source web : usinenouvelle.com du 19 août 2009
OLÉODUCS : SONT-ILS SÛRS ?
Oléoduc percé : « désastre écologique » et « plan de modernisation » en vue. La fuite de l'oléoduc de Crau le 7 août a tiré la sonnette d'alarme. La secrétaire d'État à l'écologie a promis un « plan de modernisation de ces réseaux » pour novembre.
La Société du pipeline sud-européen (SPSE) a reconnu que la rupture de l'oléoduc qu'elle exploite entre Fos-sur-Mer et Karlsruhe en Allemagne a provoqué un "désastre écologique" et promis d'en assumer les conséquences. A 7h57 vendredi 7 août, quelque 4 000 m3 de pétrole brut se sont déversés sur deux hectares, au cœur de la réserve naturelle des Cossouls de Crau (voir vidéo). Une zone de 7 700 hectares classée Natura 2000 qui jouxte la Camargue et constitue l'une des dernières steppes semi-arides d'Europe.
La SPSE compte parmi ses actionnaires Total, Exxon, BP et Shell. Son oléoduc, constitué de trois lignes parallèles, alimente en pétrole brut directement déchargé sur le port méditerranéen de Fos-sur-Mer quatre raffiniers de la vallée du Rhône, de l'Allemagne et de la Suisse. Soit 23 millions de tonnes de pétrole par an.
"Nous ne repartirons pas du site sans nous être assurés de sa dépollution totale", a affirmé Olivier de Tinguy, PDG de la SPSE, devant Chantal Jouanno, la secrétaire d'Etat à l'écologie, qui s'est rendue sur les lieux peu après la découverte du sinistre.
Après l'incident, les opérations de pompage du tronçon de l'oléoduc - sur 20 km - puis de la flaque ont été achevées en vingt-quatre heures. Reste à ramasser les terres polluées avant de les traiter dans les filières d'élimination. La nappe phréatique, située entre 6 et 12 m de profondeur, n'a pas été menacée dans l’immédiat, selon SPSE.
RENFORCEMENT DES CONTRÔLES
Chantal Jouanno a, quant à elle, annoncé "un renforcement des contrôles" et promis "une surveillance plus fréquente des installations". Dans l'impossibilité d'expliquer la rupture de son oléoduc, la SPSE qualifie cet accident de rarissime. Elle opérait tous les contrôles imposés depuis 2006 : contrôle pédestre deux fois par mois sur les 850 km de l'oléoduc, protection cathodique pour lutter contre la corrosion et usage d'un "racleur", instrument qui détecte les fissures et calcule l'épaisseur de la paroi... Reste que pour Chantal Jouanno, le contrôle visuel de ces tuyaux deux fois par mois est déraisonnable et les contrôles techniques doivent être plus réguliers. L’oléoduc avait été inspecté en profondeur… neuf ans auparavant.
"Nous allons mener un plan de modernisation de ces réseaux qui sont stratégiques pour le pays", a-t-elle annoncé dans Le Parisien du dimanche 9 août. La France compte effectivement pas moins de 50.000 km de tuyaux de pipeline dont 36.500 pour le gaz et les hydrocarbures.
Cinq questions sur la sécurité des oléoducs
Le 12 août 2009 par Ana LutzkyLes oléoducs sont-ils sûrs en France ? Aperçu du dispositif hexagonal en cinq réponses, avec Jean Boesch de la direction générale de la prévention des risques au Ministère de l'environnement, et Pierre Schmider, responsable de la division maintenance et inspection chez SPSE.
1) QUI EXPLOITE LES OLÉODUCS EN FRANCE ?
Les oléoducs appartiennent à l’ensemble plus vaste des canalisations de transport de fluides traversant le sous-sol français. Des infrastructures exploitées par une vingtaine de gros industriels : GDF-Suez, Air Liquide,Total, Trapil, SPSE… mais aussi le ministère de la Défense. L’Hexagone compte 9 900 km d’oléoducs (hydrocarbures), 36.500 km de gazoducs, et 3800 km de canalisations transportant d’autres produits chimiques.
