Rapport d’enquête sur la sécurité du transport ferroviaire OccID

1.1.1 Le 6 juillet 2013, un train-bloc transportant du pétrole brut et exploité par le chemin de fer Montreal, Maine & Atlantic Railway déraille à Lac-Mégantic (Québec). De nombreux wagons-citernes se rompent et un incendie s'ensuit. Selon l'information recueillie, la température ambiante de l'air au moment du déraillement est d'environ 21 °C.

Le bureau des Opérations d'enquête de la région de l'Est - Rail/Pipeline du Bureau de la sécurité des transports du Canada (BST) a demandé une analyse d'échantillons de pétrole brut provenant de quelques wagons-citernes.

Les échantillons de pétrole brut ont été prélevés sur certains wagons-citernes, sous la direction d'un enquêteur du BST. Le tableau 1 résume les détails de l'échantillonnage. On a recueilli des échantillons sur les 9 wagons-citernes non déraillés qui étaient placés à la fin du train (MMA-002) de l'événement et qui avaient été ramenés à Nantes (Québec) après le déraillement. Il en a été de même avec 2 wagons-citernes stationnés à Farnham (Québec); ces wagons faisaient partie d'un autre train-bloc exploité par la Montreal, Maine & Atlantic Railway (MMA-874) et transportaient du pétrole brut de la même origine que celui à bord du train de l'événement.

On n'a pas tenté de prélever des échantillons sur les wagons-citernes déraillés, puisque tous avaient été dans une certaine mesure exposés à l'incendie qui a suivi le déraillement. Il a été estimé que cette exposition à la chaleur ait probablement amené des composés volatils du pétrole brut à s'échapper par des brèches dans la citerne ou au cours du déclenchement du dispositif de décharge de pression. Par conséquent, il était très probable qu'aucun des échantillons prélevés sur les wagons-citernes déraillés n'aurait été représentatif du chargement avant le déraillement.

Avant la collecte d'échantillons, l'espace de vapeur de chaque wagon-citerne a été vérifié au moyen d'un détecteur portatif de sulfure d'hydrogène. Aucune quantité mesurable de ce gaz n'a été détectée.

On a utilisé trois méthodes d'échantillonnage (désignées par les lettres A, B et C dans le tableau 1) conformes à la norme ASTM D4057^{Footnote 1}. Pour la méthode A, un échantillon médian^{Footnote 2} a été prélevé au moyen d'une pipette de verre d'un diamètre de 3/4 pouce et d'une longueur de 60 pouces. Pour la méthode B, on a recueilli un échantillon supérieur^{Footnote 3} au moyen d'une écope de plastique^{Footnote 4}. Dans le cas de la méthode C, on s'est servi d'une pompe péristaltique pour recueillir des échantillons inférieurs^{Footnote 5} (identifiés par le suffixe –BOT dans le tableau 1) et supérieurs (identifiés par le suffixe –TOP dans le même tableau), après avoir vérifié l'absence de toute stratification dans le wagon-citerne. À cette fin, et conformément à la norme ASTM D5495, une colonne verticale de liquide représentant le liquide dans la citerne a été recueillie au moyen d'un échantillonneur de déchets liquides composites (COLIWASA, « composite liquid waste sampler ») ^{Footnote 6 Footnote 7}. L'inspection des échantillons COLIWASA n'a révélé aucune stratification visible.

Les échantillons ont tous été transférés immédiatement de l'outil d'échantillonnage à des bouteilles de verre, que l'on a scellées hermétiquement et entreposées à la température ambiante jusqu'à l'étape de l'analyse. La figure 1 montre 2 échantillons représentatifs du pétrole brut de l'événement. Le pétrole était d'une couleur gris foncé et verdâtre.

Les échantillons de pétrole brut ont été envoyés pour analyse à 4 laboratoires externes – Core Lab.^{Footnote 8}, Maxxam Analytical^{Footnote 9}, AITF^{Footnote 10} et Cassen^{Footnote 11}. L'annexe A présente les rapports analytiques et les certificats d'analyse d'origine fournis par les laboratoires externes.

La température du point d'éclair est une mesure de la tendance d'un échantillon à former un mélange inflammable avec l'air dans des conditions de laboratoire contrôlées. Dans la réglementation sur le transport et la sécurité, le point d'éclair sert à déterminer les matières inflammables et combustibles et à les classer en fonction du danger correspondant^{Footnote 12 Footnote 13}. Le point d'éclair peut indiquer la présence possible de constituants hautement volatils et inflammables au sein d'une matière relativement non volatile ou ininflammable.

