ARCHIVÉ - Règlement de 1999 sur les pipelines terrestres (RPT-99) de l’Office national de l’énergie – Rapport d’audit final sur les programmes de gestion de l’intégrité, de la sécurité et des urgences, et de protection de l’environnement, de croisements et de sensibilisation du public - Annexe I - Tableau d'évaluation de l'audit du programme de gestion de l'intégrité

Cette page Web a été archivée dans le Web

L’information dont il est indiqué qu’elle est archivée est fournie à des fins de référence, de recherche ou de tenue de documents. Elle n’est pas assujettie aux normes Web du gouvernement du Canada et elle n’a pas été modifiée ou mise à jour depuis son archivage. Pour obtenir cette information dans un autre format, veuillez communiquer avec nous.

Archivée

Cette page Web a été archivée dans le Web.

Annexe I
Westcoast Energy Inc., exploitée sous la dénomination sociale
Spectra Energy Transmission (Westcoast)
Tableau d’évaluation de l’audit du programme de gestion de l’intégrité

Table des matières

Haut de la page

Introduction et définitions

Dans tout le programme de gestion de l’intégrité (PGI) de Westcoast, on fait mention des principaux documents liés aux programmes de gestion d’intégrité de la société mère Spectra Energy, également appelée Spectra Energy Transmission (SET). Ces documents sont :

  1. Programme d’intégrité des pipelines (PIP) des groupes des pipelines et des services sur le terrain de la SET-BC, ce qui désigne les réseaux pipeliniers de l’Alberta et de la Colombie-Britannique;
  2. Programme de gestion de l’intégrité de l’équipement sous pression (« Pressure Equipment Integrity Management Program » ou « PEIM ») des groupes des pipelines et des services sur le terrain de la SET-BC, ce qui désigne l’équipement en surface et la tuyauterie sous pression des stations de compression et de comptage de l’Alberta et de la Colombie-Britannique.

Dans ces documents PIP et PEIM, les définitions suivantes sont à retenir pour ce qui est des pipelines et des installations de Westcoast :

  • SET-West désigne les installations de Westcoast en Alberta et en Colombie-Britannique;
  • SET-BC désigne les installations de Westcoast en Colombie-Britannique.

De plus, dans tout ce tableau d’évaluation de l’audit du PGI, tout texte en italique est la traduction d’un extrait direct des documents de Westcoast.

Haut de la page

1.0 POLITIQUE ET ENGAGEMENT

1.1 Énoncé de politique et d’engagement

Attentes :

La société doit disposer d’un énoncé clair de politique et d’engagement qui soit approuvé et appuyé par la direction (la politique).

Références : Note de bas de page 1

RPT-99, articles 4, 47 et 48
CSA Z662-11, clauses 3.1.2a) et 3.2

Évaluation :

PIP de la SET-BC

Pour le sous-élément 1.1 Politique et engagement, le document PIP présente à la section 1 l’énoncé de gestion suivant :

« Le programme d’intégrité des pipelines (PIP) est un processus de définition de la politique et des attentes applicables à tous les membres des groupes des pipelines et des services sur le terrain s’occupant de l’exploitation et de l’entretien de nos pipelines. L’existence de pipelines d’une grande fiabilité et de pratiques de qualité en gestion de leur intégrité est essentielle au succès des activités des groupes des pipelines et des services sur le terrain. Quiconque est affecté à l’exploitation, à l’entretien et à la fiabilisation de nos actifs est personnellement chargé de bien veiller à l’intégrité du réseau pipelinier. Les gestionnaires hiérarchiques devraient s’en tenir à ce document et ainsi se conformer aux politiques d’intégrité pipelinière des groupes des pipelines et des services sur le terrain [traduction]. »

Cet énoncé de politique et d’engagement porte les signatures du vice-président Exploitation, du directeur général Services sur le terrain et du directeur général Réseau pipelinier, secteur intermédiaire et LGN.

PEIM de la SET-BC

L’article 1 du document PEIM présente un énoncé de gestion sur la politique et les attentes pour tout le personnel s’occupant de l’équipement sous pression des installations en surface. Cet énoncé qui porte la signature du vice-président Exploitation de la SET-West dit :

« La direction doit suivre ce document pour se conformer à la politique de gestion de l’intégrité de l’équipement sous pression des groupes des pipelines et des services sur le terrain (PST) et aux exigences réglementaires applicables [traduction]. »

Il existe des énoncés de politique et d’engagement pour le réseau pipelinier de Westcoast, mais une observation générale s’impose, puisqu’on peut penser que les deux énoncés comme ils se présentent pourraient ne pas manifester la direction ferme que marque l’emploi du terme « doit » au lieu de « devrait ».

Dans les entrevues menées auprès du personnel de Westcoast, il a été dit que le système de gestion de l’exploitation (SGE) décrit l’engagement de gestion et les rôles de ce personnel. Les renseignements relatifs au SGE se trouvent au site intranet « The Source » de Westcoast, mais le document de politique et d’engagement de la société ne peut être lui-même consulté dans ce site.

La direction et le personnel ont contribué l’un et l’autre à l’élaboration du SGE. L’énoncé relatif au PGI s’insère dans la hiérarchie des énoncés de politique et d’engagement de la SET. La direction examine officieusement le SGE avec les employés, mais il n’existe aucun plan officiel de communication pour les divers énoncés de politique et d’engagement. L’analyse et l’évaluation de l’élément de système de gestion Communication sont présentées en 3.4 dans la présente annexe.

Westcoast répond aux exigences en matière de politique et d’engagement dans son PGI. Par les documents examinés et les représentants interviewés, on constate que Westcoast a pu démontrer qu’une politique est approuvée et appuyée par la haute direction, qu’elle est axée sur une amélioration continue, qu’elle est communiquée dans tout l’organisme et qu’elle répond aux exigences pour ce sous-élément de l’audit.

Statut de conformité : Conforme

Haut de la page

2.0 Planification

2.1 Détermination des dangers, évaluation et maîtrise des risquesNote de bas de page 2

Attentes :

La société doit pouvoir démontrer qu’elle a un processus capable de déterminer tous les dangers possibles. Elle doit évaluer le niveau de risque associé à ces dangers. Elle doit pouvoir également justifier sa décision d’inclure ou non des risques possibles dans ses programmes de protection de l’environnement, de sécurité, de gestion de l’intégrité, de croisements, de sensibilisation du public et de gestion des situations d’urgence (programmes de gestion et de protection). La société doit pouvoir mettre en œuvre des mesures de contrôle pour atténuer ou éliminer le risque.

Références :

RPT-99, articles 4 (2), 39, 40 et 41
CSA Z662-11, clauses 3.1.2f), 3.2a), 3.2b), 10.5.1.1d) et 16.2

Évaluation :

PIP de la SET-BC

Pour ce sous-élément, l’article 3.0 Scope du document PIP dit : « Ce programme tient compte des activités courantes de gestion de l’intégrité des pipelines tant exploités que retirés du service qui relèvent des groupes des pipelines et des services sur le terrain (C.-B.) de la SET-BC. Il s’attache à tous les dangers pouvant venir endommager ou détériorer les pipelines dans une mesure importante. Il s’applique à tout le réseau pipelinier de la SET-BC à l’exception des appareils et de la tuyauterie sous pression, des compresseurs et matériel annexe et des vannes de canalisation [traduction]. »

L’article 10.0 Pipeline Risk Assessment du document PIP contient un énoncé général : « Les principes d’évaluation des risques sous leurs diverses formes ont constitué le fondement de la gestion de l’intégrité. Ces évaluations variables dans leur étendue ou leur complexité font appel à différentes méthodes ou techniques. À la SET-BC, une grande fonction de l’évaluation officielle des risques pour le réseau pipelinier consiste à valider l’efficacité du programme d’intégrité des pipelines et à relever toute lacune ou tout changement à apporter à ce programme.

