Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador : DORS/2024-25

La Gazette du Canada, Partie II, volume 158, numéro 5

Enregistrement
DORS/2024-25 Le 19 février 2024

LOI DE MISE EN ŒUVRE DE L’ACCORD ATLANTIQUE CANADA — TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR

C.P. 2024-143 Le 19 février 2024

Attendu que, conformément au paragraphe 150(1) de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve-et-Labrador référence a, le projet de règlement intitulé Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador, conforme en substance au texte ci-après, a été publié dans la Partie I de la Gazette du Canada le 18 juin 2022 et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard au ministre des Ressources naturelles;

Attendu que, en application du paragraphe 7(1)référence b de cette loi, le ministre des Ressources naturelles a consulté le ministre provincial de Terre-Neuve-et-Labrador au sujet du projet de règlement et que ce dernier a donné son approbation à la prise du règlement,

À ces causes, sur recommandation du ministre des Ressources naturelles et du ministre de l’Environnement et en vertu de l’article 149référence c de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve-et-Labrador référence a, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador, ci-après.

TABLE ANALYTIQUE

Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

PARTIE 1

Généralités

PARTIE 2

Expérience, formation et compétences

3 Exigences

PARTIE 3

Système de gestion

PARTIE 4

Autorisation

Demande

Conditions des autorisations

16 Alinéa 138(4)c) de la Loi — définitions

Approbations relatives au puits

Plan de mise en valeur

PARTIE 5

Certificat d’aptitude

Application

Exigences relatives à la certification

Autorité

PARTIE 6

Activités autorisées — exigences générales

Généralités

Disponibilité des documents

Plans

50 Mise en œuvre

PARTIE 7

Programme géoscientifique, programme géotechnique et programme environnemental

Équipements, matériaux et biens

Sources d’énergie

Navire principal

56 Classification

Destruction, rejet ou retrait du Canada

57 Interdiction, sauf approbation

PARTIE 8

Forage et production

Généralités

Évaluation des puits, des gisements et des champs

Localisation des puits

Intégrité des puits

Mesurage

Rationalisation de la production

Agent de traitement

Abandon, achèvement ou suspension de l’exploitation du puits

PARTIE 9

Projet de plongée

PARTIE 10

Installations, puits et pipelines

Définitions

97 Définitions

Installations

Généralités
Assurance de la qualité

100 Programme d’assurance de la qualité

Permis de travail
Exigences
Systèmes et équipements — conception, installation, mise en service et autres exigences
Plates-formes — exigences additionnelles
Intégrité des actifs
Exploitation et maintenance

Puits

Pipelines

168 Intégrité des pipelines — normes

Surveillance des installations, puits et pipelines

PARTIE 11

Opérations de soutien

PARTIE 12

Avis, dossiers, rapports et autres renseignements pour les activités autorisées

Généralités

Programmes géoscientifiques, géotechniques et environnementaux

Forage et production

Projets de plongée ou activités de construction

207 Rapports hebdomadaires

PARTIE 13

Abrogations et entrée en vigueur

208 Abrogations

Entrée en vigueur

209 Six mois après la publication

ANNEXE 1

PARTIE 1

Dispositions du présent règlement

PARTIE 2

Dispositions du Règlement sur la santé et la sécurité au travail dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

ANNEXE 2

Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

PARTIE 1
Généralités

Définitions

1 Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.