2) A QUELS CONTRÔLES DE SÉCURITÉ L’EXPLOITANT EST-IL SOUMIS ?
La réglementation n’est pas nouvelle (la moyenne d’âge des oléoducs dépasse 40 ans), et s’est longtemps limitée à concerner les procédures avant la mise en service des canalisations neuves. L’arrêté du 4 août 2006 rectifie néanmoins le tir, et introduit des dispositions de contrôle sur les canalisations déjà existantes. La fréquence de ces contrôles est variable selon chaque tube, mais jamais supérieure à 10 ans. Dans le cas du pipeline de SPSE qui s'est rompu brutalement le 8 août(voir vidéo), le dernier passage du racleur effectuant la totalité des mesures avait eu lieu neuf ans auparavant. D’autres racleurs partiels ont été néanmoins utilisés depuis, ainsi que la "protection cathodique" contre la corrosion et les contrôles visuels.
L'épreuve et la réépreuve. Avant toute mise en service, la canalisation est remplie d’eau, mise sous une pression supérieure à la pression maximale d’exploitation, et un organisme de contrôle habilité par l'Etat vérifie qu’il n’y a ni déformation d’ouvrage, ni fuite. Jusqu'en 2006, une réépreuve avait lieu tous les 5 ans s’il s’agit d’un gaz dangereux, tous les 10 ans s’il s’agit d’un liquide dangereux. C’est le cas du pétrole.
Depuis le 4 août 2006, l’industriel n'est pas contraint absolument d'effectuer une réépreuve, dont l'efficacité n'est pas toujours suffisante, et qui pourrait même menacer l'intégrité de la canalisation ! D’autres méthodes plus modernes sont utilisées, en substitution ou en complément.
Le racleur. Ces robots mobiles (voir photo ci-dessous) poussés par le produit en circulation font des mesures dans la canalisation, détectant pertes d’épaisseur, corrosion interne (le pétrole contient de l’eau), et défauts de soudures à l’intérieur du pipeline. SPSE passe par exemple un détecteur de fuites tous les ans, et un détecteur de corrosion tous les dix ans. Certaines configurations ne permettent pas de passer ces racleurs tous les 10 ans : il faut alors faire des fouilles et vérifier l’état du tuyau « à la main », sur quelques portions estimées représentatives.
La protection cathodique. Une liaison électrique entre la canalisation et des postes électriques met le pipeline à un potentiel légèrement négatif, ce qui le protège de la corrosion externe (dûe à la terre humide entourant le tube). « Des morceaux de tôle enfouis dans la terre vont rouiller à la place du tuyau : ce sont des anodes sacrificielles », explique Pierre Schmider, responsable de la division maintenance et inspection chez SPSE. Cette « protection cathodique » fait l’objet de contrôles périodiques.
Les mesures électriques de surface. Des marcheurs équipés de moyens électriques repèrent sans creuser dans le sol tout défaut dans le revêtement plastique de la canalisation, qui protège l’acier. Bâti en brai epoxy (sorte de goudron et de laine de verre) ou en polyéthylène, ce revêtement parfaitement étanche est essentiel pour que la protection cathodique fonctionne correctement.
Le contrôle visuel du tracé. Par avion, hélicoptère, drône, satellite, marcheur, ou voiture, un contrôle visuel a lieu jusqu'à deux fois par mois. Objectif : détecter des travaux non déclarés à proximité des tubes. La loi oblige les propriétaires de parcelles sous lesquelles passe le pipeline à faire une déclaration d’intention de commencement de travaux (DICT) dans une zone de 100m de part et d’autre du tuyau. Car les travaux non déclarés constituent le risque principal de fuite :« On en voit tous les ans », explique Pierre Schmider. « Nos tubes sont enterrés à un mètre de profondeur : un coup de pelle mécanique, et c’est le geyser. » poursuit-il. Le responsable surveillance de SPSE mise sur la prévention : « On envoie des courriers à tous les propriétaires pour les sensibiliser aux risques et les rappeler à leurs obligations. »
3) QUI CONTRÔLE LES EXPLOITANTS ?
