Deux jeunes chanteurs de Dunham interpréteront Pas de pétrole dans mon vin!

Le Parti Québécois de Brome-Missisquoi présente, le samedi 12 juin à 19 h 30,

un événement 100 % environnement!

Sébastien Breton et Mathieu Nicolas-Therrien « réchaufferont » la salle dès 19 h 15 en interprétant quelques chansons, dont la composition originale qu'ils ont enregistrée récemment pour contrer la construction d'une station de pompage à Dunham par Montréal Pipeline et l'inversion du flux dans l'oléoduc Montréal-Portland : Pas de pétrole dans mon vin!

Scott Mckay, député de L'Assomption et porte-parole de l'opposition officielle en matière de développement durable et d'environnement prononcera un discours qui sera suivi du nouveau spectacle de Raôul Duguay, intitulé J'ai soif! Des chansons portant sur notre or bleu, l'eau, qu'il faut protéger absolument.

Réservez vos billets dès que possible, appelez Richard Leclerc au 450 538 2883.

À noter : deux billets gratuits pour les membres du Club des 400 du Parti Québécois de Brome-Missisquoi!

LA SANTÉ DU PIPELINE EST CAHOTIQUE...

Jesourisvert partage avec vous de nombreux clichés sur l'état de santé désastreux des sols et ruisseaux à proximité des trois pipelines de PMPL. Le plus vieux pipeline du Canada, le 12 pouces installé en 1941 est en train de rouiller dans des cours d'eau des Monts Sutton.

La véritable problématique aujourd'hui de ce pipeline non fonctionnel depuis 1984 est qu'il a transporté du pétrole provenant d'Amérique du Sud, dont aujourd'hui on connait la corrosité du composant H2S, soit le sulfure d'hydrogène, qui est contenu dans les produits lourds vénézuéliens et le pétrole bitumineux de l'Alberta..

QUE FAIRE AVEC UN SYSTÈME DE PROTECTION CATHODIQUE EN TRÈS MAUVAIS ÉTAT SUR LE PIPELINE DE MONTRÉAL PIPELINE LTEE SUR LE CORRIDOR MONTRÉAL-PORTLAND...

Voici des photos prises par un adepte de jesourisvert en mai 2010 sur le parcours forestier et montagneux du pipeline à Sutton. On constaste que certaines cathodes de protection ne sont plus en bonnes états et que les risques de corrosion sont possibles.

source web : Ressource Naturelles Canada

http://www.nrcan.gc.ca/mms-smm/mate-mate/picon-picon/ext-ext-fra.htm

Source info : Ressources naturelles Canada

SUJET : INTÉGRITÉ DES RÉSEAUX DE PIPELINE AU CANADA

L’infrastructure canadienne de canalisation représente un investissement d'environ 100 milliards de dollars évalué en fonction de sa valeur de remplacement. Des projets pipeliniers commandés et planifiés récemment, et qui relèvent de la compétence fédérale, représentent un investissement qui se chiffre à plus de 10 milliards de dollars. On évalue à environ 40 milliards de dollars la production canadienne annuelle de pétrole et de gaz, dont presque la totalité est expédiée par pipeline.

Les pipelines constituent le moyen le plus sûr pour transporter d'importants volumes de pétrole et de gaz. De nombreux pipelines empruntent des corridors proches de grands axes routiers, ferroviaires et de navigation et de zones densément peuplées; c'est pourquoi la sûreté et l'intégrité des pipelines soulèvent de vives préoccupations à l'échelle internationale. Pour veiller à la viabilité de la production pétrolière et gazière et de l'infrastructure de transport du Canada, il est dans l'intérêt des gouvernements et des sociétés de chercher à réduire ou à limiter les répercussions des pipelines sur l'environnement, tout en s'assurant que les pipelines nouveaux et existants continuent à contribuer au maximum à l'économie.