activités maritimes
Activités relatives à la stabilité, au maintien de la position et à l’évitement des abordages des plates-formes flottantes. Sont notamment visés l’amarrage, le positionnement dynamique et le ballastage. (marine activities)
aire d’habitation
Aire de l’installation ou du navire où sont situés les cabines, les aires de repas, les aires de préparation des repas, les aires de loisir, les bureaux et les infirmeries, y compris les toilettes qui s’y trouvent. (accommodations area)
appareil de forage
Ensemble des dispositifs utilisés pour effectuer des travaux relatifs au puits et tout système connexe, notamment les systèmes d’alimentation, les systèmes de commande et les systèmes de surveillance. (drilling rig)
autorisation
Autorisation délivrée par l’Office en vertu de l’alinéa 138(1)b) de la Loi. (authorization)
autorité
S’entend de l’American Bureau of Shipping, du Bureau Veritas, de la Det norske Veritas ou de la Lloyd’s Register. (certifying authority)
centre de commande
Espace de travail qui est occupé en permanence par du personnel et où se trouve le système de commande essentiel à l’exploitation de l’installation ou du pipeline, à la sécurité ou à la prévention du gaspillage et de la pollution. (control centre)
certificat d’aptitude
Certificat visé à l’article 139.2 de la Loi. (certificate of fitness)
charge
Sont assimilées à une charge les charges fonctionnelles, les charges environnementales, les charges accidentelles et les charges anormales. (load)
charge environnementale
Charge imposée par les conditions météorologiques ou océanographiques, tels les vents, les vagues, les marées, les courants ou la neige ainsi que l’état des glaces, les caractéristiques régionales liées à la glace, tels les icebergs et glace marine, un événement sismique ou tout autre phénomène naturel. (environmental load)
charge fonctionnelle
Charge de construction ou d’exploitation qui n’est pas une charge environnementale ou accidentelle. (functional load)
conditions physiques et environnementales
Conditions physiques, géotechniques, sismiques, océanographiques, météorologiques ou relatives à l’état des glaces qui peuvent influer sur les activités visées par l’autorisation. (physical and environmental conditions)
conduite d’écoulement
Conduite, autre qu’un pipeline, utilisée pour transporter des fluides entre le puits et l’équipement de production d’hydrocarbures se trouvant à l’emplacement de production ou entre le puits et les systèmes et équipements utilisés à l’appui de la production ainsi qu’entre ces systèmes et équipements et l’équipement de production. (flowline)
couche
Couche ou séquence de couches, y compris toute couche désignée comme telle par l’Office en vertu de l’alinéa 60a). (zone)
déchets
Détritus, rebuts, eaux usées, fluides résiduels ou autres matériaux inutilisables produits au cours de toute activité, notamment les déblais de forage et les fluides de forage usés ou excédentaires, ainsi que l’eau produite. (waste material)
désaffectation et abandon
Mise en œuvre des processus ci-après conformément à toute loi fédérale applicable et à ses textes d’application, à l’autorisation applicable et à tout plan de mise en valeur approuvé :
  • a) l’arrêt des opérations;
  • b) l’abandon planifié de tous les puits;
  • c) la mise hors service et l’abandon ou l’enlèvement de toutes les installations, notamment leurs systèmes et équipements;
  • d) la mise hors service et l’abandon ou l’enlèvement des pipelines et des matériaux. (decommissioning and abandonment)
élément de barrière
Élément physique qui, seul, n’empêche pas l’écoulement de fluides, mais qui, combiné à d’autres éléments physiques, forme une barrière de puits. (barrier element)
élément essentiel à la sécurité
 :
  • a) Système ou équipement — notamment tout logiciel ou tout équipement temporaire ou portatif — essentiel pour assurer la sécurité ou l’intégrité de l’installation ou pour empêcher celle-ci de polluer, notamment tout système ou équipement :
    • (i) qui sert à prévenir ou à atténuer les effets d’un danger pouvant causer un événement accidentel majeur,
    • (ii) dont la défaillance pourrait :
      • (A) soit causer un danger pouvant entraîner un événement accidentel majeur,
      • (B) soit aggraver les effets de tout événement accidentel majeur sur l’installation;
  • b) tout logiciel ou équipement temporaire ou portatif ayant une incidence sur le système ou l’équipement visés à l’alinéa a). (safety-critical element)
emplacement de forage
Emplacement où un appareil de forage est installé ou est censé être installé. (drill site)
emplacement de production
Emplacement où un ouvrage de production est installé ou est censé être installé. (production site)
emplacement des opérations
Emplacement où sont menées des activités autorisées. (operations site)
engins de sauvetage
Vise notamment les bouées de sauvetage, les embarcations de survie, les dispositifs de mise à l’eau et d’embarquement, les dispositifs d’évacuation en mer et les signaux visuels. (life-saving appliances)
enveloppe de barrière
Enveloppe formée d’une série d’éléments de barrière qui empêche tout écoulement imprévu des fluides de la formation dans le trou de sonde, dans une autre formation ou dans l’environnement. (barrier envelope)
essai d’écoulement de formation
Opération visant, selon le cas :
  • a) à provoquer l’écoulement des fluides de formation afin d’obtenir des échantillons des fluides du réservoir et de déterminer les caractéristiques de l’écoulement de celui-ci;
  • b) à injecter des fluides dans une formation afin d’évaluer l’injectivité. (formation flow test)
étanche