Les méthodes d'essai ASTM D93 décrivent la façon de déterminer, par un appareil Pensky-Martens en vase clos^{Footnote 14}, le point d'éclair des produits pétroliers dans la plage de températures comprise entre 40 et 370 °C. Les valeurs inférieures à 40 °C peuvent être mesurées au moyen de la procédure D93, mais la précision^{Footnote 15} de telles valeurs n'a pas été déterminée.

Les méthodes d'essai ASTM D3828 prescrivent les façons de procéder pour déterminer, à l'aide d'un appareil d'essai à petite échelle en vase clos, le point d'éclair des produits pétroliers et des biocarburants (diesel) liquides dans la plage de -30 à 300 °C^{Footnote 16}. Il conviendrait de noter que les valeurs du point d'éclair sont fonction du mode de fonctionnement, de la conception et de l'état de l'appareil utilisé. Par conséquent, il est possible que les résultats obtenus à l'aide de différentes méthodes d'essai ne permettent pas d'établir des corrélations valides.

Certains échantillons de pétrole brut ont été envoyés aux laboratoires Core Lab., Maxxam Analytical et AITF pour qu'ils déterminent le point d'éclair d'après les normes ASTM D93 et ASTM D3828. On a fractionné les échantillons des wagons NATX 310406, WFIX 130629, NATX 303425 et PROX 44169 de façon qu'une portion d'environ 65 ml soit envoyée à AITF et le reste (quelque 185 ml) à Maxxam Analytical. Le tableau 2 résume les résultats relatifs au point d'éclair. Tous les échantillons ont donné des points d'éclair corrigés sensiblement inférieurs à 23 °C^{Footnote 17}. Remarquer, comme on l'a déjà mentionné, que les différents seuils signalés par les 3 laboratoires reflètent les différences dans la méthode et l'appareil utilisés.

La méthode ASTM D86 (distillation atmosphérique) constitue la méthode d'essai de base pour déterminer les caractéristiques de l'intervalle d'ébullition d'un produit pétrolier^{Footnote 18}. Dans cette méthode, un échantillon de 100 ml est distillé dans un appareil de distillation discontinue en laboratoire à la température ambiante et dans des conditions prescrites. Dans une distillation ASTM D86, le point initial d'ébullition (PIE) est la valeur corrigée de la température au moment où la première goutte de condensat tombe de l'extrémité inférieure du tube de condenseur.

La méthode ASTM D7169 décrit la façon de déterminer, par chromatographie en phase gazeuse à température élevée, la distribution du point d'ébullition et les intervalles des points de fractionnement des pétroles bruts et de leurs résidus^{Footnote 19}. On se sert d'un appareil de chromatographie en phase gazeuse pour obtenir un chromatogramme de l'échantillon (tracé du signal de carbone par rapport au délai de rétention); la distribution du point d'ébullition est calculée à partir de ce chromatogramme après l'apport des corrections appropriées. Le PIE désigne la température correspondant à un pourcentage cumulatif de 0,5 % d'un échantillon élué^{Footnote 20} après correction pour la récupération de l'échantillon.

Le PIE et la distribution du point d'ébullition de certains échantillons de pétrole brut ont été déterminés par les laboratoires Core Lab., Maxxam Analytical et AITF en conformité avec les normes ASTM D86 et ASTM D7169. Le tableau résume les PIE obtenus avec les échantillons de pétrole brut. Tous les échantillons analysés au moyen de la méthode ASTM D86 ont donné des PIE compris entre 43,9 et 50,0 °C. Les PIE obtenus selon la méthode ASTM D86 par Core Lab. concordaient bien avec ceux obtenus par Maxxam Analytical (la différence était de 2,0 °C pour l'échantillon du wagon NATX310533 et de 4,5 °C pour l'échantillon du wagon NATX310595).

Le tableau 4 résume les résultats de la distillation atmosphérique obtenus par Maxxam Analytical pour les échantillons de pétrole brut. L'analyse par distillation atmosphérique est également présentée sous forme de tracés de la température en fonction du pourcentage en volume pour les 9 échantillons prélevés sur le train de l'événement (figure 2) et pour les 2 échantillons recueillis sur le train-bloc de comparaison à Farnham (figure 3). Ces 11 échantillons ont tous donné des distributions du point d'ébullition très semblables.

Il y avait une certaine crainte que le chargement des wagons-citernes de queue ait pu être exposé à la chaleur avant que ces wagons soient ramenés à Nantes, ce qui aurait affecté la validité des résultats. Cependant, les wagons en question n'ont montré aucun signe de dommages par le feu, comme de la peinture décolorée ou brûlée. De plus, aucune variation inhabituelle n'a été constatée dans les résultats obtenus pour les échantillons provenant de ces mêmes wagons-citernes de queue. Ces échantillons ont donné des résultats très semblables à ceux obtenus du train-bloc de comparaison, qui n'a pas été exposé à l'incendie (comparer les figure 2 et figure 3).

