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Canaport Energy East Energy Marine Terminal East Pipeline The Energy East Pipeline Project will transport Marine Terminal Design crude oil from Hardisty, Alberta and Marine infrastructure at the marine terminal is Moosomin, Saskatchewan to refineries and designed to take into account the large tidal a marine terminal in Eastern Canada. The range and predicted metocean conditions (a marine terminal, referred to as the Canaport contraction of the words “meteorology” and Energy East Marine Terminal, will be located “oceanography” referring to the winds, waves approximately seven kilometres southeast of and currents conditions that affect offshore Saint John, New Brunswick near the Energy East operations) in the Bay of Fundy. Saint John tank terminal and will receive crude oil from the tank terminal for delivery onto Design will include: crude oil tankers. • Loading platforms which will contain The Canaport Energy East Marine Terminal is loading arms that will be connected to designed to be a fixed berth terminal with the tankers during loading operations; ability to dock and load up to two oil tankers • Safety equipment such as fire and foam simultaneously. A trestle will connect the pumps necessary to support and protect foreshore to the auxiliary platforms supporting operations in the unlikely event of an incident oil loading, piping, cable trays, equipment and are located on the expansion loop platform; a roadway to provide access to and from shore. • Thermal oxidizers associated with the vapour The auxiliary platforms lead to the loading management system which will be located platforms which support mechanical, electrical on shore in an auxiliary equipment area; and control equipment required for loading • Two types of pile supported marine oil onto the tankers. Both the loading and structures (called dolphins) that will include auxiliary platforms will be pile supported for mooring and berthing structures; safely loading oil. Catwalks will connect the loading platforms to the breasting and mooring • Supporting piles and jacket structures dolphins. A gangway tower will provide (three-dimensional space frames made up employee access from the loading platform to of large tubular steel members, which are and from tankers. anchored to the seabed using steel piles), and corrosion protection; Contact us
We encourage your input and invite interested stakeholders to contact us.
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The Canaport Energy East Marine Terminal will receive crude oil from the nearby tank terminal for delivery onto crude oil tankers. CA PDF Page 2 of 16
Canaport Energy East Marine Terminal
• Two offshore berths for loading crude oil tankers accessible Tankers arriving and departing from the Canaport Energy East from a pile supported trestle. The trestle provides vehicle and marine terminal require the presence of an Atlantic Coast Pilot. To staff access to loading platforms. ensure the safe berthing of a tanker, a docking assist system (DAS) will be used at the marine terminal. Tug boats will assist tankers Marine Terminal Operations during all berthing and unberthing operations. Existing marine terminals operating within the Bay of Fundy The Canaport Energy East Marine Terminal has been located and currently handle crude oil, Liquefied Natural Gas (LNG), and oriented specifically to minimize any potential navigation risks petroleum products. In fact, Very Large Crude Carrier (VLCC) class associated with the existing Canaport marine operations. tankers have been operating in this region for 45 years. Qualified personnel including ship masters, local pilots, tug operators, As part of the marine terminal design, studies are being developed mooring masters and other support personnel, have extensive to determine safe operational limits that if reached due to mete- experience managing ongoing marine traffic and shipping ocean conditions, will stop the loading operations process. operations in the area, and will contribute to continued safe navigation and marine operations.
There are distinct exclusion zones defined for both the existing Canaport LNG terminal and Irving Canaport single buoy mooring (SBM) at Mispec Point.
Saint John
Canaport Energy East Marine Terminal Inner Pilot Boarding Station
SBM Exclusion Zone Outer Pilot Boarding Station Anchorage Anchorage Area B Area D Limits of Port Authority Juristiction CA PDF Page 3 of 16
ENERGY EAST PIPELINE
Marine Terminal Traffic Based on preliminary estimates, each year 281 tankers will berth at the Canaport Energy East marine terminal. In terms of vessel traffic in the Bay of Fundy, this will equal roughly five tankers a week.
Tanker Type Fleet Breakdown Berths Barrel (BBL) Capacity VLCC* 36 1 2.2 M Suezmax 175 1 & 2 1.1 M Aframax 70 1 & 2 0.7 M
*VLCC = Very Large Crude Carrier
Navigation Vessels coming from the Gulf of Maine to the Saint John Harbour area will enter the Bay of Fundy through the Grand Manan Basin and the limits of the Bay of Fundy Vessel Traffic Services (VTS) through an established traffic separation scheme.
Inbound vessels will use the southeast channel and outbound vessels will use the northwest channel.