Les canalisations en service sont sous la responsabilité de l’exploitant, mais ce dernier doit fournir chaque année un plan de surveillance et de maintenance très détaillé à la DRIRE et la DREAL, gendarmes de l’Etat pour l’environnement. En outre cette année, les études de sécurité des 50 000 km de canalisations doivent être mises à jour au plus tard le 15 septembre aux autorités. Des expertises tierces peuvent être menées si un doute technique subsiste sur un point particulier.
Le recensement de tous les petits incidents jusqu’aux plus importants par les exploitants et par les autorités permettent des améliorations pour l’ensemble du réseau.
4) QUELLE EST LA PREMIÈRE CAUSE D’ACCIDENT ?
Les fuites, le plus souvent sans gravité, se chiffrent à une vingtaine par an, contre le double voire le triple dans les années 70. La moitié des accidents sont liés à des endommagements de tuyauterie lors de travaux à proximité d’ouvrages.
L’accident du vendredi 8 août n’était cependant pas dû à des travaux. Conclusion : des enseignements restent à en tirer du point de vue de la métallurgie! La fuite est probablement due à l’une de ces trois causes : «soit un problème de soudage, soit une corrosion, soit une fissuration due par exemple à un phénomène de fatigue», analyse Jean Boesch.
5) QUID DU « PLAN DE MODERNISATION » ANNONCÉ PAR CHANTAL JOUANNO ?
En fait, ce plan existe déjà. Il est en préparation depuis fin 2008. Lancé par la direction générale de la prévention des risques du Meeddm sous le nom de « Plan vieillissement », il a confié à un groupe d’experts la tâche de réfléchir durant un an, jusqu’en novembre 2009, aux pistes pour permettre aux installations industrielles de mieux faire face au vieillissement. Parmi les installations visées, les pipelines mais plus généralement les installations sous pression, les tuyauteries d’usine, et les dépôts pétroliers. Une ordonnance prévue pour mai 2010 devrait préciser les mesures de précaution, les sanctions et la responsabilité auxquels seront soumis les exploitants.
Déplacer les tubes? Quant à l’idée lancée par la secrétaire d'Etat à l'écologie de dévier les pipelines des zones naturelles sensibles, les experts voient sa mise en œuvre… difficile. Une fois que la canalisation est posée, il est quasiment impossible de la déplacer sur une longueur importante, la recherche de tracés alternatifs plus sûrs étant le plus souvent vaine. « On passe dans des endroits perdus : si l’on déplaçait le tube, ce serait pour le mettre où ? Dans une zone plus peuplée, donc plus risquée », constate Pierre SChmider.
Par ailleurs, 90% des 50.000 km de tuyaux ont un statut d’utilité publique, au titre de la sécurité énergétique, du développement économique, ou bien de la défense nationale. « Notre tube fait l’objet d’un décret d’intérêt général signé par le général De Gaulle en 1959!», avance ainsi Pierre Schmider à propos de la liaison de Fos-sur-Mer à Karlsruhe.
Enfin, si l’on fermait un tronçon, il faudrait mettre des centaines de milliers de camions citernes par jour sur les routes pour compenser… et tous les produits ne sont pas transportables de cette manière. De ce fait, la voie principale de progrès semble être plutôt le renforcement du niveau de sécurité des canalisations traversant ces zones sensibles, estime Jean Boesch. Pierre Schmider acquiesce : « la solution se trouve plutôt dans l’amélioration technologique des outils d’inspection ».
La SPSE compte parmi ses actionnaires Total, Exxon, BP et Shell. Son oléoduc, constitué de trois lignes parallèles, alimente en pétrole brut directement déchargé sur le port méditerranéen de Fos-sur-Mer quatre raffiniers de la vallée du Rhône, de l'Allemagne et de la Suisse. Soit 23 millions de tonnes de pétrole par an.