Les PIE obtenus selon la méthode ASTM D7169 pour les échantillons prélevés sur les wagons NATX 310406, WFIX 130629, NATX 303425 et PROX 44169 étaient d'au moins 10 °C plus bas que ceux obtenus selon la méthode ASTM D86 (tableau 3). La figure 4 présente les distributions du point d'ébullition obtenues à l'aide de la méthode ASTM D7169. Les 4 échantillons analysés selon cette méthode ont donné des résultats semblables. On a remarqué que la méthode ASTM D7169 donne des pourcentages de récupération légèrement plus élevés que ceux obtenus par la méthode ASTM D86 dans la portion du graphique correspondant aux fractions légères (c.-à-d., montrant des points d'ébullition plus bas) (comparer les figure 2 et figure 4). Comme on l'a déjà mentionné, les 2 méthodes définissent différemment le PIE et utilisent des équipements complètement différents. Par conséquent, les plages de températures prises en considération et la précision diffèrent. Cela explique probablement les résultats différents obtenus pour la partie des fractions légères des échantillons.

La méthode ASTM D5002 prescrit la façon de déterminer la densité et la densité relative des pétroles bruts qui peuvent être manutentionnés à titre de liquides à des températures comprises entre 15 et 35 °C^{Footnote 21}. La densité désigne la masse par volume unitaire à une température donnée. La densité relative constitue le rapport entre la densité d'une matière et la densité de l'eau à une température donnée. La densité API est une fonction spéciale de la densité relative à 15,56 °C (60 ºF) et se calcule comme suit^{Footnote 22} :

Quatre échantillons représentatifs de pétrole brut ont été envoyés au laboratoire Maxxam Analytical en vue d'une analyse de densité. On a prélevé les échantillons sur les wagons-citernes qui avaient donné les PIE les plus faibles et les plus élevés (NATX 310572 et PROX 44211 - se reporter au tableau 3). Une analyse a été effectuée sur les échantillons inférieurs et supérieurs de ces deux wagons pour voir s'ils présentaient un gradient de densité.

Les résultats indiquent que les échantillons prélevés sur les wagons-citernes NATX 310572 et PROX 44211 avaient des propriétés de densité similaires (tableau 5). Il n'y avait aucune différence marquée entre les échantillons inférieurs et supérieurs. Cette similitude concorde avec l'absence de stratification dans les wagons-citernes, absence qui avait été constatée visuellement au moment de la collecte des échantillons (se reporter au paragraphe 2.1.4).

La pression de vapeur des pétroles bruts est une caractéristique physique importante qui influe sur les pratiques générales de manutention et de raffinage. Elle tient également lieu de mesure indirecte du taux d'évaporation des produits pétroliers volatils. La méthode d'essai ASTM D323 sert à déterminer la pression de vapeur à 37,8 °C (100 ºF) de produits pétroliers et de pétroles bruts ayant des PIE au-dessus de 0 °C (32 ºF)^{Footnote 23}.

La pression de vapeur des 4 échantillons de pétrole brut envoyés au laboratoire Maxxam Analytical a été déterminée en conformité avec la procédure A de l'ASTM D323. Les résultats indiquent que les échantillons prélevés sur les wagons-citernes NATX 310572 et PROX 44211 avaient des pressions de vapeur Reid comprises entre 62,3 et 66,1 kPa (tableau 6). Il n'y avait aucune différence marquée entre les échantillons inférieurs et supérieurs.

La teneur en soufre des pétroles bruts influe sur leur corrosivité et leur toxicité. La méthode d'essai ASTM D4294 prescrit la façon de mesurer la teneur en soufre des hydrocarbures dans la gamme de pourcentages massiques compris entre 0,0150 et 5,00^{Footnote 24}. La teneur totale en soufre des 4 échantillons envoyés au laboratoire Maxxam Analytical a été déterminée en conformité avec la norme ASTM D4294. Les résultats indiquent que les échantillons de pétrole brut présentaient un pourcentage massique en soufre de 0,096 à 0,117 (tableau 6). Il n'y avait aucune différence entre les échantillons inférieurs et supérieurs.

Les valeurs du point d'écoulement et de la viscosité servent à déterminer les caractéristiques de manutention des pétroles bruts à basses températures. Les propriétés de fluidité donnent également une indication de la composition des pétroles bruts. Par exemple, les pétroles bruts présentant une plus grande concentration de composés de paraffine sont en général d'une viscosité plus élevée que les pétroles bruts comportant de plus grandes concentrations de composés aromatiques et naphténiques^{Footnote 25}.