Marine Terminal Inner Pilot Boarding Station
Outer Pilot Boarding Station
End of Traffic Separation Scheme
Bay of Fundy Grand Manan Island
Limits of Fundy Traffic
Long Island CA PDF Page 4 of 16
ENERGY EAST PIPELINE
Canaport Energy East Marine Terminal
Your Safety, Our Integrity The marine terminal will be equipped with oil-spill containment booms and a deployment vessel on site and will also have an The marine terminal will be monitored and operated with the agreement in place with Atlantic Environmental Response Team latest technology to control oil handling and loading operations, (ALERT), the certified response organization for the Bay of Fundy, and will integrate the following safety features: should additional response capabilities be necessary. • Leak detection systems • Fire prevention and detection features Environment • Sensory instruments TransCanada recognizes the importance of the Bay of Fundy • Alarms marine ecosystems. Studies are being conducted or planned for baseline conditions of water quality and chemistry, sea bottom • Shut-off valves conditions, current intensity and direction, marine benthic • Marine Terminal Operational Limits conditions, fisheries, marine wildlife and many other related parameters to assess any potential effects of the project during construction and operation and to develop mitigation measures to Containment and Leak Detection minimize or prevent significant effects on the environment. Areas on the loading and auxiliary platforms where there is the potential for drips or leaks will be designed and constructed with Prevention of oil spills is a key area of focus and it is TransCanada’s curbs to assist in the collection and containment. objective to ensure the best technology and systems are part of the design, construction and operation of the marine terminal. Marine terminal staff will be on-site monitoring operations and will be in constant communication with tanker personnel. The marine terminal will also be monitored and controlled by TransCanada’s Operations Control Centre (OCC) in Calgary, which is staffed 24 hours a day, 365 days a year. Additionally, the Canaport Marine Terminal will have the capability to control operation including marine tanker loading processes locally in coordination with OCC. Emergency shutdown capability will be provided both locally and from the OCC, meaning that personnel will be able to respond rapidly in the unlikely event of a spill to contain the oil and begin cleanup activities.
Canaport Energy East Marine Terminal Fact Sheet – February 2016 EE4721-TCPL-PR-BR-0070 CA PDF Page 5 of 16
New Brunswick Energy Local Benefits East Pipeline The Energy East Pipeline - a 4,600 km pipeline Employment and Business that will safely transport 1.1 million barrels of oil per day from Western Canada to refineries Opportunities in New Brunswick and a marine terminal in Eastern Canada - will • In this province alone, Energy East will generate significant economic benefits across generate an estimated 3,771 full-time the country including job creation, additional direct and indirect jobs every year during GDP growth and tax revenues. its construction and 261 full-time direct and indirect jobs annually during the During the seven-year development and first 20 years of its operations. In local construction phase of the project (2013- communities, Energy East will support 2020), it is estimated that Energy East will new opportunities for employment and create 14,000 full-time equivalent (FTE) direct businesses in services such as: and indirect jobs. During the first 20 years of –– Food and accommodation operations, Energy East is expected to sustain 3,338 full-time direct and indirect jobs across –– Transportation Canada. A direct FTE is considered as a job –– Construction materials and parts suppliers working approximately 40 hours per week and is directly associated with the development or –– General pipeline construction operation of Energy East. An indirect FTE is a services (clearing, grubbing, grading, job working approximately 40 hours per week trenching, welding, hydrostatic testing, in a role such as supply chain, manufacturing construction surveys, etc.) or other support services that would build or –– Specialized services (horizontal maintain the pipeline. directional drilling, water and road crossings, valve assembly, etc.) The development and construction phase is also expected to generate $3.8 billion • Energy East supports the following key in tax revenues for provincial and federal measures to ensure local and Aboriginal governments. The operations phase will result employment and business opportunities in in $6.5 billion in additional tax revenue. New Brunswick: –– Prioritize the hiring of local construction Energy East will generate an estimated $16.8 workers, subject to labour availability, Contact us billion in additional GDP for the Canadian cost and quality considerations economy during the development and construction phase and $38.7 billion the first 20 –– Actively promote local opportunities, We encourage your input years of operations. including Aboriginal workers and and invite interested businesses, taking into consideration stakeholders to contact us. the competitiveness and relative capacity of local suppliers 1.855.895.8750 (Toll-free)