Dans cette évaluation, la SET-BC prend plusieurs variables et caractéristiques en considération et tient compte de huit menaces et de trois conséquences. Les menaces sont les suivantes : corrosion interne, corrosion externe, défauts de fabrication, mouvements du sol, dommages de tiers, erreurs d’exploitation, menaces de construction, fissuration par corrosion sous tension. Les conséquences sont les suivantes : perte de sécurité, perte économique, perte environnementale.

La SET-BC a choisi le programme « Dynamic Risk – Risk Analyst » comme logiciel premier d’évaluation des risques. C’est là un outil complet de calcul et d’analyse pour l’évaluation des risques dans les pipelines. Il permet à la SET-BC de reconnaître les principaux facteurs de risque et de planifier des mesures d’atténuation en conséquence [traduction]. »

PEIM de la SET-BC

Le document PEIM ne parle pas directement d’évaluation des risques, mais fait référence à la technique d’inspection en fonction du risque qui s’applique aux appareils et à la tuyauterie sous pression. L’article 14.2 Inspection Management Guidelines du document dit :

« Les lignes directrices des groupes des pipelines et des services sur le terrain sur la gestion des inspections encadrent l’activité des inspecteurs et le processus d’inspection en fonction du risque. Le logiciel de gestion des inspections sert à gérer les dossiers et les données techniques de l’équipement sous pression. On établit et met à jour les exigences et les fréquences d’inspection par le module fondé sur le risque de ce programme [traduction]. »

Les énoncés du document PIP de la SET-BC indiquent que Westcoast constate un grand nombre de dangers pour son pipeline à l’aide de ses programmes en place de surveillance et d’inspection. La société a cité un exemple de détermination documentée des dangers pour une justification de l’inclusion ou de l’exclusion des dangers reconnus par l’industrie et pour une évaluation documentée du degré de risque lié à ces dangers.

La documentation examinée comme exemple de la détermination des dangers et de l’évaluation des risques pour la partie du pipeline de 30 po entre les stations de compression 7 et 8 a confirmé que, dans une gestion complète de l’intégrité, on avait procédé à une analyse des risques et évalué sept menaces types. On a également jaugé les conséquences d’une défaillance du pipeline à cause de ces menaces sous l’angle des répercussions sur la population, l’environnement et les affaires.

Par les documents examinés et les représentants interviewés, on constate que la société a pu démontrer qu’elle disposait d’une procédure écrite permettant de reconnaître tous les dangers possibles. Westcoast a pu prouver qu’elle évaluait le degré de risque lié à ces dangers.

Statut de conformité : Conforme

2.2 Exigences légales

Attentes :

La société doit avoir un processus vérifiable pour identifier et intégrer les exigences juridiques dans ses programmes de gestion et de protection. Elle doit avoir une procédure écrite pour déterminer et résoudre les situations de non-conformité liées aux exigences juridiques. Cette procédure doit comprendre la mise à jour des programmes de gestion et de protection au besoin.

Références :

RPT-99, articles 4, 6, 40 et 41(1)
CSA Z662-11, clause 3.1.2h) (i) et 3.2

Évaluation :

PIP de la SET-BC

L’article 2 du document PIP de la SET-BC dit que Westcoast a pris l’engagement d’exploiter et d’entretenir son réseau pipelinier en toute responsabilité et conformément aux exigences de la norme Z662 de l’ACNOR et du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres. Si on exclut l’énoncé de l’article 2, on peut voir qu’il n’y a pas de procédures écrites d’examen et de mise à jour pour les modifications apportées aux exigences juridiques. Il reste que la personnel de Westcoast est représenté au sein des comités de réglementation (normes Z662-11 et B51-09 de l’Association canadienne de normalisation), des comités techniques et de l’International Pressure Equipment Association (IPEA) et qu’il est donc renseigné sur ce qui existe ou ce qui s’annonce comme mesures de réglementation et pratiques exemplaires de l’industrie.

PEIM de la SET-BC

En ce qui concerne les appareils et la tuyauterie sous pression, l’article 5 Regulatory Requirements du document PEIM de la SET-BC dit :

« Les groupes des pipelines et des services sur le terrain conçoivent, construisent, exploitent, entretiennent et désaffectent tout l’équipement sous pression conformément aux exigences de la norme B51 de l’ACNOR, au Règlement de l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement et aux codes, lois et règlements provinciaux dans le domaine de la sécurité [traduction]. »

L’annexe B du document mentionne les normes et les codes applicables ou y renvoie. Il y a d’autres codes et normes de l’industrie qui ne figurent pas dans cette annexe. Ils ne sont pas strictement exigés par la réglementation et n’ont pas à être inclus à l’annexe B, mais Westcoast s’en remet à une méthodologie d’inspection en fonction du risque sans qu’il soit fait référence à des normes de l’API pourtant considérées comme essentielles à l’application de ce cadre méthodologique. Voici ces normes :

  • Pratique recommandée 571 Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry;
  • Pratique recommandée 572 Inspection Practices for Pressure Vessels;
  • Pratique recommandée 573 Inspection of Fired Boilers and Heaters;
  • Pratique recommandée 574 Inspection Practices for Piping System Components;
  • Norme 579-1/ASME FFS-1 Fitness-For-Service;
  • Pratique recommandée 577 Welding Inspection and Metallurgy;
  • Pratique recommandée 580 Risk-Based Inspection;
  • Pratique recommandée 581 Risk-Based Inspection Technology;
  • Norme 653 Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction.

L’annexe B ne fait pas état non plus des publications de la National Association of Corrosion Engineers (NACE) :

  • Matériaux recommandés 0175/ISO 15156 Petroleum and natural gas industries—Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production;
  • Pratique recommandée 0296-2004 Guidelines for Detection, Repair, and Mitigation of Cracking of Existing Petroleum Refinery Pressure Vessels in Wet H2S Environments;
  • Pratique recommandée 0502-2002 Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology;
  • Pratique recommandée 0775-2005 Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operations;
  • Pratique recommandée 0169-2007 (auparavant 0169) Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems;
  • Spécifications 0572-2007 (auparavant pratique recommandée 0572) Design, Installation, Operation, and Maintenance of Impressed Current Deep Anode Beds;
  • Méthode d’essai TM0284-2003 Evaluation of Pipeline and Pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking.

Ne sont pas incluses les publications suivantes de l’Association canadienne du gaz (ACG) et de l’Association canadienne des producteurs pétroliers (CAPP/ACPP) :

  • ACG OCC-1 2005 Contrôle de la corrosion externe des réseaux de gazoducs métalliques enfouis ou submergés;
  • ACG OCC-2 1989 Control of Internal Corrosion of Pipeline Systems that Transport Sour Gas;
  • ACCP 2009-0010 Mitigation of Internal Corrosion in Oilfield Water Pipelines;
  • ACCP 2009-0011 Mitigation of External Corrosion in Buried Pipelines;
  • ACCP 2009-0012 Mitigation of Internal Corrosion in Oil Effluent Pipelines Systems;
  • ACCP 2009-0013 Mitigation of Internal Corrosion in Sour Gas Pipelines Systems;
  • ACCP 2009-0014 Mitigation of Internal Corrosion in Sweet Gas Gathering Systems;
  • ACCP 2009-0019 Impressed Current Cathodic Protection Rectifier Design-for-Safety;
  • ACCP 2009-1035 Electrical Installations for Impressed Current Cathodic Protection Systems.

Comme les normes de l’API, les normes et les pratiques exemplaires de la NACE, de l’ACG et de la CAPP/ACPP ne formulent pas d’exigences juridiques à proprement parler, mais la SET devrait y faire référence dans ses documents PEIM et PIP et peut-être aussi, s’il y a lieu, dans ses méthodes d’exploitation standard (MES), car on y trouve une information précieuse d’un point de vue technique pour ses programmes d’inspection, de surveillance et d’atténuation. À l’occasion des entrevues avec une partie du personnel de l’exploitation, on a conclu à l’évidence que les employés interviewés ne connaissaient pas un grand nombre de ces publications, et ce, à leur propre détriment au moment de mettre en œuvre les activités mentionnées dans ces publications en ce qui concerne le PGI de Westcoast.