"Nous ne repartirons pas du site sans nous être assurés de sa dépollution totale", a affirmé Olivier de Tinguy, PDG de la SPSE, devant Chantal Jouanno, la secrétaire d'Etat à l'écologie, qui s'est rendue sur les lieux peu après la découverte du sinistre.
Après l'incident, les opérations de pompage du tronçon de l'oléoduc - sur 20 km - puis de la flaque ont été achevées en vingt-quatre heures. Reste à ramasser les terres polluées avant de les traiter dans les filières d'élimination. La nappe phréatique, située entre 6 et 12 m de profondeur, n'a pas été menacée dans l’immédiat, selon SPSE.
RENFORCEMENT DES CONTRÔLES
Chantal Jouanno a, quant à elle, annoncé "un renforcement des contrôles" et promis "une surveillance plus fréquente des installations". Dans l'impossibilité d'expliquer la rupture de son oléoduc, la SPSE qualifie cet accident de rarissime. Elle opérait tous les contrôles imposés depuis 2006 : contrôle pédestre deux fois par mois sur les 850 km de l'oléoduc, protection cathodique pour lutter contre la corrosion et usage d'un "racleur", instrument qui détecte les fissures et calcule l'épaisseur de la paroi... Reste que pour Chantal Jouanno, le contrôle visuel de ces tuyaux deux fois par mois est déraisonnable et les contrôles techniques doivent être plus réguliers. L’oléoduc avait été inspecté en profondeur… neuf ans auparavant.
"Nous allons mener un plan de modernisation de ces réseaux qui sont stratégiques pour le pays", a-t-elle annoncé dans Le Parisien du dimanche 9 août. La France compte effectivement pas moins de 50.000 km de tuyaux de pipeline dont 36.500 pour le gaz et les hydrocarbures.
Les oléoducs sont-ils sûrs en France ? Aperçu du dispositif hexagonal en cinq réponses, avec Jean Boesch de la direction générale de la prévention des risques au Ministère de l'environnement, et Pierre Schmider, responsable de la division maintenance et inspection chez SPSE.
1) QUI EXPLOITE LES OLÉODUCS EN FRANCE ?
Les oléoducs appartiennent à l’ensemble plus vaste des canalisations de transport de fluides traversant le sous-sol français. Des infrastructures exploitées par une vingtaine de gros industriels : GDF-Suez, Air Liquide,Total, Trapil, SPSE… mais aussi le ministère de la Défense. L’Hexagone compte 9 900 km d’oléoducs (hydrocarbures), 36.500 km de gazoducs, et 3800 km de canalisations transportant d’autres produits chimiques.
2) A QUELS CONTRÔLES DE SÉCURITÉ L’EXPLOITANT EST-IL SOUMIS ?
La réglementation n’est pas nouvelle (la moyenne d’âge des oléoducs dépasse 40 ans), et s’est longtemps limitée à concerner les procédures avant la mise en service des canalisations neuves. L’arrêté du 4 août 2006 rectifie néanmoins le tir, et introduit des dispositions de contrôle sur les canalisations déjà existantes. La fréquence de ces contrôles est variable selon chaque tube, mais jamais supérieure à 10 ans. Dans le cas du pipeline de SPSE qui s'est rompu brutalement le 8 août(voir vidéo), le dernier passage du racleur effectuant la totalité des mesures avait eu lieu neuf ans auparavant. D’autres racleurs partiels ont été néanmoins utilisés depuis, ainsi que la "protection cathodique" contre la corrosion et les contrôles visuels.
L'épreuve et la réépreuve. Avant toute mise en service, la canalisation est remplie d’eau, mise sous une pression supérieure à la pression maximale d’exploitation, et un organisme de contrôle habilité par l'Etat vérifie qu’il n’y a ni déformation d’ouvrage, ni fuite. Jusqu'en 2006, une réépreuve avait lieu tous les 5 ans s’il s’agit d’un gaz dangereux, tous les 10 ans s’il s’agit d’un liquide dangereux. C’est le cas du pétrole.