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ENERGY EAST PIPELINE
New Brunswick Local Benefits
–– Develop and maintain a local and Aboriginal contractors for provincial and federal governments during development, database to identify businesses and individuals who construction and the first 20 years of operations. have interest in project related contracting and • As well, approximately $14 million in annual property taxes to employment opportunities municipalities in New Brunswick once the project is operational. –– Require the prime contractors to hire qualified Aboriginal • The tax revenues that Energy East generates in New and local sub-contractors Brunswick will provide increased funding for public –– Work with provincial and local authorities, contractors, trade infrastructure and services such as health, education and unions, educational institutions, Aboriginal communities and recreation in local communities. potentially other developers to create a training program to help meet the project’s need for skilled labour Helping Build Stronger Communities • The Government of New Brunswick and Energy East have • As we plan, construct and operate the Energy East Pipeline, established a Workforce Development Initiative (WDI) TransCanada is committed to working with local communities to collaboratively maximize workforce development along the project corridor. We believe in making a positive opportunities generated by the project. difference where we live and work. We always look for ways • In 2015, Energy East and TransCanada donated and delivered to help build stronger communities through job creation sections of pipe to the Laborer’s International Union of North and training as well as by investing in communities, the America’s (LiUNA) Local 900 in Saint John to support the environment and safety. training of skilled journeymen and ensure these workers are • Giving back has been both a part of our everyday culture and job-ready when Energy East moves forward. our core belief for more than 65 years. In 2014, we invested over $14.6 million into nearly 1,500 non-profit organizations Income across North America to support initiatives in three focus areas: safety, communities and environment. • Energy East will generate an estimated $6.5 billion in additional GDP for New Brunswick’s economy during development, • Since the early days of the project in New Brunswick, construction and the first 20 years of operations. TransCanada and the Energy East team have invested in communities along the proposed route. Over the past two • The economic growth that Energy East generates in years, financial support in the City of Saint John has been New Brunswick will provide approximately $2.6 billion in directed toward organizations and events such as Port Days, household income during construction and about $30 million Sculpture Saint John, Energy Connection Conference, Imperial in annual household income once the project is operational. Theatre, Breaking the Poverty Cycle in Saint John, Empty Government Revenue Stocking Fund, CBC Harbour Lights campaign and Crescent Valley Resource Centre. • In terms of tax dollars, which are used to build things like • Energy East is committed to continue working with local non- schools, roads and hospitals, an estimated $853 million in profit organizations and supporting priority initiatives that additional tax revenue will be generated in New Brunswick matter most to New Brunswick’s communities.
New Brunswick Local Benefits – February 2016 EE4721-TCPL-PR-FS-0089 CA PDF Page 7 of 16
Energy Tank Terminals East Pipeline Tank terminals are oil storage facilities consisting of a number of interconnected storage tanks. Oil accumulates in the storage tanks and is injected into the pipeline or delivered to customers. The Energy East Pipeline will have three associated tank terminals. The initiating tank terminal will be located near Hardisty, Alberta. The second terminal will be located near Moosomin, Saskatchewan and a third terminal will be a delivery terminal, located near Saint John, New Brunswick.
Hardisty Moosomin Saint John Number of Tanks Planned 14 3 22 65 metres (m) in 65m in diameter by 79m in diameter by Tank Dimensions diameter by 18m high 18m high 21m high Oil Storage Capacity 350,000 350,000 600,000 Approximate total of Barrels (bbl)
Hardisty Marking the starting point for the Energy East Pipeline, this terminal stores oil for delivery into the pipeline. It includes booster pumps that allow oil to be transported from the storage tanks to the adjacent Hardisty Energy East pump station. Prior to injection into the Energy East Pipeline, custody transfer metering is used to measure the quantity of oil put into the pipeline.
Moosomin This tank terminal receives oil from the Cromer Lateral, which is a 60 km pipeline from an existing oil supply hub, near Cromer, Manitoba. The terminal includes booster pumps which Contact us allow oil to be transported from the storage We encourage your input tanks to the adjacent pump station for and invite interested injection into the Energy East Pipeline. stakeholders to contact us.