Le document PIP de la SET-BC ne comporte pas de processus officiel qui soit documenté et vérifiable pour la détermination et l’intégration des exigences juridiques applicables sauf pour les références figurant dans l’introduction. La société n’a pas non plus de procédures documentées d’examen et de mise à jour pour les modifications d’exigences juridiques.

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel, on constate que la société n’a pu démontrer qu’elle avait déterminé les exigences juridiques applicables ni intégré ses obligations réglementaires à son PGI.

Statut de conformité : Non conforme

2.3 Buts, objectifs et cibles

Attentes :

La société doit avoir des buts, des objectifs et des cibles quantifiables qui sont pertinents eu égard aux risques et dangers associés à ses installations et à ses activités (p. ex., construction, opérations et entretien). Les objectifs et les cibles doivent être mesurables et en accord avec la politique et les exigences juridiques; idéalement, ils devraient comprendre des initiatives visant l’amélioration continue et la prévention, s’il y a lieu.

Références :

RPT-99, articles 40, 47 et 48
CSA Z662-11, clauses 3.1.2h)(ii) et 3.2

Évaluation :

PIP de la SET-BC

En ce qui concerne les buts et objectifs et l’activité d’amélioration continue, Westcoast a établi cinq indicateurs de rendement clés (IRC) pour son PGI. L’article 11 Program Performance Indicators du document dit : « Pour pouvoir évaluer régulièrement l’efficacité de la mise en œuvre de son programme, la SET-BC a élaboré un jeu d’indicateurs de rendement qui feront l’objet d’une évaluation annuelle :

  1. nombre de contacts de tiers avec le réseau pipelinier;
  2. nombre de réparations du réseau pipelinier selon la norme Z662 de l’ACNOR;
  3. nombre de fuites et de ruptures de pipeline;
  4. pourcentage de relevés acceptables de coupons de corrosion;
  5. nombre d’incidents géotechniques exigeant des réparations ou des mesures d’atténuation de contraintes [traduction]. »
PEIM de la SET-BC

Le document PEIM de la SET-BC ne comporte pas d’article particulier sur les buts, objectifs et cibles ni sur les indicateurs de rendement clés.

Dans les entrevues, le groupe de gestion de l’intégrité des systèmes de Westcoast a recueilli et présenté à la direction de la SET des données relatives aux indicateurs de rendement décrits dans le document PIP pour la gestion de l’intégrité. Il y a aussi eu examen de ces indicateurs avec l’équipe du manuel d’exploitation et d’entretien du réseau pipelinier (« Pipeline Operation and Maintenance Manual » ou POMM). On avait demandé à cette équipe de réfléchir aux indicateurs utiles d’un point de vue régional et de faire part de ses suggestions ou de ses idées au groupe de l’intégrité des systèmes.

Pendant la réunion annuelle d’échange d’information avec la SET, ce même groupe a présenté les tendances IRC comme preuve de l’efficacité avec laquelle le programme de gestion de l’intégrité réalisait ses objectifs. Westcoast a aussi présenté le tableau indicateur pour l’évaluation et le suivi IRC (SET OSC Monthly Scorecard – 2011 and 2012.pdf et SET-West OSC STIP Scorecard – December 2011.pdf), mais les données étaient liées aux indicateurs de rendement clés en santé-sécurité au travail et leur évaluation relève du programme de sécurité dans le présent audit.

En réponse au rapport d’audit provisoire, Westcoast a présenté le tableau indicateur « STIP-OSC » (tableau de bord sur la rémunération incitative à court terme (RICT) à l’intention de l’Operations Steering Committee (OSC)), qui comportait une mesure de rendement pour l’aspect efficacité de la protection cathodique (PC) du réseau de transport dans son PGI. Cette mesure indiquait que les 78 levés prévus de protection cathodique avaient tous eu lieu et qu’on avait relevé cinq aspects (novembre 2012) qui ne répondaient pas aux critères adoptés pour cette protection. On pouvait en outre constater qu’aucun des cinq projets élaborés de mesures correctives n’avait été mené à terme au moment de la présentation du tableau indicateur de décembre. On pouvait s’attendre à ce décalage des interventions compte tenu des délais fixés.

Le tableau indicateur RICT de la SET-West contient une mesure de rendement pour son PGI, mais on n’y trouve pas d’IRC pour son programme d’intégrité de l’équipement sous pression.

Pendant l’audit, Westcoast a présenté les IRC relatifs aux coupons de corrosion. Les données faisaient voir que tous les coupons respectaient l’objectif de moins de 1 MIL par an (MPY), mais l’examen des résultats passés sur coupons montrait que ceux-ci n’atteignaient pas tous la cible. Ainsi, Westcoast n’a pas suivi ni déclaré avec précision un de ses IRC pour le PGI.

En réponse au rapport d’audit provisoire, la société a expliqué que la divergence entre les résultats passés et les données IRC présentées était due au fait qu’elle avait fourni aux auditeurs de l’Office des données sur coupons non filtrées en provenance aussi bien de la conduite d’écoulement que des sas lanceurs et récepteurs. Elle a précisé dans ses commentaires que la cible IRC repose entièrement sur les données sur coupons de la canalisation et que, encore récemment, les données sur coupons de la conduite d’écoulement étaient les seules disponibles. Elle a mentionné que, ces dernières années, elle avait commencé à installer des coupons dans les lanceurs et les récepteurs en se rendant compte que la même cible IRC était inatteignable dans le milieu relativement stagnant des sas d’extrémité. Elle a ajouté que, pour pouvoir mesurer les taux de corrosion dans les sas de lancement et de réception, elle allait installer des râteliers à coupons dans la plupart des sas des réseaux de collecte. Autre précision, il semblerait d’après le peu de données dont dispose la société qu’un IRC de plus de 2 MPY pour les coupons de sas serait peut-être raisonnable, mais tant qu’on ne pourra pas pousser l’expérience dans cette application, il sera impossible d’établir un IRC spécifique pour les coupons de corrosion installés dans les sas. Westcoast s’est engagée à bien clarifier que l’IRC mentionné dans son PGI vise seulement les coupons de corrosion en conduite d’écoulement.

Dans ses commentaires en réponse au rapport d’audit provisoire, la société a fourni quelques éclaircissements au sujet de ces données sur coupons. Toutefois, comme elle est toujours en train d’établir une cible IRC appropriée pour ses coupons en sas, l’Office n’a pu évaluer le caractère approprié et efficace d’une telle valeur cible pour le PGI de la société.

En mars 2012, l’Office a diffusé des Directives relatives aux rapports sur les mesures de rendement des pipelines en disant que les sociétés exploitantes étaient tenues à compter de 2013 de présenter un rapport annuel sur les nouvelles mesures de rendement. L’obligation de rendre compte des nouvelles mesures de rendement s’ajoute à ce que prescrit déjà comme rapports le Règlement sur les pipelines terrestres (RPT-99) et le Règlement sur le croisement de pipe–lines, parties I et II. La partie IV des directives en question précise les exigences de dépôt en ce qui concerne la gestion de l’intégrité. Dans l’information présentée, on dit que l’Office s’attend à ce que, dans leurs systèmes de gestion, les sociétés énoncent des objectifs et des cibles propres à leur entreprise et en fonction des variables de chacune. De plus, les sociétés doivent s’efforcer de s’améliorer continuellement et rajuster leurs cibles en conséquence.

Comme le document PEIM de la SET-BC n’énonce pas de buts, objectifs et cibles pour le programme de gestion de l’intégrité de son équipement sous pression et que le PIP n’a ni suivi ni déclaré avec précision les indicateurs de rendement clés, Westcoast n’a pas satisfait aux exigences pour le sous-élément de l’audit Buts, objectifs et cibles.

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société n’a pu démontrer qu’elle se trouvait en conformité pour ce sous-élément 2.3.