Depuis le 4 août 2006, l’industriel n'est pas contraint absolument d'effectuer une réépreuve, dont l'efficacité n'est pas toujours suffisante, et qui pourrait même menacer l'intégrité de la canalisation ! D’autres méthodes plus modernes sont utilisées, en substitution ou en complément.
Le racleur. Ces robots mobiles (voir photo ci-dessous) poussés par le produit en circulation font des mesures dans la canalisation, détectant pertes d’épaisseur, corrosion interne (le pétrole contient de l’eau), et défauts de soudures à l’intérieur du pipeline. SPSE passe par exemple un détecteur de fuites tous les ans, et un détecteur de corrosion tous les dix ans. Certaines configurations ne permettent pas de passer ces racleurs tous les 10 ans : il faut alors faire des fouilles et vérifier l’état du tuyau « à la main », sur quelques portions estimées représentatives.
La protection cathodique. Une liaison électrique entre la canalisation et des postes électriques met le pipeline à un potentiel légèrement négatif, ce qui le protège de la corrosion externe (dûe à la terre humide entourant le tube). « Des morceaux de tôle enfouis dans la terre vont rouiller à la place du tuyau : ce sont des anodes sacrificielles », explique Pierre Schmider, responsable de la division maintenance et inspection chez SPSE. Cette « protection cathodique » fait l’objet de contrôles périodiques.
Les mesures électriques de surface. Des marcheurs équipés de moyens électriques repèrent sans creuser dans le sol tout défaut dans le revêtement plastique de la canalisation, qui protège l’acier. Bâti en brai epoxy (sorte de goudron et de laine de verre) ou en polyéthylène, ce revêtement parfaitement étanche est essentiel pour que la protection cathodique fonctionne correctement.
Le contrôle visuel du tracé. Par avion, hélicoptère, drône, satellite, marcheur, ou voiture, un contrôle visuel a lieu jusqu'à deux fois par mois. Objectif : détecter des travaux non déclarés à proximité des tubes. La loi oblige les propriétaires de parcelles sous lesquelles passe le pipeline à faire une déclaration d’intention de commencement de travaux (DICT) dans une zone de 100m de part et d’autre du tuyau. Car les travaux non déclarés constituent le risque principal de fuite :« On en voit tous les ans », explique Pierre Schmider. « Nos tubes sont enterrés à un mètre de profondeur : un coup de pelle mécanique, et c’est le geyser. » poursuit-il. Le responsable surveillance de SPSE mise sur la prévention : « On envoie des courriers à tous les propriétaires pour les sensibiliser aux risques et les rappeler à leurs obligations. »
3) QUI CONTRÔLE LES EXPLOITANTS ?
Les canalisations en service sont sous la responsabilité de l’exploitant, mais ce dernier doit fournir chaque année un plan de surveillance et de maintenance très détaillé à la DRIRE et la DREAL, gendarmes de l’Etat pour l’environnement. En outre cette année, les études de sécurité des 50 000 km de canalisations doivent être mises à jour au plus tard le 15 septembre aux autorités. Des expertises tierces peuvent être menées si un doute technique subsiste sur un point particulier.
Le recensement de tous les petits incidents jusqu’aux plus importants par les exploitants et par les autorités permettent des améliorations pour l’ensemble du réseau.
4) QUELLE EST LA PREMIÈRE CAUSE D’ACCIDENT ?
Les fuites, le plus souvent sans gravité, se chiffrent à une vingtaine par an, contre le double voire le triple dans les années 70. La moitié des accidents sont liés à des endommagements de tuyauterie lors de travaux à proximité d’ouvrages.
L’accident du vendredi 8 août n’était cependant pas dû à des travaux. Conclusion : des enseignements restent à en tirer du point de vue de la métallurgie! La fuite est probablement due à l’une de ces trois causes : «soit un problème de soudage, soit une corrosion, soit une fissuration due par exemple à un phénomène de fatigue», analyse Jean Boesch.