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[email protected] Saint John Located at the end of the Energy East EnergyEastPipeline.com Pipeline, this terminal stores oil received from the pipeline. Marine loading pumps at the terminal transport the oil from the storage tanks to tankers at the Canaport Energy East Marine Terminal. Additionally, the tank terminal will include a connection to the Irving Canaport tank terminal, which will deliver oil to Irving Oil’s Saint John refinery. CA PDF Page 8 of 16
ENERGY EAST PIPELINE
Tank Terminal Safety Features
Storage Tank Design Containment and Leak Detection Storage tanks will be designed and constructed in accordance Under-floor leak detection is provided and tanks will be installed with industry standards including API (American Petroleum in bermed (dyked) areas that are built with an impermeable Institute) Standard 650 and NFPA (National Fire Protection barrier to contain any releases of oil in the unlikely event it was Association). These tanks will be installed with an external to occur. Tank terminal leak detection systems are managed floating roof, a very important safety and environmental through a combination of the SCADA system, tank level component of the design which significantly reduces the release monitoring, and input/output volume measurement. These of oil vapours into the atmosphere. Floating roofs are continually measures are complemented by regular patrols, inspections and in contact with the oil surface eliminating the majority of the maintenance activities. vapour space (space between the roof and the oil) where combustible vapours can accumulate. Overfill Prevention Each tank contains non-intrusive radar level instrumentation The floating roofs are equipped with a double seal system to installed on the roof for continuous level measurement. Upon further reduce the release of vapours. As the roof travels down, the detection of high tank levels, tank isolation valves will potential oil residue is scraped off of the tank wall and falls into automatically close to prevent an overfill condition. the tank. Seal systems are inspected on a regular basis as part of the terminal operations. The storage tanks including the floating roofs are painted white in order to reduce the absorption of heat Fire Protection into the oil further reducing vapours. The tanks will be equipped with fire detection and fire suppression equipment. TransCanada is committed to engaging Supervisory Control and Data Acquisition with local fire authorities to develop safe and appropriate fire (“SCADA”) System response plans. The Energy East Pipeline and its tank terminals will be monitored Environmental Considerations and controlled by TransCanada’s Operations Control Centre (OCC) The Energy East Pipeline project team has conducted located in Calgary, Alberta, via a sophisticated Supervisory Control environmental studies to understand potential impacts during the and Data Acquisition (SCADA) system. A SCADA system is a real- construction and operation of the tank terminals. Some of these time information technology used to control and monitor equipment studies will consider various aspects of the natural and human in the field. The tank terminals will also have the capability to control environment, and will be used to design mitigations to minimize operation locally in coordination with TransCanada’s OCC, including impacts including noise, atmospheric emissions, human health, marine tanker loading processes. Emergency shutdown capability is and visual impact. provided both locally and from the Calgary OCC.
Tank Terminals – Hardisty, Moosomin and Saint John Fact Sheet – January 2016 EE4721-TCPL-PR-FS-0082 CA PDF Page 9 of 16
Terminal maritime Canaport Oléoduc Énergie Est Énergie Est Le Projet Oléoduc Énergie Est transportera chargement aux ducs-d’Albe d’accostage et du pétrole brut en provenance d’Hardisty, en d’amarrage. Une tour de passerelle permettra Alberta, et de Moosomin, en Saskatchewan, aux employés de circuler entre la plate-forme de vers des raffineries et un terminal maritime chargement et les pétroliers. dans l’Est du Canada. Ce terminal maritime, surnommé terminal maritime Canaport Énergie Est, sera situé à environ sept kilomètres au Conception du sud-est de Saint John, au Nouveau-Brunswick, terminal maritime près du terminal de réservoirs d’Énergie Est de L’infrastructure maritime du terminal est Saint John. Il recevra le pétrole brut du terminal conçue en fonction de l’amplitude importante de réservoirs destiné au chargement sur des des marées et des conditions anticipées de navires pétroliers. météocéan (une contraction des mots « météorologie » et « océanographie » qui fait Le terminal maritime Canaport Énergie Est référence aux conditions des vents, des vagues est conçu pour être un poste d’amarrage fixe et des courants qui affectent les activités en qui permettra à deux pétroliers d’accoster et mer) dans la baie de Fundy. d’être chargés simultanément. Une jetée reliant l’estran aux plates-formes auxiliaires supportera Sa conception comprend: de la tuyauterie de chargement, du câblage, de l’équipement et un chemin permettant l’accès • Des plates-formes qui seront munies de bras aller-retour à la rive. de chargement connectés aux pétroliers durant les opérations de chargement ; Les plates-formes auxiliaires mènent aux • De l’équipement de sécurité tel que des plates-formes de chargement qui soutiennent pompes à incendie et à mousse extinctrice l’équipement mécanique, électrique et les nécessaires à la protection des activités, dans appareils de contrôle nécessaires au chargement le cas improbable d’un incident, sera situé des pétroliers. Les plates-formes auxiliaires et sur la plate-forme de la boucle de dilatation ; de chargement seront soutenues par des pieux, pour un chargement de pétrole sécuritaire. • Des oxydateurs thermiques liés au système Pour communiquer Des passerelles relieront les plates-formes de de gestion des vapeurs seront situés sur la avec nous rive, dans une zone d’équipement auxiliaire ; Nous vous encourageons à nous faire parvenir vos commentaires et invitons les parties intéressées à communiquer avec nous.