Se dit de ce qui est conçu et construit pour résister, sans fuite, à une colonne d’eau statique. (watertight)
événement accidentel
Événement ou circonstance, ou série d’événements ou de circonstances, inattendus ou non planifiés, pouvant entraîner la perte de vie ou causer des dommages à l’environnement, notamment la pollution. (accidental event)
événement accidentel majeur
Événement ou circonstance, ou série d’événements ou de circonstances, inattendus ou non planifiés, pouvant entraîner la perte de plus d’une vie ou de la pollution non maîtrisée. (major accidental event)
exploitant
Personne qui est titulaire d’un permis de travaux délivré par l’Office en vertu de l’alinéa 138(1)a) de la Loi et qui demande ou a reçu une autorisation. (operator)
incident à signaler
Événement qui a entraîné l’une ou l’autre des situations ci-après ou au cours duquel l’une des situations visées aux alinéas a) à f) a été évitée de justesse :
  • a) la perte de vies;
  • b) un incendie ou une explosion;
  • c) une collision;
  • d) de la pollution;
  • e) une fuite de substance dangereuse;
  • f) la perte de maîtrise du puits;
  • g) la dégradation d’un véhicule de service ou celle des éléments structuraux d’une installation ou celle d’un système ou d’un équipement, si les éléments, le système ou l’équipement sont essentiels à la sécurité;
  • h) la dégradation des éléments structuraux d’une installation ou celle d’un système ou d’un équipement, si les éléments, le système ou l’équipement sont essentiels au maintien de la protection de l’environnement;
  • i) la mise en œuvre de procédures d’intervention d’urgence. (reportable incident)
inspecteur autorisé
Personne reconnue sous le régime des lois fédérales ou provinciales comme étant qualifiée pour effectuer l’inspection des chaudières et des systèmes sous pression ou représentant d’une autorité qui est qualifié pour effectuer de telles inspections. (authorized inspector)
installation
Sauf à la partie 5, installation de forage, ouvrage de production ou installation d’habitation. (installation)
installation de forage
Toute unité de forage ou tout appareil de forage, ainsi que la fondation stable sur laquelle il est installé, notamment une île artificielle, une plate-forme de glace, une plate-forme flottante, une plate-forme fixée au fond marin et toute autre fondation spécialement utilisée pour le forage, et toute aire d’habitation connexe à la fondation. (drilling installation)
installation de plongée
Installation ou navire où un système de plongée est installé. (diving installation)
installation d’habitation
Installation qui sert à loger des personnes à un emplacement de production, à un emplacement de forage ou à un emplacement de plongée et qui fonctionne indépendamment de tout ouvrage de production et de toute installation de forage ou installation de plongée. (accommodations installation)
intervalle de complétion
Section aménagée dans un puits en vue de l’une des activités suivantes :
  • a) la production de fluides à partir du puits;
  • b) l’observation du rendement du réservoir;
  • c) l’injection de fluides dans le puits. (completion interval)
Loi
La Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve-et-Labrador. (Act)
maîtrise du puits
Régulation de la circulation des fluides qui pénètrent dans un puits ou en sortent. (well control)
méthode de calcul du débit
Méthode servant à convertir le débit brut d’un compteur en une quantité mesurée d’hydrocarbures ou d’eau. (flow calculation procedure)
méthode de répartition du débit
Méthode servant :
  • a) à répartir les quantités mesurées totales d’hydrocarbures et d’eau, qui sont produites par un gisement ou une couche ou y sont injectées, entre les différents puits faisant partie d’un gisement ou d’une couche où la production ou l’injection n’est pas mesurée séparément pour chaque puits;
  • b) à répartir la production entre les champs dont les hydrocarbures sont entreposés et transformés ensemble. (flow allocation procedure)
ouvrage de production
Ensemble :
  • a) des systèmes et équipements qui servent à la production d’hydrocarbures ou qui sont utilisés à l’appui de cette production, notamment ceux qui servent à la séparation, au traitement et à la transformation;
  • b) des systèmes et équipements utilisés pour effectuer les travaux relatifs au puits;
  • c) des systèmes et équipements liés aux activités maritimes;
  • d) des aires d’atterrissage pour aéronefs, des aires ou réservoirs de stockage et des aires d’habitation connexes;
  • e) des plates-formes, des îles artificielles, des systèmes de production sous-marins et des systèmes de chargement extracôtier connexes. (production installation)
pipeline
Canalisation au sens de la norme Z662 du Groupe CSA, intitulée Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz, en ce qui a trait aux canalisations extracôtières. (pipeline)
plate-forme flottante
Plate-forme extracôtière mobile stabilisée par des colonnes ou reposant sur la surface de l’eau ou plate-forme extracôtière fixe flottante, notamment toute plate-forme à câbles d’ancrage tendus ou plate-forme spar. (floating platform)
plate-forme extracôtière mobile
Plate-forme qui est conçue pour fonctionner à flot ou qui peut être déplacée sans démantèlement ou modification d’importance, qu’elle soit autopropulsée ou non. (mobile offshore platform)
pollution
Introduction dans l’environnement de toute substance ou forme d’énergie au-delà des limites applicables à l’activité visée par l’autorisation. (pollution)
production mélangée
Production d’hydrocarbures provenant de plus d’un gisement ou d’une couche et circulant dans le même puits, sans mesurage distinct de la production de chaque gisement ou couche. (commingled production)