5) QUID DU « PLAN DE MODERNISATION » ANNONCÉ PAR CHANTAL JOUANNO ?
En fait, ce plan existe déjà. Il est en préparation depuis fin 2008. Lancé par la direction générale de la prévention des risques du Meeddm sous le nom de « Plan vieillissement », il a confié à un groupe d’experts la tâche de réfléchir durant un an, jusqu’en novembre 2009, aux pistes pour permettre aux installations industrielles de mieux faire face au vieillissement. Parmi les installations visées, les pipelines mais plus généralement les installations sous pression, les tuyauteries d’usine, et les dépôts pétroliers. Une ordonnance prévue pour mai 2010 devrait préciser les mesures de précaution, les sanctions et la responsabilité auxquels seront soumis les exploitants.
Déplacer les tubes? Quant à l’idée lancée par la secrétaire d'Etat à l'écologie de dévier les pipelines des zones naturelles sensibles, les experts voient sa mise en œuvre… difficile. Une fois que la canalisation est posée, il est quasiment impossible de la déplacer sur une longueur importante, la recherche de tracés alternatifs plus sûrs étant le plus souvent vaine. « On passe dans des endroits perdus : si l’on déplaçait le tube, ce serait pour le mettre où ? Dans une zone plus peuplée, donc plus risquée », constate Pierre SChmider.
Par ailleurs, 90% des 50.000 km de tuyaux ont un statut d’utilité publique, au titre de la sécurité énergétique, du développement économique, ou bien de la défense nationale. « Notre tube fait l’objet d’un décret d’intérêt général signé par le général De Gaulle en 1959!», avance ainsi Pierre Schmider à propos de la liaison de Fos-sur-Mer à Karlsruhe.
Enfin, si l’on fermait un tronçon, il faudrait mettre des centaines de milliers de camions citernes par jour sur les routes pour compenser… et tous les produits ne sont pas transportables de cette manière. De ce fait, la voie principale de progrès semble être plutôt le renforcement du niveau de sécurité des canalisations traversant ces zones sensibles, estime Jean Boesch. Pierre Schmider acquiesce : « la solution se trouve plutôt dans l’amélioration technologique des outils d’inspection ».
Camargue: la SPSE voudrait remettre en service rapidement son oléoduc
ARLES (Bouches-du-Rhône) - La Société du pipeline sud-européen (SPSE) a espéré jeudi une remise en service au plus tôt en janvier de sa conduite qui s'était rompue début août dans la réserve naturelle nationale de la Crau, provoquant une importante pollution aux hydrocarbures.
Des tests de résistance sont en cours avant d'essayer une mise sous pression avec de l'eau, a expliqué Patrick Suffren, responsable de la conformité à la SPSE, lors d'une conférence de presse.
Le sous-préfet d'Arles (Bouches-du-Rhône) Pierre Castoldi a souligné que la priorité restait la sécurité avant une remise en service.
La SPSE, qui appartient à plusieurs groupes pétroliers, dont le français Total, souhaite une remise en route rapide de son oléoduc par crainte d'une pénurie en cas de coup de froid sur l'Est de la France. En outre, l'arrivée attendue de la taxe carbone en janvier entraîne par avance une recrudescence des achats de fioul.
L'oléoduc serait remis en route pour six mois, le temps de réactiver un autre oléoduc en sommeil depuis plusieurs années.
La SPSE n'a donné aucune indication précise sur les causes de la rupture de son installation, soulignant qu'une enquête judiciaire était en cours. Aucune indication n'était disponible non plus sur le coût de la remise en service de la conduite ni de la dépollution, qui se poursuit avec le déménagement de tonnes de terre.
Un dispositif pour nettoyer la nappe phréatique aux endroits pollués, dans la zone où s'est rompue la conduite, va être mis en place, alors que l'impact sur la faune et la flore semble réduit, selon la SPSE. Dix-huit piézomètres (instruments de mesure) ont été installés sur la zone polluée.
(©AFP / 26 novembre 2009 17h31)
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