Statut de conformité : Non conforme

Haut de la page

3.0 MISE EN ŒUVRE

3.1 Structure organisationnelle, rôles et responsabilités

Attentes :

La société doit avoir une structure organisationnelle qui assure le fonctionnement efficace de ses programmes de gestion et de protection. Elle doit avoir une description précise des rôles et des responsabilités au sein de son organisation, y compris les responsabilités d’élaborer, de mettre en œuvre et de gérer les programmes de gestion et de protection.

Références :

RPT-99, articles 40, 47 et 48
CSA Z662-11, clauses 3.1.1, 3.1.2b) et 3.2

Évaluation :

PIP de la SET-BC

L’article 6 Responsibilities, Leadership & Accountability du PIP de la SET-BC décrit en détail les responsabilités, les tâches de direction et l’obligation de rendre compte aux fins du Programme d’intégrité des pipelines :

  • 6.1 Énoncé général des tâches de direction et de l’obligation de rendre compte;
  • 6.2 Responsabilités du personnel :
    • 6.2.1 Président, Spectra Energy Transmission – West
    • 6.2.2 Vice-président, Exploitation, Spectra Energy Transmission – West
    • 6.2.3 Directeur général, Exploitation
    • 6.2.4 Directeurs sectoriels
    • 6.2.5 Directeur, Ingénierie de l’exploitation
    • 6.2.6 Directeurs régionaux et autres gestionnaires de l’exploitation
    • 6.2.7 Chefs d’équipe, Exploitation du réseau pipelinier
    • 6.2.8 Directeur, Intégrité (réseau) [traduction]
PEIM de la SET-BC

L’article 6 du PEIM de la SET-BC en date du 30 juin 2008 « clarifie les obligations redditionnelles au sein des groupes des pipelines et des services sur le terrain pour le programme de gestion de l’intégrité de l’équipement sous pression :

  • 6.1 Président, SET-West
  • 6.2 Vice-président, Exploitation, SET-West
  • 6.3 Directeur général, Exploitation, SET-West
  • 6.4 Directeur, Exploitation
  • 6.5 Directeur, Ingénierie de l’exploitation, SET-West
  • 6.6 Gestionnaire, Actifs, SET-West
  • 6.7 Gestionnaire, Intégrité des usines, SET-West
  • 6.8 Gestionnaire, Exploitation
  • 6.9 Chef d’équipe, Exploitation et entretien, groupes des pipelines et des services sur le terrain
  • 6.10 Personnel d’exploitation et d’entretien, groupes des pipelines et des services sur le terrain
  • 6.11 Ingénieur en chef, Énergie
  • 6.12 Inspecteur en chef
  • 6.13 Spécialiste en intégrité

L’annexe D du document présente l’organigramme de ces postes génériques de la hiérarchie de la SET. Nous avons reçu de The Source 16 organigrammes confirmant la structure organisationnelle et les rôles et responsabilités en matière d’élaboration, d’application et de gestion du programme de gestion de l’intégrité. À noter que l’organigramme de l’annexe D est datée du 30 juin 2008 et que, depuis, il y a eu un certain nombre de changements organisationnels à Westcoast en ce qui concerne le PGI et le programme de gestion de l’intégrité de l’équipement sous pression.

De plus, Westcoast a livré l’information voulue sur la structure organisationnelle et les rôles et responsabilités des membres du groupe de gestion de l’intégrité, notamment sur le directeur, le spécialiste, l’ingénieur, les technologues principal et subalterne, ainsi que les technologues principal et subalterne et l’ingénieur en géotechnique. La structure organisationnelle de la société avec son équipe de l’intégrité et les rôles, responsabilités et obligations redditionnelles qui y correspondent satisfait aux exigences pour ce sous-élément de l’audit.

Par les documents examinés et les entrevues du personnel d’exploitation, on constate que Westcoast a pu démontrer qu’elle se conformait aux exigences pour ce sous-élément de l’audit.

Statut de conformité : Conforme

3.2 Gestion du changement

Attentes :

La société doit avoir un programme de gestion du changement qui devrait notamment :

  • déterminer les changements qui pourraient toucher les programmes de gestion et de protection;
  • documenter les changements;
  • analyser leurs répercussions et leurs effets, y compris la création de nouveaux risques ou dangers ou encore de nouvelles exigences juridiques.

Références :

RPT-99, article 6
CSA Z662-11, clause 3.1.2g)

Évaluation :

PIP de la SET-BC

À l’occasion de l’audit des usines de traitement, Spectra Energy a fourni un document daté du 2 novembre 2010 sur la gestion du changement et décrivant la démarche uniforme adoptée dans l’exploitation pour veiller à ce que les changements d’actif soient appropriés et que les processus soient documentés conformément à toutes les exigences réglementaires. Le processus de gestion du changement prévoyait des déclencheurs d’intervention, ainsi que les obligations redditionnelles et les responsabilités des divers services et du personnel, le but étant d’évaluer les modifications sous tous leurs aspects et d’empêcher que des modifications apportées à des programmes n’engendrent de dangers nouveaux ou supplémentaires.

PEIM de la SET-BC

L’article 13 Management of Change du document PEIM de la SET-BC dit : « La SET a mis en place un processus de gestion du changement qui garantit que toute modification sera apportée à l’équipement sous pression d’une manière sécuritaire et conforme à des méthodes exemplaires d’exploitation. Tous les remplacements de soupapes de décharge sont assujettis à ce processus qui est directement intégré au réseau de la SET [traduction]. »

Résumé

La méthode d’exploitation standard 23.1 de la Spectra Energy BC Pipeline and Field Services traite efficacement de gestion du changement. Elle décrit brièvement la portée et la finalité de cette gestion et renvoie au programme correspondant dans The Source. Elle fait référence aux groupes des pipelines et des services sur le terrain de la SET-BC. Westcoast a indiqué que le programme s’applique à tous les secteurs d’activité de Spectra Energy.

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que Westcoast a pu démontrer qu’elle se conformait aux exigences pour ce sous-élément de l’audit.

Statut de conformité : Conforme

3.3 Formation, compétence et évaluation

Attentes :

La société doit avoir, pour les employés et les entrepreneurs, un programme de formation documenté et portant sur ses programmes de gestion et de protection. Elle doit informer les personnes qui visitent les lieux de ses travaux d’entretien des pratiques et procédures à suivre. Le programme de formation doit inclure de l’information sur les politiques propres aux programmes, sur les exigences en matière de protection civile et d’intervention d’urgence environnementale et sur les conséquences possibles du non-respect des exigences. La société devrait avoir une procédure documentée pour déterminer les niveaux de compétence et de formation requis des employés et des entrepreneurs. La formation doit comprendre une évaluation des compétences afin d’assurer que le niveau souhaité des connaissances exigées est atteint. En outre, le programme de formation doit inclure des procédures de gestion des dossiers, des méthodes pour assurer le perfectionnement du personnel dans les domaines requis, des exigences et des normes visant à résoudre le non-respect des exigences en matière de formation.

Références :

RPT-99, articles 4, 18, 29 et 46
CSA Z662-11, clauses 3.1.2c), 3.2 et 10.2.1

Évaluation :

PIP de la SET-BC

L’article 7.0 Training and Qualifications du document PIP de la SET-BC dit : « Cet article vise à garantir que tous les employés auront la compétence voulue pour accomplir les tâches qui leur sont confiées. Il incombe à chaque chef d’équipe dans l’exploitation du réseau pipelinier de veiller à ce que du personnel qualifié soit affecté aux activités qui influent sur l’intégrité de ce réseau. Nous avons évalué et consigné les besoins de formation des employés en fonction du rôle de chacun. Nous dressons des plans de formation du personnel en tenant compte des tâches et de la conformité pour chane, ce qui comprend la formation en sécurité et la formation technique. On trouvera les exigences de formation en sécurité et les cours donnés cupar des fournisseurs à : https://thesource.spectraenergy.com/businesses/westca/oms/Pages/JobSpecificTrainingRequirements.aspx.