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Le terminal maritime Canaport Énergie Est recevra du pétrole brut du terminal de réservoirs avoisinant pour expédition sur des navires pétroliers. CA PDF Page 10 of 16
Terminal maritime Canaport Énergie Est
• Deux types d’installations maritimes (appelées ducs-d’Albe) seront Des zones d’exclusion distinctes sont déjà définies pour le terminal munies de structures servant à l’amarrage et à l’accostage ; Canaport GNL et Irving Canaport SBM (bouée d’amarrage à point • Des pieux et des structures d’assise (cadres tridimensionnels faits unique) à Mispec Point. d’éléments tubulaires en acier, ancrés au fond de l’eau à l’aide de Les pétroliers qui arrivent au terminal maritime Canaport Énergie pieux en acier), de même qu’une protection contre la corrosion ; Est de même que ceux qui le quittent doivent être assistés par un • Au large, deux postes d’accostage pour le chargement des pilote de la côte atlantique. Afin d’assurer l’accostage sécuritaire pétroliers, accessibles par un pont sur chevalets. Ce pont des navires, un système d’assistance à l’amarrage sera utilisé au permet aux véhicules et au personnel d’accéder aux plates- terminal. Des remorqueurs assisteront les pétroliers lors de toutes formes de chargement. les manœuvres d’accostage et d’appareillage.
Le terminal Canaport Énergie Est a été placé et orienté Activités du terminal maritime spécifiquement pour minimiser tout risque potentiel de navigation Les terminaux maritimes qui se trouvent déjà dans la baie de lié aux activités maritimes du terminal Canaport existant. Fundy traitent actuellement du pétrole brut, du gaz naturel liquéfié (GNL) ainsi que des produits pétroliers. En fait, les Dans le cadre de la conception du terminal maritime, des pétroliers de type TGTB (très gros transporteur de brut) circulent études ont été entreprises afin de déterminer les limites dans cette région depuis 45 ans. Le personnel qualifié comprend opérationnelles sécuritaires. Si ces limites devaient être des capitaines, des pilotes locaux, des opérateurs de remorqueurs, atteintes en raison de conditions de météocéan, les activités de des capitaines d’amarrage ainsi que d’autres employés de soutien chargement seraient interrompues. qui ont tous une vaste expérience dans la gestion du trafic et du transport maritimes dans ce secteur et contribueront à maintenir la navigation et les activités maritimes sécuritaires.
Saint John
Terminal maritime Canaport Énergie Est Station d’embarquement du pilote local
Zone d’exclusion de la SBM (bouée d’amarrage à point unique) Zone de Zone de mouillage B mouillage D Limites de la juridiction des autorités portuaires
Station d’embarquement du pilote externe CA PDF Page 11 of 16
OLÉODUC ÉNERGIE EST
Trafic au terminal maritime Selon les évaluations préliminaires, 281 pétroliers accosteront chaque année au terminal maritime Canaport Énergie Est. En termes de trafic maritime dans la baie de Fundy, cela équivaut à l’arrivée de quelque cinq pétroliers par semaine.
Type de pétrolier Flotte Postes d’accostage Capacité en barils TGTB* 36 1 2,2M Suezmax 175 1 et 2 1,1M Aframax 70 1 et 2 0,7M
*TGTB = Très gros transporteur de brut
Navigation Les pétroliers en provenance du Golfe du Maine vers le Port de Saint John entreront dans la baie de Fundy par le bassin de Grand Manan, aux limites des services de trafic maritime (STM) de la baie de Fundy, en passant par un dispositif établi de séparation du trafic.
Les navires entrants emprunteront le canal sud-est et les navires sortants passeront par le canal nord-ouest.
Terminal maritime
Station d’embarquement du pilote local Station d’embarquement du pilote externe
Fin du dispositif de séparation du trafic
Baie de Fundy L'île de Grand Manan
Limites du trafic de la baie de Fundy
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OLÉODUC ÉNERGIE EST
Terminal maritime Canaport Énergie Est
Votre sécurité, notre intégrité Le terminal maritime sera doté d’estacades de confinement et d’un bateau de déploiement. Une entente sera également établie Le terminal maritime sera surveillé et exploité à l’aide des plus avec ALERT, l’organisme d’intervention certifié pour la baie de récentes technologies pour assurer le contrôle de la manutention Fundy, si des ressources supplémentaires deviennent nécessaires. du pétrole et des opérations de chargement. Les mesures de sécurité suivantes seront mises en place : • Systèmes de détection des fuites Environnement TransCanada reconnaît l’importance des écosystèmes marins de • Systèmes de prévention et de détection des incendies la baie de Fundy. Des études déjà en cours ou à venir serviront • Capteurs à déterminer l’état initial de la qualité et de la chimie de l’eau, • Alarmes l’état du fond, l’intensité et le sens du courant, l’état du milieu benthique, des ressources halieutiques, de la faune aquatique ainsi • Vannes de sectionnement que plusieurs autres paramètres afin d’évaluer les effets potentiels • Limites opérationnelles du terminal maritime du projet durant sa construction et son exploitation et pour établir des mesures d’atténuation afin de minimiser ou de prévenir tout Confinement et détection des fuites impact mesurable sur l’environnement. Les plates-formes auxiliaires et de chargement seront conçues et La prévention des fuites de pétrole est une préoccupation de construites avec des courbes permettant de retenir et de contenir premier plan pour TransCanada, et notre objectif est de nous toute fuite ou écoulement potentiel. assurer que la conception et l’exploitation du terminal maritime reposent sur les meilleurs systèmes et technologies disponibles. Le personnel du terminal sera sur le site pour surveiller les opérations et sera en communication constante avec l’équipage des pétroliers. Le terminal maritime sera également surveillé et contrôlé par le Centre de contrôle des opérations (CCO) de TransCanada à Calgary, dont le personnel est actif 24 heures par jour, 365 jours par année. De plus, le terminal maritime Canaport aura la capacité de diriger localement les opérations, notamment le processus de chargement des pétroliers, en collaboration avec le CCO. Des dispositifs d’arrêt d’urgence seront disponibles au terminal lui-même et à partir du CCO, de sorte que dans le cas improbable d’une fuite, le personnel pourra intervenir rapidement afin de contenir le pétrole et débuter les activités de nettoyage.