Fissuration par l'hydrogène (FH)

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Ce sont les atomes d'hydrogène à l'état naissant (H⁰), habituellement produits dans le sulfure d'hydrogène (H₂S) en solution aqueuse, qui causent la fissuration par l'hydrogène (FH). Ainsi, les atomes d'hydrogène qui sont produits par la réaction de corrosion du fer se combinent habituellement pour former des molécules gazeuses d'hydrogène. En présence de sulfure ou de cyanure, cette réaction de recombinaison est toutefois inhibée et les atomes d'hydrogène à l'état naissant diffusent dans l'acier, plutôt que de former des molécules gazeuses à la surface du métal. Les atomes d'hydrogène qui migrent dans les parois du pipeline peuvent entraîner la fragilisation de la structure et des défaillances. Ces défaillances du type FHse produisent habituellement quelques semaines après la mise en service du pipeline.

Inspection

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Le succès et la qualité d'un programme d'assurance de l'intégrité exigent de connaître l'état réel du pipeline. Il faut donc effectuer l'inspection de ce dernier afin d'en examiner différents aspects. Les outils d'inspection interne communément appelés « racleurs intelligents » ou « racleurs& ingénieux » sont entraînés par l'écoulement du produit transporté dans la canalisation et, tout en se déplaçant, ils évaluent l'état de la paroi du pipeline.

Les racleurs intelligents de pointe peuvent déterminer si la corrosion se trouve sur la paroi interne ou la paroi externe de la canalisation. L'analyse des données provenant des outils d'inspection interne permet d'établir quelles sont les défectuosités les plus graves et de choisir les lieux d'excavation et de réparation de la canalisation. On utilise aussi les données d'inspection interne pour évaluer la résistance que possède une canalisation corrodée.

Corrosion externe de pipeline

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Pour prévenir la corrosion externe des pipelines, on utilise les revêtements et la protection cathodique. La corrosion externe cause 25 % des ruptures que subissent les pipelines de transport au Canada. L’ Association canadienne de pipelines d’énergie (ACPE) représente les intérêts des entreprises pipelinières qui transportent plus de 95 % du pétrole brut et du gaz naturel produits au Canada. Les sociétés membres de l’ACPE exploitent plus de 100 000 km de pipelines qui forment un réseau à travers le Canada pour l'alimentation des demeures et des industries du pays en gaz naturel et en produits pétroliers.

La corrosion externe a aussi des répercussions pour environ 15 % des canalisations en amont. Le document OCC-1-1996 de l'Association canadienne du gaz contient les pratiques recommandées en matière de prévention de la corrosion externe des canalisations métalliques enterrées ou submergées.

Corrosion interne

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À la fin de 1997, environ 266 000 km de pipelines de ressources énergétiques étaient du ressort de l'Alberta Energy Utility Board. Le nombre de pipelines situés en Alberta continue de croître et l'augmentation annuelle moyenne, au cours des années 1990, était d'environ 4 %. Ces pipelines transportent un grand nombre de substances différentes, dont les suivantes :

1. du gaz naturel acide
2. des produits très volatils (c.-à-d. du propane, de l’éthane, du butane et des mélanges de ceux-ci)
3. du pétrole brut (non corrosif ou acide)
4. des effluents pétroliers
5. des mélanges à plusieurs phases de gaz et de pétrole (non corrosifs ou acides)
6. des produits légers volatils (combustibles liquides)
7. du gaz naturel
8. du gaz combustible
9. de l’eau salée
10. des liquides de natures variées
11. des gaz
12. de l’eau douce

De 1980 à 1997, on a observé 12 137 défaillances dans les pipelines en exploitation, soit en moyenne 674 défaillances par année. La plupart des défaillances (environ 50 %) étaient dues à de la corrosion interne.

L'ajout d'inhibiteurs de corrosion est de loin la meilleure méthode pour prévenir la corrosion interne. On utilise aussi de plus en plus des revêtements et des garnissages à cette fin.

Fissuration par corrosion sous contrainte (FCC)

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Lorsque certaines conditions sont réunies dans un milieu donné, les métaux peuvent subir la fissuration par corrosion sous contrainte (FCC). C'est la combinaison d'un milieu propice, d'un matériau vulnérable et de la contrainte de traction qui entraîne la FCC. La présence deFCC dans les pipelines canadiens représente un grave problème de sécurité publique. Il existe deux types deFCC : la fissuration intergranulaire, qui se produit à pH élevé, et la fissuration transgranulaire, qui se produit à pH quasi neutre. Au Canada, la fissuration transgranulaire est la plus courante des deux types. L'Office national de l'énergie a réalisé deux enquêtes publiques en la matière. Le rapport de l'enquête effectuée en 1995 contient 27 recommandations visant à promouvoir la sécurité du public et portant sur les oléoducs et les gazoducs canadiens.