La méthode ASTM D5853 porte sur la détermination du point d'écoulement des pétroles bruts^{Footnote 26}. Pour connaître les caractéristiques d'écoulement d'un échantillon, on le refroidit à une vitesse donnée tout en l'examinant à des intervalles de 3 °C. Le point d'écoulement est la plus basse température à laquelle on observe un déplacement du spécimen. Le tableau 7 présente les points d'écoulement obtenus pour les 4 échantillons envoyés à Maxxam Analytical. Tous les échantillons ont donné des points d'écoulement inférieurs à -65 °C.

La méthode d'essai ASTM D7042 prescrit une façon de mesurer simultanément la viscosité dynamique et la densité des produits pétroliers liquides et des pétroles bruts^{Footnote 27}. La viscosité dynamique est une mesure de la résistance d'un liquide à l'écoulement sous l'action de forces de cisaillement externes. La viscosité cinématique est une mesure de la résistance d'un liquide à la gravité; on obtient la valeur de cette viscosité en divisant la viscosité dynamique par la densité obtenue à la même température.

La viscosité cinématique des 4 échantillons envoyés à Maxxam Analytical a été déterminée à l'aide d'un viscosimètre Stabinger, en conformité avec la norme ASTM D7042. On a analysé les échantillons à des températures de 20, 30 et 40 °C, puis utilisé les résultats pour en extrapoler la viscosité à 10 °C. Les résultats sont résumés dans le tableau 7. Les échantillons provenant du wagon-citerne PROX 44211 ont donné à chacune de ces températures des valeurs légèrement plus élevées que celles obtenues du wagon-citerne NATX 310572. Dans le cas des échantillons du wagon NATX 310572, l'échantillon inférieur (NATX310572-C-BOT) a donné des résultats légèrement plus élevés à chacune des températures que l'échantillon supérieur (NATX310572-C-TOP). Cette tendance a été l'inverse pour les échantillons prélevés sur le wagon PROX 44211.

La méthode d'essai ASTM D240^{Footnote 28} prescrit la façon de déterminer la chaleur de combustion des hydrocarbures liquides dont la viscosité varie des distillats légers aux combustibles résiduels. La chaleur de combustion est une mesure de l'énergie disponible provenant d'un combustible donné. La chaleur de combustion brute est définie dans la norme ASTM D240 comme la quantité d'énergie dégagée quand une masse unitaire de combustible est brûlée dans une enceinte à volume constant, les produits se trouvant à l'état gazeux, sauf l'eau qui se condense à l'état liquide.

Le tableau 8 résume les résultats relatifs à la chaleur brute de combustion obtenus sur les 4 échantillons de pétrole brut envoyés à Maxxam Analytical. Les 4 échantillons ont donné des résultats similaires, compris entre 18 445 et 19 416 Btu/lb^{Footnote 29} (42,905 à 45,160 MJ/kg). Les échantillons supérieurs (NATX310572-C-TOP et PROX44211-C-TOP) ont donné des valeurs légèrement plus élevées que les échantillons inférieurs correspondants (NATX310572-C-BOT et PROX44211-C-BOT).

BTEX est l'acronyme utilisé pour désigner un groupe de composés organiques volatils (COV) : le benzène, le toluène, l'éthylbenzène et les isomères de xylène^{Footnote 31}. Les composés BTEX sont présents à l'état naturel dans le pétrole brut. Ils forment la fraction la plus soluble et la plus mobile du pétrole brut; par conséquent, ils entrent facilement dans le sol et la nappe phréatique au cours de déversements accidentels. Ces substances ont des effets toxiques et donnent lieu à des limites d'exposition en milieu de travail. Les BTEX sont classés comme des polluants prioritaires par Environnement Canada et l'Agence de protection de l'environnement (EPA) des États-Unis.

Des aliquotes (20 ml en volume) ont été prélevées sur les 4 quatre échantillons choisis de pétrole brut et envoyées au laboratoire Cassen en vue d'une analyse des BTEX au moyen de la méthode par couplage entre la chromatographie en phase gazeuse et la spectrométrie de masse (GC-SM)^{Footnote 32}. Les résultats sont résumés dans le tableau 9. La teneur en benzène mesurée dans les 4 échantillons variait de 1 470 à 1 850 ppm^{Footnote 33} (de 0,147 à 0,185 %). Globalement, les concentrations obtenues pour les composés BTEX allaient d'une valeur plancher de 768 ppm (0,0768 %) pour le toluène à une valeur plafond de 3 500 ppm (0,35 %) pour le m-/p-xylène^{Footnote 34}.

