Cinq questions sur la sécurité des oléoducs

© SPSE

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 ».