un puits ne peuvent contrôler le coup de pression d’un puits et, ultimement, le BOP ne ferme pas et ne scelle pas le puits.
Si d’autres activités subséquentes de confinement de puits (p. ex., le lancement d’un VTG pour activer manuellement le BOP) échouent à maîtriser la situation, il faut alors déployer un bloc obturateur. Un exploitant commencera immédiatement la mobilisation d’un bloc obturateur en cas de perte de la maîtrise d’un puits. En même temps, on lancera un travail préparatoire nécessaire sur le plancher océanique, comme retirer les débris et rendre l’emplacement du site du puits sûr pour le déploiement du bloc obturateur.
Pour déployer le bloc obturateur mobilisé auprès de Stavanger, Norvège, un navire-grue de transport de charges lourdes est requis. Actuellement et habituellement, aucun navire de ce type ne se trouve dans le Canada atlantique ou sur le littoral est des États-Unis. Les vaisseaux-grues de transport de charges lourdes sont disponibles à proximité de Stavanger, Norvège. S’il fallait toutefois mobiliser un bloc obturateur, le navire-grue de transport de charges lourdes récupérerait le bloc et naviguerait directement jusqu’à l’emplacement du puits.
Selon la quantité de débris à nettoyer et les autres travaux requis pour assurer la sécurité, de tels travaux préparatoires pourraient encore être en cours quand le bloc obturateur arrivera au site du puits.
Dans l’étude d’impact environnemental présenté par BP Canada à l’Agence canadienne d’évaluation environnementale dans le cadre du processus d’évaluation environnementale, il a été déterminé que le bloc obturateur serait mobilisé depuis Stavanger, Norvège. L’OCNEHE et ses examens ultérieurs ont établi que la disponibilité d’un navire-grue de transport de charges lourdes pour transporter et déployer le bloc obturateur était critique pour minimiser les délais. Par conséquent, l’OCNEHE a demandé que BP Canada suive sur une base quotidienne (lors du forage dans les zones cibles d’hydrocarbures) la proximité du navire-grue de transport de charges lourdes qui pourrait transporter et ensuite déployer le bloc obturateur depuis son emplacement de stockage. BP Canada a confirmé que, pendant les périodes de forage dans les zones cibles d’hydrocarbures, il y avait au moins un navire-grue de transport de charges lourdes qui pouvait être au quai et prêt pour chargement au moment où le bloc obturateur pouvait être mobilisé, testé et déplacé vers le quai depuis l’entrepôt dans lequel il est stocké. Par la mise en œuvre de cette exigence, le calendrier optimisé résultant indique qu’un bloc obturateur pourrait arriver au site du puits, si nécessaire, dans les 12 à 13 jours.
COMMENTAIRE : Parce qu’un bloc obturateur est requis pour arrêter une éruption, il doit être disponible pour déploiement en quelques heures.
FAIT : En cas d’éruption, un bloc obturateur ne pourrait actuellement être déployé en quelques heures, même s’il se trouvait au site du puits. D’autres stratégies de confinement de puits seraient déployées, comme le lancement d’un véhicule téléguidé (VTG) sur le plancher océanique pour accrocher et activer manuellement le BOP pour sceller le puits. De plus, des débris peuvent avoir été retirés et l’emplacement du site du puits pourrait devoir être rendu sûr pour le déploiement du bloc obturateur. Selon le scénario, ce travail préparatoire pourrait prendre un temps considérable à se faire.
COMMENTAIRE : Il existe des préoccupations sur le temps il faudrait pour qu’un bloc obturateur traverse l’océan depuis la mer du Nord jusqu’au site de forage de BP Canada, plus particulièrement en hiver.
FAIT : Le puits actuellement en cours de forage par BP Canada est prévu être terminé à l’été de 2018. Aucun autre puits n’a été proposé pour l’instant. L’entreprise (Offshore Spill Response Limited) qui est propriétaire des blocs obturateurs sur lesquels compte BP Canada aura bientôt (environ à la mi-juin 2018) un cadre de transport compatible avec un Antonov AN-124 qui permettra de transporter ses blocs obturateurs en une seule unité par voie aérienne. Cela pourrait réduire le temps de livraison d’un bloc obturateur au site du puits, plus particulièrement pendant les mois d’hiver.
COMMENTAIRE : D’autres pays demandent qu’un bloc obturateur soit situé au site de forage. La Nouvelle-Écosse ne serait donc pas différente.