D'après le Règlement sur le transport des marchandises dangereuses (TMD)^{Footnote 36} et le titre 49 du Code of Federal Regulations des États-Unis^{Footnote 37}, les liquides ou les liquides contenant des solides en solution ou en suspension sont inclus dans la classe 3, Liquides inflammables, s'ils ont un point d'éclair inférieur ou égal à 60 °C selon la méthode d'essai en vase clos. De plus, les liquides inflammables sont classés dans un des trois groupes d'emballage suivants :

• le groupe d'emballage I, si leur point initial d'ébullition est inférieur ou égal à 35 °C à une pression absolue de 101,3 kPa, quel que soit le point d'éclair;
• le groupe d'emballage II, si leur point initial d'ébullition est supérieur à 35 °C à une pression absolue de 101,3 kPa et à un point d'éclair inférieur à 23 °C;
• le groupe d'emballage III, s'ils ne satisfont pas aux critères d'inclusion dans les groupes d'emballage I ou II.

Les résultats obtenus relativement au point d'éclair des échantillons de pétrole brut considérés ont tous été sensiblement inférieurs à 23 °C (tableau 2), tandis que les PIE déterminés à l'aide de la méthode ASTM D86 variaient de 43,9 à 50,0 °C (tableau 3). Tous ces échantillons de pétrole brut satisfaisaient donc aux critères d'inclusion dans la classe 3, groupe d'emballage II.

Les résultats des analyses chimiques et physiques obtenus sur les 9 échantillons de pétrole brut de l'événement indiquent peu de variation d'un wagon-citerne à un autre. Les échantillons inférieurs et supérieurs ont donné des résultats similaires, ce qui suggère l'absence d'une stratification importante de la phase liquide à l'intérieur des wagons-citernes.

Le pétrole brut a été défini comme une « combinaison complexe d'hydrocarbures qui consiste pour l'essentiel en hydrocarbures aliphatiques, alicycliques et aromatiques. Cette combinaison peut aussi contenir de petites quantités de composés d'azote, d'oxygène et de soufre. Cette catégorie d'hydrocarbures englobe les pétroles légers, intermédiaires et lourds ainsi que ceux extraits de sables bitumineux » (traduction)^{Footnote 38}. Les pétroles bruts sont des produits naturels dont les propriétés chimiques et physiques peuvent varier en fonction de leur origine et de la méthode d'extraction utilisée.

On trouve le pétrole classique, qui peut varier de léger à moyen en qualité, dans des roches-réservoirs d'une perméabilité suffisante pour lui permettre de s'écouler de la roche à un puits. Le pétrole brut transporté à bord du train de l'événement provenait de fournisseurs ayant des puits de production dans la région de la formation schisteuse de Bakken dans le Dakota du Nord. Cette formation est un réservoir de pétrole à faible perméabilité (« tight oil »). Ce pétrole est un type de pétrole classique qui se trouve à l'intérieur de réservoirs très peu perméables. La plus grande partie du pétrole produit à partir de ces réservoirs est de la variété légère à moyenne, avec une faible viscosité. Des techniques avancées de production, tel le forage horizontal couplé à la fracturation hydraulique en plusieurs étapes, sont nécessaires pour extraire le pétrole de ces réservoirs étanches^{Footnote 39}. Le processus de fracturation hydraulique applique une pression en pompant des liquides dans le trou de forage pour ouvrir des chemins qui permettent au pétrole de s'écouler dans le puits. L'eau est couramment utilisée comme principal constituant du fluide de fracturation; on y ajoute de petites quantités de différents additifs pour réduire le frottement et empêcher la corrosion et l'encrassement biologique^{Footnote 40}.

Le tableau 10 compare les résultats obtenus sur les échantillons de pétrole brut de l'événement avec les valeurs publiées pour des produits pétroliers allant des condensats au pétrole brut lourd. Par mesure de simplicité, seuls les échantillons supérieurs (NATX310572-C-TOP et PROX44211-C-TOP) sont montrés, puisque des résultats similaires ont été obtenus avec les échantillons inférieurs. Les valeurs publiées proviennent du 2013 Crude Characteristics Booklet^{Footnote 41}, document récapitulatif d'une sélection de propriétés chimiques et physiques de pétroles bruts acheminés dans le réseau d'Enbridge Pipelines/Enbridge Energy Partners.