La formation est élaborée et exécutée d’une manière normalisée pour les manuels et les procédures d’exploitation, les exigences d’évaluation des employés et la mise à jour continue de ces éléments. Dans tout l’organisme, on emploie des manuels de formation et recourt à des autoévaluations et à des appréciations de mentorat où le mentor évalue l’employé selon la matière présentée dans les manuels et le domaine traité. Toute la formation fait l’objet d’un suivi par le système de gestion de l’apprentissage (SGA) de la société.

Programme de l’intégrité du réseau pipelinier : Chaque chef d’équipe dans l’exploitation pipelinière et le directeur de l’intégrité doivent recenser tous les employés exerçant des activités qui influent sur l’intégrité du réseau pipelinier. Tous les intéressés recevront une formation portant sur la teneur et l’esprit du programme d’intégrité des pipelines [traduction]. »

PEIM de la SET-BC

L’article 11.0 Competency and Training du document PEIM de la SET-BC dit : « Cet article définit la compétence et la formation requises du personnel dont le travail est visé par l’efficacité de ce programme ou a lui-même une incidence sur cette efficacité. Cela comprend les employés et les entrepreneurs. L’article décrit la portée du travail et les responsabilités du personnel exerçant son activité sous le coup de ce programme [traduction]. »

En réponse à une demande de renseignements de vérification, le personnel de Westcoast a dit : « La société met en place en 2012 le programme de formation et de qualification des opérateurs pipeliniers qui s’occupera de tous les besoins de formation et de compétence mentionnés à l’article 7 du document PIP. Le système de gestion de l’apprentissage servira à gérer ce programme de formation et à produire des rapports de situation sur les employés. Les entrepreneurs qui sont assimilés à des employés par Spectra Energy aux fins de cette formation seront également suivis par le SGA [traduction]. »

Pendant une inspection de la station de compression Rosedale (CS9 de T-Sud) dans le cadre d’un programme d’inspection de la tuyauterie souterraine, Westcoast a indiqué que tout le personnel affecté aux examens non destructifs (Acuren) et aux renouvellements de revêtement (OMH) avait la formation et la compétence voulues pour procéder aux inspections et aux réfections de tuyauterie souterraine. Le chargé de projet a présenté les dossiers de formation et de qualification du personnel contractuel.

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société a pu démontrer qu’elle se conformait aux exigences pour le sous-élément 3.3 de l’audit Formation, compétence et évaluation.

Statut de conformité : Conforme

3.4 Communication

Attentes :

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

  • informer toutes personnes associées à ses installations et à ses activités (personnes intéressées) de ses politiques, buts, objectifs et engagements relatifs à ses programmes de gestion et de protection;
  • informer et consulter les personnes intéressées au sujet des questions liées à ses opérations;
  • traiter les communications reçues des parties prenantes externes;
  • communiquer les exigences juridiques et autres concernant les programmes de gestion et de protection aux personnes intéressées;
  • communiquer les rôles et responsabilités à l’égard des programmes aux personnes intéressées.       

Références :

RPT-99, articles 4, 18, 28, 29, 40, 47 et 48
CSA Z662-11, clauses 3.1.2d) et 3.2

Évaluation :

PIP de la SET-BC

Le document PIP de la SET-BC ne comporte pas d’article particulier qui décrive en détail les besoins de communication de l’organisme, mais l’article 6 du document PEIM détaille les responsabilités, les tâches de direction et l’obligation de rendre compte aux fins du programme d’intégrité du réseau pipelinier en précisant les responsabilités à exercer en matière de communication.

PEIM de la SET-BC

Le document PEIM de la SET-BC ne comporte pas d’article particulier décrivant les besoins de communication de l’organisme, mais l’article 6 détaille les responsabilités, les tâches de direction et l’obligation de rendre compte aux fins du programme d’intégrité du réseau pipelinier et précise les responsabilités applicables en matière de communication.

Westcoast n’a pas de plan officiel de communication, mais dans sa réponse à la demande de renseignements de vérification no 7 de l’Office, elle a dit appliquer les processus suivants dans ce domaine :

  1. examen annuel des MES et du programme de l’intégrité auquel participent l’ensemble des directeurs, des gestionnaires, des chefs d’équipe en gestion de l’intégrité du réseau et autres experts en la matière;
  2. conférence téléphonique mensuelle sur l’intégrité du réseau pipelinier que préside le groupe de l’intégrité du réseau et à laquelle sont invités à participer les directeurs, les gestionnaires, les chefs d’équipe et les techniciens de terrain;
  3. atelier annuel sur l’intégrité (40 à 50 participants en temps normal);
  4. présentations sur l’intégrité à l’Operations Steering Committee (OSC);
  5. autres réunions sur des sujets spéciaux à l’initiative du groupe de l’intégrité du réseau.

Des processus de circonstance sont en place pour les communications, mais ils ne réussissent pas entièrement à réaliser l’objectif ultime de l’adoption d’un plan officiel de communication.

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société n’a pu démontrer qu’elle se conformait aux exigences pour le sous-élément 3.4 Communication de l’audit.

Statut de conformité : Non conforme

3.5 Documentation et contrôle des documents

Attentes :

La société doit avoir un processus de documentation et de contrôle des documents aux fins de son mandat et de ses programmes de gestion et de protection. Ces documents doivent être révisés à intervalles réguliers et planifiés. Ils doivent être révisés immédiatement si des changements sont requis par des exigences juridiques ou si des conséquences négatives risquent de se produire parce que les changements n’ont pas été apportés immédiatement. Les programmes de gestion et de protection de la société devraient comprendre des procédures de contrôle des documents et des données visant les risques identifiés à l’élément 2.0 ci-dessus.

Références :

RPT-99, articles 4, 27, 47 et 48
CSA Z662-11, clauses 3.1.2e)f), 3.2 et 10.5.1.1a) à d)

Évaluation :

PIP de la SET-BC

L’article 8 Documentation du document PIP de la SET-BC dit : « Généralités : Les documents et la documentation jouent un grand rôle dans le programme d’intégrité des pipelines. En dehors du document d’ensemble de ce programme, on peut élaborer des plans de détail dans ce domaine pour la prise en charge de menaces ou de types de dommages bien précis. Les méthodes d’exploitation standard (MES) précisent ce que sont les activités de gestion de l’intégrité et les activités relevant de l’exploitation en général. D’autres dossiers sur l’intégrité se trouvent dans le SIG, le SAP ou les bureaux opérationnels régionaux.

Programmes, plans et pratiques en matière d’intégrité
L’équipe d’intégrité du réseau, qui est rattachée au bureau de Vancouver, met à jour aussi bien le programme de l’intégrité que les MES correspondantes. Le document PIP et les MES qui y sont liées peuvent être consultés dans l’intranet de la SET-BC [traduction]. »

PEIM de la SET-BC

L’article 7.0 Documentation and Data Control du document PEIM de la SET-BC dit : « Cet article clarifie le mode de contrôle de la documentation et des données portant sur la gestion de l’intégrité de l’équipement sous pression [traduction]. »

Résumé

L’examen des documents fait partie intégrante de la méthode d’audit et, à la demande de l’Office, Westcoast a fourni une foule de pièces illustrant l’adhésion de Spectra Energy aux exigences de documentation et de contrôle des documents.

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société a pu démontrer qu’elle se conformait aux exigences pour le sous-élément de l’audit Documentation et contrôle des documents.

Statut de conformité : Conforme

3.6 Contrôles opérationnels – conditions normales d’exploitation

Attentes :

La société devrait établir et tenir à jour un processus pour élaborer, mettre en œuvre et communiquer des mesures d’atténuation, de prévention et de protection visant à faire face aux risques et aux dangers relevés aux éléments 2.0 et 3.0. Ce processus doit inclure des mesures pour réduire ou éliminer les risques et les dangers à la source, le cas échéant.