programme de forage
Programme relatif au forage d’un ou de plusieurs puits, dans des aires précises et au cours d’une période précise, au moyen d’une ou de plusieurs installations de forage. Y sont assimilées les activités connexes au programme. (drilling program)
programme environnemental
Programme relatif aux études de l’environnement au sens du paragraphe 119(1) de la Loi. (environmental program)
programme géoscientifique
Programme comportant des travaux de géologie ou des travaux de géophysique au sens du paragraphe 119(1) de la Loi. (geoscientific program)
programme géotechnique
Programme comportant des travaux de géotechnique, au sens du paragraphe 119(1) de la Loi, entrepris en vue d’établir si le fond marin ou le sous-sol peu profond, selon le cas, est adéquat pour soutenir l’installation ou toutes autres structures. (geotechnical program)
projet de plongée
Toute activité liée à la recherche, notamment par forage, à la production, à la rationalisation de l’exploitation, à la transformation ou au transport d’hydrocarbures, et qui comporte de la plongée. (diving project)
projet de production
Projet visant la mise en valeur d’un emplacement de production ou la production d’hydrocarbures à partir d’un champ ou d’un gisement, notamment toute activité connexe au projet. (production project)
puits de délimitation
S’entend au sens du paragraphe 119(1) de la Loi. (delineation well)
puits de secours
Puits foré pour aider à réguler l’éruption d’un puits existant. (relief well)
puits d’exploitation
S’entend au sens du paragraphe 119(1) de la Loi. (development well)
puits d’exploration
S’entend au sens du paragraphe 119(1) de la Loi. (exploratory well)
reconditionnement
Opération pratiquée sur un puits achevé et exigeant le retrait de l’arbre ou du tube. (workover)
recueil LSA
L’annexe de la résolution MSC.48(66) de l’Organisation maritime internationale intitulée Recueil international de règles relatives aux engins de sauvetage. (LSA Code)
récupération des hydrocarbures
Récupération des hydrocarbures dans des conditions économiques et opérationnelles prévisibles. (recovery of petroleum)
société de classification
Membre de l’International Association of Classification Societies qui a des compétences et de l’expérience reconnues et pertinentes en matière de classification des structures fixes et flottantes, notamment les navires, et qui a établi des règles et des procédures de classification applicables à ces structures lorsque celles-ci sont utilisées pour mener des activités pétrolières ou gazières dans des lieux qui ont des conditions physiques et environnementales semblables à celles de la zone extracôtière. (classification society)
système de commande
Système, station ou panneau servant à commander le fonctionnement et à surveiller l’état de l’équipement utilisé pour le forage, la production, la transformation ou le transport d’hydrocarbures, ou à appuyer ces activités, ou tout système, toute station ou tout panneau servant à commander le fonctionnement d’une installation et à la surveiller. (control system)
système d’écoulement
Les débitmètres et l’équipement auxiliaire qui y est fixé, les dispositifs d’échantillonnage de fluides, l’équipement pour les essais de production, le compteur principal et le compteur étalon servant à mesurer et à enregistrer le débit et le volume des fluides qui, selon le cas :
  • a) sont produits par un gisement ou y sont injectés;
  • b) sont utilisés comme combustibles;
  • c) sont utilisés pour l’ascension artificielle;
  • d) sont brûlés à la torche, évacués ou transférés d’un ouvrage de production. (flow system)
système de plongée
Tout l’équipement nécessaire à l’exécution de toute plongée, notamment aux fonctions de compression, de décompression, de sauvetage et de récupération. (diving system)
système de production sous-marin
Tout l’équipement et les structures situés à la surface ou sous la surface du fond marin et utilisés pour la production d’hydrocarbures d’un champ qui se trouve sous un emplacement de production ou pour l’injection de fluides dans un tel champ, notamment les tubes prolongateurs de production, les conduites d’écoulement et les systèmes connexes de commande qui sont situés en amont de la vanne d’isolement. (subsea production system)
système sous pression
La tuyauterie, les appareils sous pression et les composants de sécurité ou sous pression, notamment tout élément raccordé à des pièces pressurisées comme les brides, les busettes, les couplages, les soutiens, les anneaux de levage, les soupapes de sécurité et les jauges. (pressure system)
travaux relatifs au puits
Travaux liés au forage, à l’achèvement, à la remise en production, au reconditionnement, à la suspension de l’exploitation ou à l’abandon d’un puits ainsi qu’à la rentrée ou à l’intervention dans un puits. (well operation)
tube prolongateur de forage
Raccord entre le bloc obturateur d’un puits sous-marin et la plate-forme extracôtière mobile. (drilling riser)
tube prolongateur de production
Raccord entre l’équipement de production sous-marin et la plate-forme de production. (production riser)
unité de forage
Plate-forme extracôtière mobile, plate-forme extracôtière fixe ou navire utilisé pour des travaux relatifs au puits qui sont équipés d’un appareil de forage, y compris les équipements et systèmes installés sur la plate-forme ou le navire qui sont liés aux travaux relatifs au puits et aux activités maritimes. (drilling unit)
véhicule de service
Navire, véhicule, aéronef ou autre moyen de transport ou d’aide destiné aux personnes se trouvant à un emplacement des opérations. (support craft)