VOICI QUELQUES COMMENTAIRES TROUVÉS SUR LE WEB EN PARALÈLLE SUR LE MÊME SUJET DE LA CORROSION DES PIPELINES SOURCE WEB DU BLOG :http://www.viadeo.com/questions/repondre/index.jsp Autre protection du pipeline plus efficace que la protection cathodique comment faire un amélioration de la protection cathodique Ajout du 17/03/2009 : protection contre la corrosion Posée par Yosra Beji étudiante en science appliquée sur un problème de pipeline en France

7 réponses

il existe deux type de protection contre la corrosion la protection active et la protection passive. La protection active consiste a rendre le potentiel d'un métal plus électronégatif que son potentiel de corrosion libre (c'est la protection cathodique). la protection passive consiste a isoler le métal a proteger de son milieu agressif (application de revêtement). pour qu'un pipeline ne se corrode pas l'idéal est d'utiliser un materiel qui ne rouille pas (polyethylene par exemple) mais ce n'est malheureusement pas toujours possible. Sinon une association de la protection passive + protection active est ce qu'il est le plus couramment utilisé. Si je me trompe n'hesitez a me le dire. PS: je deconseil l'usage de l'inox, un inox de mauvaise qualité se corrode par piquetage, ce qui est pire qu'un tube sans PC. Réponse de Dequick Anthony | technicien protection cathodique, GDF-SUEZ / GRTgaz

Bonjour Il faut distinguer entre les différents milieux agressifs à l'origine du problème. Les méthodes de protection cathodique ne peuvent être prescrites en dehors d'une détermination sure de l'agent responsable de la corrosion (Ions chlorures, Courants vagabonds, sulfates.) et du milieu :à titre d'exemple: les anodes sacrificielles sont d'une certaine efficacité dans les milieux confinés à faible présence d'oxygène comme les structures immergés, enterrés. La protection par courant imposé est utilisée pour les structures en contact avec l’air ambiant Je vous conseille de faire une étude de diagnostic visuel, analyses chimique et une compagne de mesure de potentiels Réponse de Mounir Ait Mansour | Responsable planification Pays Veolia Environnement Maroc

il faut voir du coté de Vallourec, specialiste de ce type de tube. Réponse de GUILLAUME HACHET | expert materiaux/collage, renault automobiles

J'aurais tendance à me méfier énormément de l'inox, indépendamment de son coût : dans le cadre d'un pipeline, je préfère une corrosion "franche" et visible que de risquer une corrosion par piqûres, rapide et difficile à détecter. Mais ça dépend pas mal du "fluide" qui passe dans le tube. Réponse de Gilles Wagner | Consultant

Bonjour, La protection cathodique part champs ou puits d'anodes sacrificielles est très performante. Cela demande un suivi régulier afin de remplacer les anodes usées ou défectueuses et ainsi garantir les oléoducs pendant plusieurs dizaines d'années. De plus un suivi par sondes de corrosion n'est pas superflu au départ et arrivées des pipes. Les kits de joints isolants sont aussi nécessaires. Vous pouvez éventuellement, et selon les produits véhiculés, injecter des inhibiteurs de corrosion. Vous pouvez par ailleurs limiter l'eau contenue dans les gasoils, source de corrosion dramatique des génératrices intérieures inférieures des pipes, par l'emploi de coalesceurs ou autres systèmes. Bien Cordialement EV Réponse de Eric V. | Adjoint Chef Service Technique,

Bonjour Yosra, J'imagine que le pipeline est immergé. La question préliminaire serait de savoir pourquoi la protection cathodique n'est pas efficace. Le potentiel du pipeline est il partout suffisant ? Est-il possible qu'il y ait des mauvais contacts ou des courts circuits ? Cordialement Etienne Roger Réponse de Etienne Roger | Ingénieur Conseil - consultant en stratégie PME/PMI

Bonjour Avez-vous pensé aux conduits en matériaux composites? Cordialement Alain Fournier Réponse de Alain Fournier * | F2C Consulting - International - Bilan Carbone - Management - Plasturgie