Références :

RPT-99, articles 4, 27, 36, 37, 39 et 40
CSA Z662-11, clause 3.1.2f), 3.2 et 10

Évaluation :

PIP de la SET-BC

En ce qui concerne les besoins de contrôle opérationnel pour l’exploitation courante, les articles 9.11 Overpressure Protection et 9.11.1 Gas Control du document PIP de la SET-BC disent : « Lignes directrices sur la protection contre la surpression aux points de réception : Les pipelines et autres réseaux d’acheminement du gaz pour Spectra Energy qui sont exploités par les groupes des pipelines et des services sur le terrain de la SET-BC doivent répondre aux exigences de la norme Z662-11 de l’ACNOR. Ces directives applicables aux points de réception aident à mettre les canalisations à l’abri des conditions de surpression suivant l’article 4.18 de cette norme. Elles énoncent des exigences pour les systèmes de régulation de pression et de protection contre la surpression.

PEIM de la SET-BC

En ce qui concerne les besoins de contrôle opérationnel pour l’exploitation courante, l’article 16 Overpressure Protection and Protective Devices du document PEIM de la SET-BC dit : « Cet article expose la manière de veiller à ce que toutes les soupapes de décharge soient entretenues aux intervalles requis, qu’on applique la bonne procédure pour les retirer et que chaque soupape revienne à sa place ou soit mise à toute autre place jugée appropriée [traduction]. »

Westcoast a fourni des dossiers et autres documents indiquant que les soupapes de décharge de son réseau pipelinier et des installations liées font l’objet d’un entretien régulier et sont inspectées tous les trois ans. Les dossiers d’entretien sont stockés dans le logiciel VisionsMC qui sert à gérer les dossiers de maintenance, d’inspection et d’inventaire de surplus.

En ce qui concerne la qualité et la mesure des gaz, les auditeurs ont fait les constatations suivantes pendant les entrevues et l’examen des documents :

Groupe de mesure de Westcoast :

  • Cette équipe est responsable de toutes les installations en raccordement avec les canalisations principales et les réseaux collecteurs;
  • Elle surveille les mesures prises par des tiers pour la régulation et la protection contre la surpression;
  • Elle fait appliquer l’entente sur les conditions générales (ECG);
  • Elle fait appliquer la politique de mesure;
  • Elle dispose d’indicateurs de rendement clés (IRC) pour l’évaluation de son efficacité;
  • Elle a fait l’objet deux fois d’une vérification interne.

L’entente sur les conditions générales énonce ce qui suit :

  • Exigences en matière de régulation et de décharge, ce qui doit comprendre un système de protection contre la surpression.

La politique de mesure définit ce qui suit :

  • données à recueillir et à transmettre annuellement à Westcoast;
  • dispositifs jugés acceptables de régulation et de décharge en cas de surpression.
    (Nota : Westcoast ne permet pas de déperditions de charge de canalisation comme moyen de régulation de pression.)

Observations au sujet du contrôle des gaz :

  • On surveille manuellement la teneur en humidité, mais les canalisations les plus sensibles ou les plus exposées ont des analyseurs d’humidité intégrés.
  • Les points de réception de canalisation principale ont des dispositifs automatiques d’analyse et d’arrêt.

Autres observations générales :

  • Westcoast soumet régulièrement ses producteurs à des inspections.
  • Les producteurs font parvenir à Westcoast toute demande d’acheminement de produits supplémentaires (fluides de fracturation, par exemple) dans le réseau.

D’après les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société a pu démontrer qu’elle se conformait aux exigences pour le sous-élément de l’audit Contrôle opérationnel – exploitation courante.

Statut de conformité : Conforme

3.7 Contrôles opérationnels – perturbations et conditions inhabituelles

Expectations:

La société doit établir et tenir à jour des plans et procédures pour identifier le potentiel de perturbations ou conditions anormales, de rejets accidentels, d’incidents et de situations d’urgence. Elle doit également définir des moyens d’intervention proposés en réponse à ces situations ainsi que prévenir et atténuer leurs conséquences et/ou effets probables. Les procédures doivent être périodiquement éprouvées, examinées et révisées, s’il y a lieu, par exemple à la suite d’une situation d’urgence.

Références :

RPT-99, articles 4, 32, 37, 40 et 52
CSA Z662-11, clauses 3.1, 3.2, 4.18 et 10.9.5

Évaluation :

Dans l’évaluation de cet élément de l’audit pour les programmes de sécurité et de gestion des situations d’urgence annexe II et ’annexe IV), on a vérifié si Westcoast avait élaboré et appliqué un plan de protection civile et d’intervention. La méthode d’exploitation standard 13.1 de Spectra Energy sur les procédures d’intervention en cas d’urgence ou d’incident renvoie au manuel de gestion des situations d’urgence stocké dans son portail et décrit les mesures initiales à adopter, les rôles et responsabilités de l’équipe d’intervention en cas d’urgence et la documentation à produire à la suite d’un incident. Il n’y a pas d’exigences supplémentaires pour cet élément de système de gestion dans le programme de gestion de l’intégrité.

Statut de conformité : Sans objet

Haut de la page

4.0 CONTRÔLES ET MESURES CORRECTIVES

4.1 Inspection, mesure et surveillance

Attentes :

La société doit élaborer et mettre en œuvre des programmes de contrôle et de surveillance. Ces programmes doivent couvrir les travaux contractuels effectués au nom de la société. Ils doivent inclure des mesures qualitatives et quantitatives pour évaluer les programmes de gestion et de protection et aborder, tout au moins, les exigences juridiques ainsi que les risques identifiés comme étant importants aux éléments 2.0 et 3.0. La société doit intégrer les résultats des programmes de contrôle et de surveillance à d’autres données émanant des évaluations des risques et des mesures de rendement ainsi que des analyses proactives des tendances. Elle doit avoir des documents et des dossiers sur ses programmes de contrôle et de surveillance.

Références :

RPT-99, articles 4, 27, 28, 36, 37, 39, 47, 48, 53(1) et 54(1)
CSA Z662-11, clauses 3.1.2h)(i), 3.2, 9 et 10

Évaluation :

PIP de la SET-BC

L’article 9 Integrity Elements du document PIP de la SET-BC énonce les exigences applicables aux programmes d’inspection, de mesure et de surveillance : protection et atténuation anticorrosion, coupons de corrosion et inhibiteurs chimiques, renouvellement du revêtement des pipelines, fouilles et excavations, grands projets de renouvellement de revêtements, inspection interne des pipelines, évaluation des défectuosités, tuyauterie d’installations en inspection externe, gestion de la corrosion sous tension, surveillance et patrouilles d’emprise, levés aériens et géotechniques, excavations, croisements de ponts et croisements aériens de pipelines.

PEIM de la SET-BC

L’article 14.2 Inspection Management Guidelines du document PEIM de la SET-BC décrit les exigences applicables aux appareils et à la tuyauterie sous pression : logiciel de gestion des inspections, inspections en fonction du risque, méthodes de surveillance et d’atténuation de la corrosion, plans d’inspection, examens non destructifs et contrôle de l’appareillage de surveillance et de mesure.

Résumé

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société a pu démontrer qu’elle se conformait aux exigences du sous-élément de l’audit Inspection, mesure et surveillance.

Statut de conformité : Conforme

4.2 Mesures correctives et préventives

Attentes :

La société devrait avoir un processus pour enquêter sur des incidents ou des cas de non-conformité qui pourraient se produire. Elle doit également avoir un processus pour atténuer les conséquences potentielles ou réelles de tels incidents ou cas de non-conformité. Les mesures d’atténuation pourraient inclure le choix du moment et les mesures à prendre pour faire face à ces conséquences. La société doit démontrer qu’elle a établi une procédure documentée pour :

  • établir les critères de non-conformité;
  • reconnaître quand un cas de non-conformité se produit;
  • enquêter sur la ou les causes de tout cas de non-conformité;
  • élaborer des mesures correctives et/ou préventives;
  • mettre en œuvre de façon efficace les mesures correctives et/ou préventives nécessaires.