Incorporation par renvoi

2 (1) Dans le présent règlement, l’incorporation par renvoi d’un document vise l’incorporation de celui-ci avec ses modifications successives.

Document bilingue

(2) Toutefois, si le document incorporé par renvoi existe dans les deux langues officielles, les modifications qui lui sont apportées ne sont incorporées que lorsqu’elles sont accessibles dans ces deux langues.

PARTIE 2
Expérience, formation et compétences

Exigences

3 (1) L’exploitant veille à ce que toute personne à qui une fonction est confiée ou qui exerce une activité au titre du présent règlement ait l’expérience, la formation et les compétences nécessaires à l’exercice de la fonction ou de l’activité en toute sécurité, d’une manière qui assure la protection de l’environnement et qui est conforme au présent règlement.

Nombre et supervision suffisants

(2) L’exploitant veille, en vue d’assurer la sécurité et la protection de l’environnement, à ce que les personnes visées au paragraphe (1) soient en nombre suffisant et fassent l’objet de la supervision nécessaire.

PARTIE 3
Système de gestion

Exigences

4 (1) L’exploitant est tenu, aux fins de réduction des risques pour la sécurité et pour l’environnement, de prévention de la pollution et de rationalisation de l’exploitation des hydrocarbures, d’élaborer un système de gestion qui remplit les exigences suivantes :

Documents

(2) L’exploitant veille à ce que les processus et les politiques compris et les normes indiquées dans le système de gestion soient facilement accessibles pour consultation et examen.

Organisation

(3) La documentation relative au système de gestion est organisée et présentée d’une manière logique pour en faciliter la compréhension et pour assurer la mise en œuvre efficace du système.