Raffinerie Shell : le calcul du réservoir pour le pétrole bitumineux

Shell suscite l'incompréhension en annonçant la conversion d'une raffinerie

SHELL SUSCITE L'INCOMPRÉHENSION EN ANNONÇANT LA CONVERSION D'UNE RAFFINERIE

LA PRESSE CANADIENNE . les affaires.com . 04-06-20

La pétrolière Shell a suscité l'incompréhension, vendredi, en annonçant qu'elle rejetait les offres de repreneurs intéressés par sa raffinerie de Montréal-Est, quelques jours à peine après avoir amorcé des pourparlers. L'entreprise a indiqué qu'elle convertira son installation en terminal de distribution, ce qui entraînera le licenciement de la majorité des 550 employés à la raffinerie.

La présidente de Shell Canada, Lorraine Mitchelmore, a expliqué dans un communiqué que la pétrolière n'a pas réussi à s'entendre sur la valeur des installations avec les deux acheteurs potentiels qui avaient été identifiés par un comité spécial dirigé par l'ancien ministre conservateur Michael Fortier. «L'écart entre certaines des conditions avancées et nos exigences est beaucoup trop grand pour pouvoir envisager de façon réaliste la conclusion d'une entente sur la vente de la raffinerie, a-t-elle expliqué. Par conséquent, nous allons suivre notre plan et transformer la raffinerie en terminal.» . Le ministre du Développement économique, Clément Gignac, s'est dit «surpris» par la décision de la pétrolière. M. Gignac n'a pas mis en doute la bonne foi de l'entreprise mais il a souligné que la pétrolière a fait part de sa décision seulement quelques jours après avoir reçu des propositions d'acquéreurs.

Selon le ministre, l'entreprise a un devoir de pédagogie pour expliquer les raisons qui l'ont mené à cette conclusion.«Shell a un certain fardeau de la preuve pour expliquer sur la place publique pourquoi ils ont suspendu les discussions, quelques jours seulement après le dépôt de lettres d'intention, a-t-il dit. Je n'ai pas de raison de douter de leur bonne foi, même si j'ai été un peu surpris.»

M. Gignac a affirmé qu'il avait discuté avec les dirigeants de la pétrolière, qui ont confirmé avoir contacté les deux acquéreurs potentiels. «La haute direction m'a assuré qu'il y avait eu des discussions directes avec les acheteurs potentiels», a-t-il dit. Le syndicat des employés de la raffinerie montréalaise a exprimé sa déception, jugeant que Shell n'avait pas consacré suffisamment d'efforts à la négociation. Constatant la manière expéditive avec laquelle Shell a jugé les offres irrecevables, le président du syndicat, Jean-Claude Rocheleau, a manifesté son incompréhension. «Ils nous disent qu'ils mettent un terme aux discussions, alors que ça ne fait que deux jours qu'ils ont ça entre les mains et qu'il n'y a pas eu de négociation intensive avec les acheteurs qui sont là.» M. Rocheleau a estimé que la pétrolière doit retourner à la table de négociation afin de conclure une entente avec un éventuel repreneur. «Je pense que c'est précipité, a-t-il dit. C'est 240 millions $ en retombées économiques pour l'est de Montréal, une raffinerie. Je ne pense pas qu'un dossier de cette envergure peut se terminer ainsi.»

Après avoir tenté en vain de trouver un acheteur pendant six mois l'an dernier, Shell a annoncé en janvier son intention de convertir sa raffinerie en centre de distribution, où seulement 30 personnes seront employées. À la suite de pressions exercées par le syndicat, un comité dirigé par M. Fortier a été formé pour contacter une centaine d'acquéreurs potentiels à travers le monde. Un premier acheteur avait manifesté un intérêt, la semaine dernière, et un deuxième avait fait de même mardi, jour même de l'échéance fixée par la pétrolière pour le dépôt de lettres d'intention.

La fin des activités de la raffinerie de Shell à Montréal-Est, qui produit plus de 130 000 barils de brut par jour, s'inscrit dans la stratégie de la pétrolière, qui souhaite concentrer ses activités sur l'extraction et se départir de tous ses actifs dans la transformation. La députée péquiste Nicole Léger, qui représente la circonsciption où la raffinerie est située, a affirmé que le gouvernement doit exercer des pressions sur Shell pour que l'entreprise retourne à la table de négociation.«Est-ce qu'ils veulent vraiment vendre, a-t-elle demandé. Ils ont deux acheteurs sérieux, alors il y a un problème. C'est le gouvernement de l'économie, alors qu'il le prouve.»