FAIT : Les exigences mondiales sont fort semblables, en ce que les exploitants doivent démontrer qu’ils ont accès à un bloc obturateur et la capacité de le déployer, qu’ils ont également tout le matériel de soutien nécessaire et que cela peut être accompli dans un délai raisonnable. Les exigences mondiales ne dictent habituellement pas un emplacement d’entreposage particulier ou une proximité à un site de puits. Ceci étant dit, la réglementation en place pour le forage dans l’Arctique américain se traduit par une nécessité d’avoir un bloc obturateur disponible localement étant donné l’éloignement de la région. Les temps de transport depuis les emplacements d’entrepose des blocs obturateurs sont longs et la saison de forage est courte, ce qui signifie qu’il existe un risque que le bloc obturateur n’arrive pas avant que la glace revienne à la fin de la saison de forage. Cela rendrait l’obturation d’un puits beaucoup plus difficile à réaliser ou pourrait retarder le déploiement d’un bloc obturateur de plusieurs mois jusqu’à ce que les glaces disparaissent.
Formation et compétences
COMMENTAIRE : Une des variables principales dans tout désastre est l’erreur humaine - il faut poser plus de questions au sujet des personnes qui travailleront sur la plateforme et de leurs qualifications.
FAIT : En tant qu’organisme de réglementation des activités pétrolières et gazières extracôtières, nous sommes d’accord avec cet énoncé. Les exigences en matière de formation et de compétences ont augmenté de manière importante depuis l’incident de Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique en 2010. La confirmation de l’adéquation des programmes d’assurance des compétences et de la formation de l’exploitant est un élément clé des examens de préautorisation et des vérifications menés par le personnel de l’OCNEHE.
Les exploitants doivent également avoir en place un mécanisme de vérification des puits pour s’assurer que les puits de prospection sont conçus, construits et entretenus adéquatement de sorte qu’il ne peut y avoir de fuites de fluides du puits. De tels examens peuvent être menés par un inspecteur de puits indépendant de l’équipe qui a conçu le puits. Pour le puits de BP Canada, il est en outre requis que les données continuellement collectées du puits pendant l’exécution du programme de forage soient envoyées à une base extracôtière en temps réel. Ces données sont ensuite surveillées 24 h sur 24, 7 jours 7, par des experts qualifiés en forage pour s’assurer que le personnel de forage sur le site ne néglige pas quelque chose qui pourrait mener à une perte de la maîtrise du puits. Le personnel extracôtier peut téléphoner à l’installation de forage et parler directement au personnel de forage pour discuter de ce qu’il observe et des mesures qui peuvent devoir être prises. Ces mécanismes fournissent des couches supplémentaires de supervision qui n’existaient pas auparavant.
Agents dispersants
COMMENTAIRE : En cas de déversement majeur de pétrole, BP Canada a déjà reçu l’approbation d’utiliser des agents dispersants.
FAIT : En matière d’utilisation d’agents de traitement des déversements (comme les agents dispersants), il est important de comprendre que l’octroi d’une autorisation pour un programme de forage (et de toute approbation connexe au forage d’un puits) n’autorise pas l’utilisation d’un agent dispersant en réponse à un déversement de pétrole.
Même si les agents dispersants sont mentionnés comme un outil dans le plan d’intervention en cas de déversement de BP Canada, cela ne signifie pas qu’ils peuvent automatiquement être utilisés. Si un incident majeur se produisait et qu’un exploitant songe à utiliser un agent dispersant, la loi exige qu’une demande précise d’approbation soit faite à ce moment au délégué à l’exploitation de l’OCNEHE. Une telle demande devra être accompagnée par une analyse des avantages environnementaux nets particulière à l’incident. L’utilisation d’agents dispersants ne sera envisagée que dans les cas où une analyse des avantages environnementaux nets conclut qu’il s’agit de la meilleure option pour l’environnement.
Le délégué à l’exploitation consultera en premier des experts du groupe de discussion du Centre national des urgences environnementales d’Environnement et Changement climatique Canada, lequel rassemble des experts pertinents dans le domaine de la protection environnementale de tous les paliers du gouvernement, des scientifiques, d’autres intervenants et les organismes d’intervention. De plus, le délégué à l’exploitation est obligé par la loi de consulter le ministre des Ressources naturelles du Canada et le ministre provincial de l’Énergie avant d’octroyer une approbation d’utiliser un agent dispersant.
Les agents de traitement des déversements qui peuvent être utilisés dans les eaux canadiennes ont été approuvés par une réglementation en 2016 et comprennent le Corexit 9500 (agent dispersant) et le Corexit 9580 (agent de nettoyage de surface).
Il est impératif que toute l’activité pétrolière et gazière ayant lieu dans notre zone extracôtière ait lieu d’une manière sécuritaire et environnementalement responsable. Notre équipe d’experts a consacré beaucoup de temps et d’efforts pour s’assurer qu’un cadre de réglementation fort et que des programmes rigoureux de surveillance et d’application de la loi sont en place. Bien que la prévention soit l’objectif ultime, nous nous assurons que les exploitants sont prêts à réagir à un déversement.