Feuillet d’information sur le Terminal Maritime Canaport Énergie Est – Février 2016 EE4721-TCPL-PR-BR-0070-Fr CA PDF Page 13 of 16
Nouveau-Brunswick Oléoduc Retombées locales Énergie Est L’Oléoduc Énergie Est – un pipeline de –– Restauration et hébergement 4 600 kilomètres qui transportera de façon –– Transports sécuritaire 1,1 million de barils de pétrole –– Fournisseurs de matériaux de chaque jour, de l’Ouest canadien vers des construction et de pièces raffineries et un terminal maritime dans l’Est du –– Services généraux de construction de Canada – générera des retombées économiques pipelines (défrichement, dessouchage, significatives partout au pays, notamment nivellement, excavation de tranchées, par la création d’emplois, une contribution soudage, tests hydrostatiques, levés de additionnelle au PIB et des revenus fiscaux. construction, etc.) Durant la phase de développement et de –– Services spécialisés (forage directionnel construction du projet (2013-2020), on prévoit horizontal, franchissements de cours d’eau qu’Énergie Est créera 14 000 emplois équivalent et de routes, assemblage de vannes, etc.) temps plein (ETP), directs et indirects. Durant • Énergie Est prendra les initiatives suivantes les 20 premières années de son exploitation, afin de garantir des occasions d’affaires et Énergie Est devrait créer 3 338 emplois d’emploi pour la population locale et les directs et indirects partout au Canada. Un Autochtones du Nouveau-Brunswick : ETP direct représente un emploi d’environ 40 heures par semaine qui est directement –– Prioriser l’embauche de travailleurs de la lié au développement ou au fonctionnement construction locaux, sous réserve de la d’Énergie Est. Un ETP indirect représente un disponibilité, des coûts et de la qualité emploi d’environ 40 heures par semaine dans de la main-d’œuvre un poste lié à la chaîne d’approvisionnement, la –– Favoriser activement les occasions fabrication ou d’autres services de soutien dans locales pour les entreprises et travailleurs le but de construire ou d’entretenir l’oléoduc. autochtones, entre autres, en tenant compte de la compétitivité et de la Il est également prévu que la phase de capacité relative des fournisseurs locaux développement et de construction génère 3,8 milliards $ en revenus fiscaux pour les –– Développer et entretenir une banque de Pour communiquer Gouvernements provinciaux et fédéral. La fournisseurs locaux et autochtones afin phase d’exploitation produira 6,5 milliards $ en d’identifier les entreprises et les individus avec nous revenus fiscaux additionnels. qui sont intéressés par des occasions d’emploi et d’approvisionnement liées Nous vous encourageons à Énergie Est ajoutera quelque 16,8 milliards $ en au projet nous faire parvenir vos PIB à l’économie canadienne durant la phase de –– Exiger que les contracteurs principaux commentaires et invitons développement et de construction, de même engagent des sous-traitants locaux et les parties intéressées à que 38,7 milliards $ au cours des 20 premières autochtones communiquer avec nous. années d’exploitation. –– Collaborer avec les autorités provinciales 1.855.895.8750 (sans frais) Occasions d’affaires et d’emploi et locales, les contracteurs, les syndicats, au Nouveau-Brunswick les établissements d’enseignement, [email protected] les communautés autochtones et • Rien que dans cette province, Énergie Est d’autres contributeurs potentiels afin OleoducEnergieEst.com créera 3 771 emplois temps plein directs et de développer un programme qui indirects à chaque année de sa construction, permettra de former une main-d’œuvre et 261 emplois temps plein directs et en fonction des besoins du projet indirects durant les 20 premières années de son exploitation. Dans les collectivités • Le Gouvernement du Nouveau-Brunswick locales, Énergie Est créera de nouvelles et Énergie Est ont mis en place une initiative occasions d’affaires et d’emploi, notamment afin de maximiser conjointement les dans les services suivants : occasions de développement de la main- d’œuvre générées par le projet. CA PDF Page 14 of 16
OLÉODUC ÉNERGIE EST Nouveau-Brunswick Retombées locales