UN ASPECT CRUCIAL DANS LA VENTE DE LA RAFFINERIE SHELL

RENÉ VÉZINA . 03-06-2010

www.lesaffaires.com

Les heures passent et on attend toujours de savoir sir le miracle espéré va se produire... pour garder active la raffinerie que Shell a décidé de fermer dans l'est de Montréal.

Pourtant, des acheteurs se sont manifestés. Shell a laissé entendre que ce qu'elle a reçu comme offre -jusqu'à présent- ne convenait pas. On serait porté à se dire, « oui, mais c'est sûrement mieux que rien, pourquoi ne prennent-ils pas le chèque » ?

Parce qu'on oublie un gros morceau. Ceux qui veulent acheter la raffinerie doivent théoriquement acheter en même temps les obligations qui vont avec, dont celle-ci, énorme : prendre en charge les inévitables coûts de décontamination qui vont s'imposer un jour ou l'autre.

Cette raffinerie est située au milieu d'un immense terrain et elle fonctionne depuis 75 ans. Qui plus est, dans les années 1950, on faisait moins attention à l'environnement. Pouvez-vous imaginer à quel point la terre a été contaminée ? Pouvez-vous imaginer l'ampleur de la facture de la décontamination ?

Shell l'imagine. Les acheteurs aussi. Ce qui veut dire qu'on doit actuellement discuter ferme du partage des responsabilités. Est-ce qu'en vendant, Shell va pouvoir s'en laver les mains ? Ou, au contraire, lui demande-t-on de conserver une part de responsabiités ? Les gouvernements peuvent-ils s'en mêler ? Et est-ce que la volonté originale de Shell de rester quand même propriétaire des lieux, convertis en terminal, vise aussi à retarder le démantèlement, donc la décontamination ?

C'est là un enjeu crucial qui se retrouve certainement au coeur des ultimes tractations. La question environnementale ne peut être esquivée. Qui, ultimement, assumera la facture ?

La Caisse des Dépôts et Placement du Québec investit dans Enbridge et Exxon Mobil

La Caisse de dépôt : les bonus des dirigeants ont rétréci

paru le 15 avril 2010 dans cyberpresse

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  Hélène Baril

  LA PRESSE

(Montréal) La Caisse de dépôt vient de rendre public son imposant rapport annuel 2009. Le rapport tranche avec l'ère Rousseau en ce qui a trait aux stratégies, à la gestion du risque et à la rémunération. Survol des nouveautés.

Après avoir été privés de bonus en 2008 pour cause de performance désastreuse, les dirigeants de la Caisse de dépôt ont eu droit l'an dernier à des primes au rendement beaucoup moins généreuses que ce à quoi ils étaient habitués.

Le rendement de la Caisse en 2009 a été moins bon que celui de la majorité des gestionnaires de fonds et les primes ont été calculées en conséquence, indique le rapport annuel publié hier.

Les huit dirigeants les mieux payés se sont partagé des primes de 1,1 million, comparativement à 4,6 millions lors de la dernière année faste de la Caisse, en 2007. Le rendement de 2007 était pourtant moins élevé (5,6%), que celui de 2009 (10%).

L'ensemble des employés ont reçu environ 20 millions en bonus, soit 52% de moins qu'en 2007.

Le président et chef de la direction de la Caisse, Michael Sabia, n'est pas le mieux payé de l'équipe des gestionnaires. M. Sabia a renoncé aux primes auxquelles il aurait droit pour 2009 et 2010, de même qu'à sa part du régime de retraite bonifié des hauts dirigeants.

Sa rémunération totale a été de 436 154$. C'est deux fois moins que ce qu'ont gagné ses deux vice-présidents Claude Bergeron (917 415$) et Normand Provost (911 223$).