L'Office national de l'énergie du Canada (ONÉ) définit le « pétrole brut léger » comme du pétrole ayant une densité égale ou inférieure à 875,7 kg/m^{3 Footnote 42}. La densité des échantillons de pétrole brut de l'événement variait de 815,9 à 821,9 kg/m³, ce qui est conforme à la définition de l'ONÉ pour le « pétrole brut léger ». Ces résultats de densité étaient similaires à la densité déclarée pour le MST (Manitoba Sweet Tundra), un produit de pétrole brut léger (tableau 10). La pression de vapeur et la viscosité des échantillons de pétrole brut de l'événement étaient également similaires à celles déclarées pour le MST. Les pétroles bruts lourds ^{Footnote 43} ont une pression de vapeur sensiblement inférieure, une densité plus élevée et une viscosité beaucoup plus grande que les pétroles bruts légers - se reporter par exemple au produit WCB dans le tableau 10.

Les condensats sont des mélanges d'hydrocarbures légers (avec certains gaz d'hydrocarbure dissous comme le butane et le propane) qui demeurent liquides sous des pressions modérées à température ambiante. Les condensats sont récupérés principalement des réservoirs de gaz et possèdent une densité et une viscosité de beaucoup inférieures à celles des autres pétroles bruts - se reporter par exemple au produit CPM (Pembina Condensate) dans le tableau 10. Les analyses publiées indiquent que le CPM contient un pourcentage volumique total approximatif de 80 % en C12- (hydrocarbures avec 12 atomes de carbone ou moins)^{Footnote 44}. Il est intéressant de noter que les échantillons de pétrole brut de l'événement et le produit MST ont une pression de vapeur similaire à celle du CPM, ce qui donne à penser qu'il en est de même de leur volatilité. Les points d'éclair ne sont pas indiqués dans le 2013 Crude Characteristics Booklet.

La base de données sur les propriétés du pétrole du Centre de technologie environnementale (CTE) indique les propriétés ci-après pour l'essence sans plomb^{Footnote 45} :

• Point d'éclair -30 °C
• Densité à 15 °C 750 à 850 kg/m³
• Viscosité cinématique <1 cSt à 38 °C

Si on compare ces valeurs aux résultats pour le pétrole brut de l'événement résumés dans le tableau 2, il est évident que le point d'éclair de ce pétrole est similaire à celui de l'essence sans plomb. La densité obtenue pour les échantillons de ce même pétrole (se reporter au tableau 10) se situe également dans la gamme des valeurs déclarées pour l'essence sans plomb. Cependant, l'essence sans plomb a une viscosité moins élevée que les échantillons de pétrole brut de l'événement.

Le Centre canadien d'information sur l'énergie définit le « pétrole brut non corrosif » comme du pétrole brut qui contient moins de 0,5 % de soufre^{Footnote 46}. Dans le cas présent, l'analyse du soufre dans des échantillons représentatifs du pétrole brut de l'événement a donné des résultats pour la teneur totale en soufre qui varient de 0,0096 à 0,117 en % massique, ce qui est conforme à la définition ci-dessus. La teneur totale en soufre du pétrole brut de l'événement est inférieure à celle déclarée pour le MST et similaire à celle du CPM (tableau 10). Par comparaison, le produit WCB a une teneur en soufre beaucoup plus élevée, ce qui le place dans la catégorie du pétrole brut corrosif.

Le sulfure d'hydrogène est un gaz toxique qui peut être présent sous forme de composé dissous dans le pétrole brut. Il peut aussi se dégager quand les composés de soufre dans le pétrole brut se décomposent au cours de la distillation ou d'autres processus de chauffage. Lors d'un déversement de pétrole, la présence de sulfure d'hydrogène constitue une préoccupation relative à la sécurité; c'est en effet une substance extrêmement inflammable et toxique^{Footnote 47}. Dans le cas présent, le CTEH^{Footnote 48} a surveillé le site du déraillement au cours de l'enquête du BST sur le terrain. Aucun niveau détectable de sulfure d'hydrogène n'a été trouvé, ce qui concorde avec la faible teneur totale en soufre mesurée dans les échantillons de pétrole brut de l'événement.

La teneur en BTEX du pétrole brut de l'événement (tableau 9) est comparable aux valeurs typiques déclarées pour les pétroles bruts^{Footnote 49}. Le tableau 11 résume quelques-unes des limites d'exposition recommandées pour les composés BTEX. Le CTEH a déclaré des teneurs en benzène et autres COV bien supérieures à ces limites d'exposition dans la partie du site du déraillement qui était grandement contaminée par le pétrole brut déversé^{Footnote 50}. Ces teneurs sont conformes aux concentrations importantes de benzène et d'autres COV mesurées dans les échantillons de pétrole brut de l'événement (tableau 9).