• En 2015, Énergie Est et TransCanada ont gracieusement Développer des collectivités plus fortes livré des sections de conduite au local 900 du Laborers’ • Tout au long de la planification, de la construction et International Union of North America (LiUNA) à Saint John, de l’exploitation de l’Oléoduc Énergie Est, TransCanada afin d’aider à former des ouvriers spécialisés et s’assurer qu’ils s’est engagée à collaborer avec les collectivités locales seront prêts à travailler lorsqu’Énergie Est ira de l’avant. situées aux abords du tracé projeté. Nous croyons qu’il Revenus est possible de créer une incidence positive dans nos milieux de vie et de travail. Nous cherchons constamment • Énergie Est générera quelque 6,5 milliards $ en PIB à renforcer les collectivités par la création d’emplois, supplémentaire pour l’économie du Nouveau-Brunswick la formation et en investissant dans les communautés, durant le développement, la construction et les 20 premières l’environnement et la sécurité. années d’exploitation. • Redonner fait non seulement partie de nos valeurs • La croissance économique favorisée par Énergie Est au fondamentales, mais également de notre culture quotidienne Nouveau-Brunswick produira des revenus pour les familles depuis plus de 65 ans. En 2014, nous avons investi plus de d’environ 2,6 milliards $ durant la construction et quelque 14,6 millions $ auprès de quelque 1 500 organismes à but 30 millions $ par année, lorsque le projet sera en service. non lucratif partout en Amérique du Nord afin de financer Revenus pour les Gouvernements des initiatives dans trois domaines d’intérêt : la sécurité, les • Au Nouveau-Brunswick, le projet devrait générer environ communautés et l’environnement. 853 millions $ en revenus fiscaux supplémentaires • Depuis le début du projet au Nouveau-Brunswick, pour les Gouvernements provincial et fédéral durant le TransCanada et l’équipe d’Énergie Est ont investi dans des développement, la construction et les 20 premières années collectivités le long du tracé proposé. Au cours des deux d’exploitation. Ces sommes pourront servir à construire des dernières années, l’appui financier dans la ville de Saint John écoles, des routes et des centres hospitaliers. a été consacré à des organismes et des événements tels • Une fois en service, le projet générera également que Port Days, Sculpture Saint John, le congrès Energy 14 millions $ en taxes foncières annuelles pour les Connection, le Théâtre Imperial, Briser le cycle de la pauvreté municipalités du Nouveau-Brunswick. à Saint John, le fonds Empty Stocking, la campagne Harbour Lights de la CBC et le centre de ressources Crescent Valley. • Les revenus fiscaux générés par Énergie Est au Nouveau- Brunswick permettront de financer davantage les • Énergie Est continuera de travailler avec les organismes à but infrastructures et les services publics tels que la santé, non lucratif et de soutenir les initiatives qui comptent le plus l’éducation et les loisirs, dans les collectivités. pour les collectivités du Nouveau-Brunswick.
Feuillet d’information sur les retombées au Nouveau-Brunswick – Février 2016 EE4721-TCPL-PR-FS-0089-Fr CA PDF Page 15 of 16
Oléoduc Terminaux de réservoirs Énergie Est Les terminaux de réservoirs sont des installations de stockage de pétrole constituées de plusieurs réservoirs reliés les uns aux autres. On y accumule du pétrole qui sera injecté dans l’oléoduc ou livré aux clients.
L’Oléoduc Énergie Est comportera trois terminaux de réservoirs. Le terminal de départ sera situé près de Hardisty, en Alberta. Le second terminal sera situé près de Moosomin, en Saskatchewan, et le troisième sera un terminal d’expédition près de Saint John, au Nouveau-Brunswick.
Hardisty Moosomin Saint John Nombre de réservoirs projetés 14 3 22 65 mètres (m) de diamètre 65 m de diamètre par 18 79 m de diamètre par 21 Taille des réservoirs par 18 m de hauteur m de hauteur m de hauteur Capacité de stockage 350 000 350 000 600 000 (estimation en nombre de barils)
Hardisty Ce terminal sera le point de départ de l’Oléoduc Énergie Est. Le pétrole y sera stocké avant d’être transporté dans l’oléoduc. Le terminal sera muni de pompes de surpression qui permettront de transporter le pétrole des réservoirs de stockage vers la station de pompage d’Énergie Est avoisinante de Hardisty. Des compteurs de transfert de propriété permettront de mesurer la quantité de pétrole injectée dans l’Oléoduc Énergie Est.