Pour une année complète, le salaire de Michael Sabia a été fixé par le conseil d'administration à 540 000$. Au cours des trois dernières années qu'il a passées à la tête de la Caisse de dépôt, Henri-Paul Rousseau a reçu une rémunération annuelle supérieure à 2 millions pour deux de ces trois années et plus d'un million pour la troisième.

À 540 000$ le salaire de Michael Sabia représente seulement 16% de la rémunération versée dans des entreprises comparables, selon les informations contenues dans le rapport annuel de la Caisse.

M. Sabia peut se contenter d'un salaire aussi modeste parce que son passage chez BCE a été plutôt payant. Il a quitté l'entreprise avec 21 millions, plus une rente annuelle de près d'un million qu'il touchera sa vie durant.

Michael Sabia a toutefois renoncé aux options d'achat d'actions de BCE auxquelles il avait droit afin d'éviter de possibles conflits d'intérêts avec ses nouvelles fonctions.

Il a aussi renoncé aux généreuses indemnités de départ prévues à son contrat et dont Henri-Paul Rousseau et Richard Guay ont bénéficié, même s'ils ont quitté leurs fonctions de leur propre chef.

Pour sa part, le nouveau patron ne veut même pas de prime de départ advenant son congédiement sans cause juste et raisonnable.

Faux départ

Le dirigeant qui a reçu la rémunération la plus élevée en 2009 est Richard Guay, qui est toujours à la Caisse mais qui a obtenu une prime de départ de plus d'un million de dollars lorsqu'il a quitté son poste de président et chef de la direction.

M. Guay, qui a été nommé conseiller stratégique à la suite de sa démission, a reçu un salaire de 299 423$, ce qui a porté sa rémunération totale à 1,5 million.

Richard Guay avait brièvement remplacé Henri-Paul Rousseau à la fin de 2008, en pleine tourmente financière. Il avait été absent pour cause de maladie pendant la plus grande partie de cette période de remplacement avant de démissionner le 7 janvier 2009.

Le numéro deux de la Caisse, Roland Lescure, est arrivé au cours de l'exercice 2009 et il encaissé un salaire de 110 769$ Il a toutefois reçu 400 000$ en compensation, «des sommes auxquelles il a dû renoncer en quittant son emploi précédent».

L'autre nouveau venu à la direction de la Caisse, Bernard Morency a touché 136 250$ en salaire pour ses cinq mois de travail mais sa rémunération totale a été de 770 912$, notamment grâce à des honoraires de près de 300 000$ qu'il a reçus de la Caisse comme consultant de la firme Mercer, avant d'être embauché.

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PLUS IMPORTANTS INVESTISSEMENTS DE LA CAISSE

(Au 31 décembre 2009, excluant l'immobilier et le papier commercial)

INVESTISSEMENTS SUR LES MARCHÉS OU EN BOURSE

CANADA HOUSING TRUST

4,5 milliards

BANQUE TD

635 millions

CANADIAN NATURAL RESOURCES

653 millions

ENBRIDGE ENERGY PARTNERS

722 millions

GOLDCORP INC.

527 millions

Source: Rapport annuel, Caisse de dépôt et placement du Québec

PLACEMENTS PRIVÉS DE 500 MILLIONS OU PLUS

NOVERCO INC. (Gaz Métro)

QUEBECOR MEDIA INC.

PARTICIPATION DANS L'AÉROPORT BAA

CERBERUS INSTITUTIONAL PARTNERS (Series Four)

INTERCONNECTOR UK LTD

PARK SQUARE CAPITAL PARTNERS LP

Source: Rapport annuel, Caisse de dépôt et placement du Québec

FAITS SAILLANTS

1- La Caisse de dépôt a rendu public son rapport annuel 2009. Le rendement de la Caisse est moins bon que celui de la majorité des gestionnaires de fonds pour cette année.

2- L'actuel président et chef de la direction de la Caisse, Michael Sabia, a renoncé aux primes auxquelles il aurait droit pour 2009 et 2010.

3- Le dirigeant qui a reçu la rémunération la plus élevée en 2009 est Richard Guay, qui a démissionné de son poste en janvier 2009, mais est toujours à la Caisse.

4- Un groupe d'experts a établi des tests de sensibilité de l'actif de la Caisse en fonction d'événements exceptionnels, tels que la rapide montée du pétrole de 2008 ou d'autres chocs brusques sur les marchés.