Ci-dessous figurent quelques-unes des propriétés qui déterminent le comportement des pétroles bruts au cours d'un déversement de pétrole^{Footnote 54} :

• le degré d'évaporation du pétrole, qui est lié à sa pression de vapeur;
• la vitesse de propagation du pétrole déversé et de sa pénétration dans le sol, qui dépend de sa viscosité;
• la densité du pétrole, qui détermine s'il va probablement tomber au fond ou flotter sur l'eau;
• les dangers, pour la santé du personnel sur le site, provenant des composés organiques volatils et du sulfure d'hydrogène (s'il est présent).

Globalement, le pétrole brut de l'événement a donné des valeurs peu élevées pour la densité, la teneur totale en soufre, la viscosité, le point d'écoulement et le point d'éclair, résultats qui sont généralement comparables à d'autres produits de pétrole brut léger non corrosif. Une pression de vapeur élevée a été mesurée dans les échantillons liés à l'événement, semblable à celle déclarée pour d'autres produits de pétrole brut non corrosif et de condensat. Les PIE établis selon la méthode ASTM D7169 (chromatographie en phase gazeuse) se situaient sous la barre des 36 °C, ce qui correspond au point d'ébullition normal du pentane (C5)^{Footnote 55}. Ces données suggèrent que les échantillons contenaient une certaine quantité d'hydrocarbures plus légers, ce qui cadre bien avec les résultats élevés obtenus pour leur pression de vapeur.

Les résultats (point d'éclair bas, PIE bas, pression de vapeur élevée) obtenus pour les échantillons de pétrole brut de l'événement portent à croire que ces derniers contenaient une certaine quantité d'hydrocarbures très légers. Le fait que ces échantillons ont été prélevés à la pression atmosphérique pourrait conduire à sous-estimer la volatilité du pétrole brut, car il est possible que la concentration d'hydrocarbures légers ait été plus élevée au moment du chargement, pour ensuite diminuer en raison des pertes par évaporation.

Le BST n'est pas au courant de méthodes normalisées visant à échantillonner et à quantifier la teneur en gaz liquéfié ou dissous du pétrole brut des wagons-citernes. Bien que la pratique normalisée ASTM D3700 décrive l'équipement et les façons de procéder pour prélever des échantillons représentatifs de gaz de pétrole liquéfié (GPL) à phase unique^{Footnote 56}, cette pratique ne vise pas les produits hors normes qui contiennent des quantités importantes de gaz dissous, d'eau libre ou d'autres substances à phases séparées, tels les mélanges gaz-liquides bruts ou non traités et les substances connexes. Le même équipement pourrait être utilisé à cette fin, mais il faudrait prendre des précautions supplémentaires pour prélever des échantillons représentatifs.

L'arbre d'événements du déversement de pétrole brut de wagons-citernes déraillés peut suivre deux chemins, selon que le déversement s'accompagne ou non d'un allumage immédiat (figure 5). L'allumage se définit comme le déclenchement de la combustion (inflammation); à cette fin, 3 conditions doivent être présentes^{Footnote 57} :

• la matière doit dégager des quantités suffisantes de vapeurs ou de gaz;
• les vapeurs ou les gaz doivent être mélangés à une quantité suffisante de comburant (oxygène dans l'air);
• le mélange air-vapeur doit se trouver à une température suffisamment élevée pour provoquer un auto-allumage (oxydation auto-accélérante), ou il faut fournir une source d'allumage (étincelle, petite flamme ou autre source localisée de chaleur).

Dans le cas présent, un grand nombre de wagons-citernes ont subi d'importantes ruptures au cours du déraillement et ont déversé leur contenu très rapidement. Le pétrole brut déversé possédait une pression de vapeur élevée et un point d'éclair bas (<-35° °C), de beaucoup inférieur à la température au moment de l'événement (21 °C), indication qu'il était donc facilement inflammable. Le site du déraillement présentait de multiples sources d'allumage, telles que les lignes électriques endommagées, le matériel déraillé, etc. Par conséquent, toutes les conditions nécessaires à un allumage étaient réunies. Quand le rejet prend la forme d'un déversement important accompagné d'un allumage immédiat (figure 5), il en résulte habituellement une boule de feu, dont les dimensions dépendent fortement de l'étendue de la vaporisation instantanée et de l'entraînement liquide qui se produisent au cours du déversement^{Footnote 58}. Cela donne à penser que des matières plus volatiles (dont la pression de vapeur est plus élevée) et des déraillements à grande vitesse (avec impacts plus énergiques et perte de chargement) se traduisent par de plus grosses boules de feu. La matière déversée qui ne s'allume pas immédiatement (branche gauche de la figure 5) se répand et s'accumule dans une mare. Cette mare continue de s'agrandir jusqu'à ce qu'une frontière physique soit atteinte ou que la matière s'allume et brûle, donnant ainsi naissance à un feu en nappe.