La société devrait élaborer des procédures pour analyser les données sur les incidents afin de relever les lacunes et identifier les possibilités d’amélioration dans ses programmes de gestion et de protection et ses procédures.

Références :

RPT-99, articles 4, 6 et 52
CSA Z662-11, clauses 3.1.2g), 3.1.2h)(i), 3.2, 10.3.6, 10.4.4 et 10.5

Évaluation :

PIP de la SET-BC

Le document PIP de la SET-BC ne comporte pas d’article particulier sur les mesures correctives et préventives, mais l’article 9.10 Incident Investigations dit : « Pour éviter que des incidents ne se reproduisent, il est nécessaire d’en comprendre la cause à fond. Là où la cause n’est pas évidente et si on dispose de matières ou de pièces, on devra procéder à une analyse détaillée sous la direction du groupe de gestion de l’intégrité du réseau. Les résultats des analyses devront être communiqués à tout le personnel pipelinier s’occupant d’activités en matière d’intégrité [traduction]. » Pendant les entrevues et l’examen des documents, Westcoast a livré de l’information sur les processus et les procédures d’enquête et de rapport sur les incidents de Spectra Energy (voir le résumé plus loin).

PEIM de la SET-BC

L’article 17.0 Corrective and Preventative Actions, Accidents and Incidents du document PEIM de la SET-BC dit : « Le portail de la SET comporte un système de notification d’incident pour la documentation et le suivi de tous les incidents liés à l’équipement sous pression. Les plans d’intervention d’urgence (PIU) de la SET précisent ce que doit être une communication appropriée des incidents déclarables [traduction]. » Cet article décrit les exigences applicables aux rapports et aux plans d’action en cas de non-conformité (annexe H) qui sont élaborés pour tous les éléments jugés non conformes à l’occasion des audits, des inspections, des visites d’installations, etc. La direction et l’inspecteur en chef de Spectra Energy examinent régulièrement les rapports de non-conformité. Les directeurs sectoriels de l’exploitation sont chargés de veiller à ce que soient dressés les plans nécessaires de mesures correctives (PMC).

  • Westcoast dispose d’un processus complet et documenté de gestion des incidents qui comprend ce qui suit :
    • critères de déclaration;
    • processus de déroulement des activités;
    • responsabilités et obligations redditionnelles;
    • besoins en formation obligatoire;
    • processus d’examen de gestion;
    • indicateurs de rendement clés en gestion de sécurité des procédés;
    • production de rapports et d’analyses suivant la pratique recommandée RP 754 de l’API (guide de gestion en sécurité des procédés).
  • Les auditeurs ont constaté que le processus d’analyse de données, de dégagement de tendances et de production de rapports en gestion des incidents était relativement nouveau (ayant vu le jour en 2009) et pourrait encore mûrir (on met l’accent sur les indicateurs de sécurité de cette RP 754 de l’API par rapport aux indicateurs de système de gestion).
  • Il y a démonstration et examen dans The Source d’un énoncé de procédures de production de rapports sur les incidents ou les urgences où on prévoit une déclaration à guichet unique des incidents d’intérêt pour les autorités fédérales et provinciales.
  • Le personnel de Spectra Energy a fait la démonstration et l’examen du document « Regulatory Incident Reporting Guidelines For On-Call Incident Reporting Supervisor » dans The Source.
  • Le document « Incident Reporting Process » énonce les critères de notification de l’ensemble des types et des causes d’incidents aux autorités fédérales et provinciales.
  • Les auditeurs ont examiné les critères pour s’assurer qu’ils tiennent compte des exigences provinciales et fédérales applicables aux rapports d’incident.

Westcoast a prouvé qu’elle disposait de procédures écrites pour :

  • établir les critères de non-conformité;
  • reconnaître quand un cas de non-conformité se produit;
  • enquêter sur la ou les causes de tout cas de non-conformité;
  • élaborer des mesures correctives et/ou préventives;
  • mettre en œuvre de façon efficace les mesures correctives et/ou préventives nécessaires.

La société n’a toutefois pas démontré qu’elle avait élaboré ou appliqué des procédures d’analyse des données sur les incidents de manière à relever les lacunes et à reconnaître les possibilités d’amélioration dans ses programmes de gestion et de protection et ses procédures.

Les auditeurs ont analysé les données sur les incidents depuis 2005 et constaté que des tendances pouvaient être dégagées dans divers domaines : réseaux pipeliniers (de collecte et de transport), installations et équipement, programmes relevant du système de gestion. Spectra Energy devrait avoir analysé ces données pour reconnaître les tendances, les questions systémiques et les perspectives d’amélioration dans son programme de gestion de l’intégrité.

D’après les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société n’a pu démontrer qu’elle se conformait aux exigences pour le sous-élément de l’audit Mesures correctives et préventives.

Statut de conformité : Non conforme

4.3 Gestion des dossiers

Attentes :

La société doit élaborer et mettre en œuvre des procédures pour s’assurer que les dossiers sur les programmes de gestion et de protection sont conservés, accessibles et tenus à jour. Elle doit, tout au moins, conserver tous les dossiers pour la durée minimale requise par la loi et le règlement applicables et par les normes adoptées par renvoi dans le règlement.

Références :

RPT-99, articles 4, 41 et 56
CSA Z662-11, clauses 3.1.2e), 3.2, 9.11, 10.4 et 10.5.1.1c)

Évaluation :

PIP de la SET-BC

L’article 8.3 Integrity Records Management Systems du document PIP de la SET-BC dit : « La SET-BC a élaboré un système de gestion des données spatiales (SGDS) en soutien de l’information relative à ses actifs pipeliniers. À la base de ce système, il y a un programme logiciel du type SIG (Système d’information géographique) qui sert à saisir, stocker, vérifier, intégrer, manipuler, analyser et afficher les données relatives au réseau pipelinier et à sa localisation sur la surface du globe. Outre des données géographiques et photographiques, le système contient des données de description, d’exploitation et d’entretien des actifs, des renseignements sur l’intégrité, les emprises et les propriétaires fonciers et des plans et des données d’intervention d’urgence. Bien que la majeure partie des nouveaux dossiers sur l’intégrité soient fournis sur support électronique, il y en a d’autres qui sont toujours reçus sur papier seulement. On s’efforce actuellement de trouver un endroit où la plus grande quantité possible de ces données puisse être intégrée ou rattachée électroniquement au SIG. Les dossiers des activités d’entretien sont stockés dans le SAP, qui est un logiciel de comptabilité, de planification et d’archivage à l’échelle de la société. L’information de maintenance qui concerne l’intégrité des pipelines est stockée dans le SIG à des fins d’analyse [traduction]. »

PEIM de la SET-BC

Le document PEIM de la SET-BC ne comporte pas d’article particulier sur la gestion des dossiers, mais, par les entrevues et les dossiers et autres documents qu’ils ont demandés, les auditeurs ont pu confirmer que Westcoast avait élaboré et appliqué un processus de gestion dans ce domaine. Le processus de gestion des dossiers garantit que les dossiers nécessaires ou appropriés seront conservés et mis immédiatement à la disposition des gens qui en font la demande.

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société a pu démontrer qu’elle se conformait aux exigences pour le sous-élément de l’audit Gestion des dossiers.

Statut de conformité : Conforme

4.4 Vérification interne

Attentes :

La société doit élaborer et mettre en œuvre un processus documenté pour procéder à l’audit de ses programmes de gestion et de protection et de ses procédures. Le processus d’audit devrait identifier et gérer les exigences en matière de formation et de compétence pour le personnel affecté aux activités d’audit. Ces activités d’audit doivent être menées régulièrement.

Références :

RPT-99, articles 4, 53 et 55
CSA Z662-11, clauses 3.1.2c) et 3.1.2h)(iii)

Évaluation :

PIP de la SET-BC

L’article 12 Audits du document PIP de la SET-BC dit : « Les auditeurs de la SET soumettent régulièrement l’exploitation et ses programmes à des vérifications. On peut trouver le mandat détaillé des services de vérification de Spectra Energy dans l’intranet de l’organisme à l’adresse https://thesource.spectraenergy.com/company/policies/Audit/audit_services.pdf.