Moosomin Pour communiquer Ce terminal de réservoirs servira à recevoir le pétrole de la canalisation latérale de Cromer, avec nous un pipeline de 60 km en provenance d’un carrefour d’approvisionnement existant, près Nous vous encourageons à de Cromer, au Manitoba. Le terminal sera muni nous faire parvenir vos de pompes de surpression qui permettront de commentaires et invitons transporter le pétrole des réservoirs de stockage les parties intéressées à vers la station de pompage avoisinante avant communiquer avec nous. d’être injecté dans l’Oléoduc Énergie Est. 1.855.895.8750 (sans frais)
[email protected] Saint John Ce terminal est situé au bout de l’Oléoduc OleoducEnergieEst.com Énergie Est et servira à stocker le pétrole de l’oléoduc qui sera chargé au terminal maritime Canaport Énergie Est. Le terminal comprendra également une connexion au terminal de réservoirs Irving Canaport, afin que le pétrole puisse être livré à la raffinerie Irving de Saint John. Le terminal sera muni de pompes de chargement maritime qui permettront de transporter le pétrole des réservoirs de stockage vers le terminal maritime, jusqu’aux pétroliers. CA PDF Page 16 of 16
OLÉODUC ÉNERGIE EST
Caractéristiques de sécurité des terminaux de réservoirs
Conception des réservoirs de stockage Confinement et détection des fuites Les réservoirs de stockage seront conçus et construits selon les Les réservoirs seront munis d’un système de détection des fuites normes de l’industrie, dont la norme 650 de l’API (American par le sol et installés dans des zones entourées d’une berme Petroleum Institute) et celles de la NFPA (National Fire Protection (endiguées) recouvertes d’une barrière imperméable pour contenir Association). Ces réservoirs seront munis d’un toit externe les fuites, bien que celles-ci soient improbables. Les activités de flottant, un composant très important en matière de sécurité détection des fuites se feront à la fois grâce au système SCADA, et d’environnement. Le toit flottant demeure constamment en à la surveillance des niveaux de pétrole dans les réservoirs et des contact avec la surface du pétrole ce qui diminue considérablement données relatives à l’équilibrage des volumes, en plus des activités la libération de vapeurs de pétrole dans l’atmosphère. De plus, la régulières de patrouille, d’inspection et d’entretien. majeure partie de l’espace où des vapeurs inflammables pourraient s’accumuler (entre le pétrole et le toit) est éliminée. Système de prévention des débordements Les toits flottants sont équipés d’un système de joint double afin Chaque réservoir possédera, sur son toit, une jauge de niveau de réduire davantage l’émission de vapeurs. À mesure que le toit à radar non intrusive qui permettra de mesurer en permanence s’abaisse, les résidus potentiels de pétrole sont balayés de la paroi le niveau de pétrole. En cas de détection de niveaux élevés, du réservoir vers le fond. Les systèmes de joints sont inspectés des vannes d’isolement se fermeront automatiquement afin de régulièrement dans le cadre des activités du terminal. Les prévenir tout débordement. réservoirs de stockage de même que les toits flottants sont peints en blanc afin de réduire l’absorption de chaleur par le pétrole, Protection contre les incendies diminuant ainsi l’émission de vapeurs. Des équipements de détection et de lutte contre les incendies seront installés sur les réservoirs. TransCanada s’engage à Système d’acquisition et de contrôle des travailler avec les services d’incendie locaux pour élaborer les données (SCADA) plans d’intervention appropriés. L’Oléoduc Énergie Est et ses terminaux de réservoirs seront Considérations environnementales surveillés et contrôlés par le centre de contrôle des opérations (CCO) de TransCanada situé à Calgary, en Alberta, grâce à un L’équipe du Projet Oléoduc Énergie Est a mené des études système sophistiqué d’acquisition et de contrôle des données environnementales afin de comprendre les interactions possibles (SCADA). Le système SCADA est une technologie d’information avec le milieu environnant, lors des phases de construction et en temps réel servant à contrôler et surveiller les équipements d’exploitation des terminaux de réservoirs. Ces études examineront sur le terrain. Les terminaux de réservoirs pourront également les différents aspects de l’environnement naturel et humain et être contrôlés localement, en collaboration avec le CCO de serviront à contribuer à la conception et à minimiser les impacts. TransCanada, notamment lors des procédures de chargement des Entre autres, le bruit, les émissions atmosphériques, les effets sur la pétroliers. Une fermeture d’urgence complète peut s’effectuer santé humaine et les impacts visuels seront évalués. tant localement qu’à partir du CCO de Calgary.
Feuillet d’information sur les terminaux de réservoirs de Hardisty, Moosomin et Saint John – Janvier 2016 EE4721-TCPL-PR-FS-0082-Fr