Processus et procédures

(4) Au présent article, est assimilée au processus toute procédure nécessaire pour le mettre en œuvre.

Ressources humaines

5 (1) L’exploitant met en place une structure organisationnelle qui comprend les ressources humaines suffisantes pour assurer la mise en œuvre et l’amélioration continue du système de gestion.

Responsable

(2) L’exploitant désigne parmi ses employés un responsable du système de gestion et veille à ce que celui-ci dispose des pouvoirs nécessaires à l’égard des ressources humaines et financières requises pour la mise en œuvre et l’amélioration continue du système.

Nom, titre du poste et coordonnées

(3) L’exploitant veille à ce que le nom, le titre du poste et les coordonnées du responsable du système de gestion soient fournis à l’Office au moment du dépôt de la demande d’autorisation et chaque fois qu’une nouvelle désignation est faite au titre du paragraphe (2) ou que des changements sont apportés à ces renseignements.

Mise en œuvre

6 (1) L’exploitant veille à ce que le système de gestion soit mis en œuvre avant le début de toute activité autorisée.

Conformité

(2) Il veille à ce que les employés, les employeurs, les fournisseurs de biens et de services et les autres personnes qui sont assujetties au système de gestion se conforment aux exigences de celui-ci.

Amélioration continue

7 Le responsable désigné en application du paragraphe 5(2) veille à ce que le système de gestion soit amélioré de façon continue.

PARTIE 4
Autorisation

Demande

Documents et renseignements

8 La demande d’autorisation est accompagnée des documents et renseignements suivants :

Plan de sécurité

9 (1) L’exploitant élabore un plan de sécurité qui prévoit les procédures, les pratiques, les ressources, la séquence des principales activités en matière de sécurité et les mesures de surveillance nécessaires pour assurer la sécurité des activités projetées, les niveaux de sécurité cibles relatifs à ces activités et les mesures visant la gestion des dangers.

Documents et renseignements

(2) Le plan de sécurité comprend les documents et renseignements suivants :

Plan de protection de l’environnement

10 (1) L’exploitant élabore un plan de protection de l’environnement qui prévoit les procédures, les pratiques, les ressources et les mesures de surveillance nécessaires pour protéger l’environnement des effets des activités projetées, les niveaux de sécurité cibles relatifs à ces activités et les mesures visant la gestion des dangers.

Documents et renseignements

(2) Le plan de protection de l’environnement comprend les documents et renseignements suivants :

Plan visant les situations d’urgence

11 (1) L’exploitant élabore un plan visant les situations d’urgence qui prévoit les procédures — notamment celles d’intervention d’urgence —, les pratiques, les ressources et les mesures de surveillance nécessaires pour faire face efficacement aux effets de tout événement accidentel et pour les atténuer.

Documents et renseignements

(2) Le plan visant les situations d’urgence comprend les documents et renseignements suivants :

Écoulement non maîtrisé

(3) Dans le cas d’un programme de forage ou d’un projet de production, le plan visant les situations d’urgence comprend également la description des mesures de maîtrise et de confinement à la source qui sont nécessaires pour freiner les écoulements non maîtrisés d’un puits et réduire au minimum la durée de tout rejet qui en résulte et ses effets sur l’environnement, ainsi que les documents et renseignements suivants :

Agent de traitement

(4) S’il est envisagé de recourir à un agent de traitement comme mesure d’intervention à l’égard d’un rejet, le plan visant les situations d’urgence comprend également les documents et renseignements suivants :

Évaluation de l’efficacité

(5) L’évaluation de l’efficacité visée à l’alinéa (4)a) se fait à l’aide de pétrole obtenu directement de l’emplacement des opérations où il est envisagé de recourir à l’agent de traitement ou, s’il n’est pas possible d’obtenir le pétrole de cet emplacement, à l’aide de pétrole qui ressemble le plus à celui pouvant être produit à l’emplacement des opérations; l’évaluation devant être refaite dès l’obtention de pétrole de cet emplacement.

Normes internationales ou solutions de rechange

(6) Les évaluations, analyses, méthodes et protocoles visés aux alinéas (4)a), b) et d) sont, compte tenu de l’environnement local, fondés sur des normes internationales ou sur des solutions de rechange reconnues par l’Office, lesquelles normes ou solutions doivent être indiquées dans le plan visant les situations d’urgence.