La haute direction peut demander des vérifications ciblées en plus si le besoin s’en fait sentir. Dans les cas où les constatations des auditeurs ont à voir avec l’intégrité du réseau pipelinier, le groupe de l’intégrité du réseau aidera à élaborer des plans de mesures correctives [traduction]. »

PEIM de la SET-BC

L’article 6.0 Accountability et l’alinéa 6.5 Director, SET-West Operations Engineering du document PEIM de la SET-BC disent : « Le directeur Ingénierie de l’exploitation, qui est comptable envers le vice-président Exploitation, est chargé de veiller à ce que le programme de gestion de l’intégrité de l’équipement sous pression réponde aux exigences des autorités réglementaires compétentes et de tous les codes, normes et pratiques exemplaires de l’industrie qui s’appliquent, ce qui comprend notamment les codes de l’API et de l’Office national de l’énergie et les spécifications techniques de la SET. L’intéressé veille à ce que du personnel qualifié possédant le savoir et l’expérience techniques nécessaires examine, mette à jour et vérifie le programme PEIM et soit disponible pour aider le personnel d’exploitation et d’entretien sous la houlette des directeurs de la SET-West à réaliser ce programme [traduction]. »

L’article 10.3 Approved Vendors / Service Companies dit : « On soumettra régulièrement les entreprises de services à des vérifications et s’assurera ainsi que leurs compétences et la documentation de contrôle de la qualité sont à jour et respectent l’esprit de leur manuel certifié dans ce domaine [traduction]. »

À la suite d’un examen des documents PIP et PEIM de la SET-BC, l’Office a fait une demande de renseignements de vérification pour obtenir les derniers rapports de vérification interne ou externe consacrés au programme de gestion de l’intégrité et aux exigences du système de gestion.

Voici la réponse de Westcoast à cette demande de renseignements :

« Plus de cinq ans se sont écoulés depuis le dernier examen interne du programme d’intégrité des pipelines. C’est l’équipe de vérification interne de l’Université Duke qui s’est chargée de l’exercice. À l’époque, l’équipe de auditeurs n’a recommandé que quelques modifications légères aux exigences en matière de protection cathodique.

À la demande des services de vérification de Houston, une équipe externe d’experts-conseils a récemment exercé un contrôle d’efficacité sur tous les programmes d’intégrité pipelinière de Spectra Energy. Elle en est à mettre la dernière main à son rapport. Nous avons été récemment avisés que Spectra West subira en 2012 une vérification interne d’intégrité dans ce domaine [traduction]. »

Pendant les entrevues, les auditeurs ont constaté ce qui suit :

  • Il n’y a pas eu de vérification interne des systèmes de Westcoast depuis 2005.
  • La société a effectué des examens d’assurance sans analyse de l’information ni de la documentation probante.
  • Les documents présentés à la réunion par Westcoast ne démontrent pas :
    • quelle a été la méthodologie d’établissement d’une fréquence appropriée;
    • quels experts en la matière participent aux vérifications internes;
    • quels résultats de vérification sont intégrés au PGI.

Dans ses commentaires sur le rapport d’audit provisoire de l’Office, la société a indiqué avoir entrepris une vérification interne de la gestion de l’intégrité pipelinière. Cet exercice est toujours en cours et n’a pas été inclus dans l’évaluation du présent sous-élément par l’Office.

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société n’a pu démontrer se conformer aux exigences pour le sous-élément Vérification interne de l’audit.

Statut de conformité : Non conforme

Haut de la page

5.0 EXAMEN DE LA DIRECTION

5.1 Examen de la direction

Attentes :

La société devra procéder à un examen formel des programmes de gestion et de protection pour s’assurer qu’ils sont toujours adéquats, pertinents et efficaces. L’examen devrait être fondé sur des documents et dossiers appropriés, incluant notamment les résultats des programmes de contrôle, de surveillance et de vérification. Cet examen doit être documenté et effectué formellement et régulièrement. La direction doit inclure dans cet examen toutes les décisions et actions ainsi que tous les engagements pris relativement à l’amélioration des programmes et au rendement global de la société.

Références :

RPT-99, articles 4, 40 et 55
CSA Z662-11, clauses 3.1.2h)(iii) et 3.2

Évaluation :

PIP de la SET-BC

L’article 2 Introduction du document PIP de la SET-BC dit : « On procédera à des évaluations périodiques pour s’assurer que le programme tire le parti voulu de l’amélioration des technologies et qu’il recourt au meilleur ensemble d’activités disponibles de prévention, de détection et d’atténuation pour les conditions du moment. Les indicateurs de rendement nous renseignent sur les programmes, d’où une possibilité d’amélioration continue de ceux-ci. On fait porter régulièrement des vérifications sur les dossiers pour s’assurer que tous les volets du PIP sont bien pris en compte et afin d’évaluer le rendement du programme. On s’attend à ce que ce dernier soit en constante évolution [traduction]. »

L’article 6 Responsibilities, Leadership & Accountability et l’alinéa 6.1 Leadership & Accountability disent : « Les chefs d’équipe qui s’occupent d’intégrité des pipelines à la SET-BC ont pour responsabilité d’atteindre des cibles bien précises de rendement en gestion de l’intégrité pipelinière avec les éléments suivants :

  1. contrôler l’intégrité du pipeline dans le secteur d’exploitation du chef d’équipe;
  2. définir clairement les rôles et responsabilités en gestion de l’intégrité pipelinière;
  3. faire participer le personnel à cette gestion de l’intégrité;
  4. communiquer régulièrement sur les questions d’intérêt pour l’intégrité des pipelines;
  5. veiller à ce que les ressources voulues soient en place;
  6. veiller à ce que le programme de gestion de l’intégrité des pipelines soit entièrement mis en œuvre;
  7. mesurer, revoir et améliorer le rendement en intégrité pipelinière [traduction]. »
PEIM de la SET-BC

Le document PEIM de la SET-BC n’aborde pas la question des exigences pour un examen de la direction.

À l’occasion des entrevues et de l’examen des documents, les auditeurs ont constaté ce qui suit :

  • Dans le document PIP de la SET-BC, il n’y a pas d’article particulier sur les examens de gestion en dehors des énoncés généraux déjà évoqués aux articles 2 et 6.1.
  • Les processus et procédures d’examen par la direction (tableaux indicateurs, indicateurs de rendement clés et régime de rémunération incitative à court terme) qui ont été présentés pendant l’audit n’avaient aucun lien avec le rendement du PGI de Westcoast.
  • En réponse au rapport d’audit provisoire, Westcoast a présenté le tableau indicateur RICT (rémunération incitative à court terme) destiné à l’OSC de la société pour décembre 2012 en faisant observer que ce tableau de bord comportait des indicateurs de rendement clés pour la gestion de l’intégrité et sa mesure. La seule mesure de rendement figurant au tableau indicateur portait sur l’efficacité de la protection cathodique du réseau de transport. Le tableau décrit bien une mesure qu’examine la direction pour surveiller le rendement du PGI, mais cela ne suffit pas à démontrer l’existence des liens requis entre les processus actuels d’examen de gestion et le rendement du PGI, ni à prouver que Westcoast soumet régulièrement son PGI à un examen de gestion en vue d’évaluer le maintien de son caractère approprié, adéquat et efficace.
  • Il existe des examens non officiels ou spéciaux par la direction, mais sans processus documentés pour cette activité (examen annuel du PIP et des MES, réunions mensuelles et ateliers annuels sur le PGI, etc.).

Par les documents examinés et les représentants interviewés du personnel d’exploitation, on constate que la société n’a pu démontrer se conformer aux exigences pour le sous-élément Examen par la direction de l’audit.

Statut de conformité : Non conforme

Haut de la page
Date de modification :