Le pétrole brut de l'événement avait une viscosité semblable à celle d'autres produits de pétrole brut léger non corrosif; on s'attendrait donc à ce qu'il possède des caractéristiques de propagation similaires au cours d'un déversement. La faible viscosité du pétrole brut de l'événement a sans doute contribué à la propagation rapide du déversement et à l'écoulement du pétrole brut dans la ville jusqu'au lac. Ce pétrole était très volatil, comme l'indiquaient son point d'éclair bas et sa pression de vapeur élevée. En résumé, on estime que les grandes quantités de pétrole brut déversé, la rapidité du déversement ainsi que la grande volatilité et la faible viscosité du pétrole ont sans doute été les principaux facteurs contributifs à l'importance de la boule de feu et du feu en nappe.

La chaleur de combustion (appelée aussi valeur calorifique) est une mesure de la quantité totale d'énergie qui peut être dégagée quand un combustible brûle jusqu'au bout. Le tableau 12 compare la chaleur de combustion brute obtenue des échantillons de pétrole brut de l'événement avec les valeurs déclarées dans la documentation disponible pour les autres types de combustibles^{Footnote 59}. Les résultats obtenus pour ces échantillons sont semblables à ceux déclarés pour le pétrole brut, l'essence et les carburants diesel, indication que tous ces combustibles dégagent des quantités similaires d'énergie dans des conditions idéales où le combustible est brûlé jusqu'au bout. Cependant, on sait que cela ne se produit jamais dans des feux réels. Même dans des conditions de ventilation illimitée (à l'air libre), les produits de combustion contiennent des composés partiellement oxydés, tels que le monoxyde de carbone, les aldéhydes, les cétones et les particules de suie (carbone); c'est là une indication que l'énergie disponible n'a pas été libérée dans sa totalité^{Footnote 60}.

Les dangers de rayonnement thermique provenant des feux en nappe d'hydrocarbures dépendent de paramètres comme la composition en hydrocarbures, la taille et la forme de la nappe, la durée de l'incendie, la proximité et les caractéristiques thermiques des objets exposés au feu^{Footnote 61}. On fait appel à des méthodes semi-empiriques pour estimer le champ de rayonnement thermique autour d'un incendie. Une telle estimation pour l'incendie de l'événement dépasse le cadre du présent rapport. Cependant, il est question dans la documentation disponible des températures qui sévissent au sein des feux en nappe. Sur une vaste gamme de dimensions de nappe (de 0,1 à 50 mètres de diamètre), on a constaté que les températures maximales moyennes de la flamme, pondérées en fonction du temps, oscillent entre 900 et 1100 °C environ, indépendamment du type de combustible^{Footnote 62}.

4.1

Le point d'éclair obtenu pour les échantillons de pétrole brut de l'événement était de beaucoup inférieur à 23 °C, et les PIE déterminés au moyen de la méthode ASTM D86 variaient de 43,9 à 50,0 °C. Par conséquent, le pétrole brut des échantillons satisfaisait clairement aux critères de la réglementation fédérale pour être classé comme liquide inflammable de la classe 3, groupe d'emballage II.

4.2

Les échantillons de pétrole brut de l'événement ont donné les résultats suivants : faible densité (815,9 à 821,9 kg/m³), faible teneur totale en soufre (0,096 à 0,117 en % massique), faible viscosité (2,882 à 3,259 cSt à 20 °C), point d'écoulement bas (<-65 °C), point d'éclair bas (<-35°C) et pression de vapeur Reid élevée (62,3 à 66,1 kPa).

4.3

Les propriétés du pétrole brut de l'événement étaient compatibles avec celles d'un pétrole brut léger non corrosif, avec une volatilité comparable à celle d'un condensat ou d'une essence.

4.4

Rien n'indiquait que les propriétés du pétrole brut de l'événement avaient été modifiées par la contamination provenant des additifs pour liquides de fracturation.

4.5

Les échantillons de pétrole brut de l'événement ont été prélevés à la pression atmosphérique, ce qui pourrait porter à sous-estimer la volatilité du pétrole brut en raison de la perte par évaporation de constituants très légers.

4.6

Les grandes quantités de pétrole brut déversé, la rapidité du déversement ainsi que la grande volatilité et la faible viscosité du pétrole ont sans doute été les principaux facteurs contributifs à l'importance de la boule de feu et du feu en nappe qui ont suivi le déraillement.

4.7

Le pétrole brut de l'événement contenait des concentrations de BTEX comparables aux valeurs typiques déclarées pour les pétroles bruts. Cet état de choses explique pourquoi les concentrations de benzène et d'autres COV détectées sur le site du déraillement étaient bien supérieures aux limites d'exposition.