Méthodes et protocoles

(7) Les méthodes et protocoles visés à l’alinéa (4)d) et le plan de surveillance visé à l’alinéa (4)f) doivent être conformes aux normes et aux pratiques exemplaires de l’industrie pour l’utilisation des agents de traitement, compte tenu de l’environnement local.

Définition de équipement de maîtrise et de confinement à la source

(8) Au présent article, équipement de maîtrise et de confinement à la source désigne le système de confinement et le dôme de confinement ainsi que tout équipement, dispositif, véhicule sous-marin ou de surface ou toute installation de forage du puits de secours qui servent à maitriser et à confiner le rejet à la source et à réduire au minimum la durée du rejet et ses effets sur l’environnement jusqu’à ce que le puits soit à nouveau maîtrisé.

Agent de traitement — article 138.21 de la Loi

12 Pour décider, au titre de l’article 138.21 de la Loi, si l’utilisation d’un agent de traitement procurerait vraisemblablement un avantage environnemental net, l’Office tient compte de ce qui suit :

Programme d’acquisition des données relatives au champ

13 L’exploitant est tenu, dans le cas d’un projet de production, d’élaborer un programme d’acquisition des données relatives au champ qui :

Système d’écoulement, calcul et répartition du débit

14 (1) Si la demande d’autorisation vise un projet de production, l’exploitant soumet à l’approbation de l’Office le système d’écoulement, la méthode de calcul du débit et la méthode de répartition du débit qui seront utilisés pour effectuer les mesurages exigés par les articles 74 à 78, ainsi que tout mesurage de rechange visé au paragraphe 74(2) que l’exploitant compte effectuer.

Approbation de l’Office

(2) L’Office approuve le système d’écoulement, la méthode de calcul du débit et la méthode de répartition du débit si le demandeur établit que ce système et ces méthodes facilitent le mesurage précis et la répartition, par gisement ou par couche, de la production et de l’injection pour chaque puits.

Plan de désaffectation et d’abandon

15 (1) L’exploitant est tenu, dans le cas d’un programme de forage ou d’un projet de production, d’élaborer un plan de désaffectation et d’abandon qui comprend les renseignements suivants :

Coûts et financement

(2) L’exploitant fournit à l’Office une mise à jour sur les coûts prévus de désaffectation et d’abandon et sur la façon dont il prévoit financer ou payer ces coûts :

Conditions des autorisations

Alinéa 138(4)c) de la Loi — définitions

16 Les termes ci-après sont ainsi définis pour l’application de l’alinéa 138(4)c) de la Loi.

installation de production
Ensemble des systèmes — à l’exclusion des systèmes de plongée — ou équipements visés à l’alinéa a) de la définition de ouvrage de production ainsi que toute aire d’atterrissage pour aéronefs, toute aire ou tout réservoir de stockage et toute aire d’habitation connexes. (production facility)
plate-forme de production
ouvrage de production. (production platform)

Approbations relatives au puits

Travaux relatifs au puits

17 (1) L’exploitant qui a l’intention d’effectuer des travaux relatifs au puits obtient une approbation relative au puits.

Aucune approbation nécessaire

(2) Aucune approbation relative à un puits n’est toutefois nécessaire pour effectuer des travaux par câble, par câble lisse, par tube de production concentrique ou des travaux similaires au moyen d’un arbre qui se situe au-dessus du niveau de la mer si les conditions suivantes sont réunies :

Définitions

(3) Les termes ci-après sont ainsi définis pour l’application du paragraphe (2).

câble
Câble qui renferme un fil conducteur et qui sert à la manœuvre d’instruments de sondage ou d’autres outils dans un puits. (wire line)
câble lisse
Câble en acier monobrin qui sert à la manœuvre d’outils dans un puits. (slick line)

Contenu de la demande — approbation

(4) La demande d’approbation relative à un puits comprend la répartition des coûts prévisionnels liés aux travaux relatifs au puits et, en outre :

Approbation relative au puits accordée par l’Office

(5) L’Office accorde l’approbation relative au puits si l’exploitant démontre que les travaux relatifs au puits seront menés en toute sécurité, sans gaspillage ni pollution, conformément au présent règlement.

Programme d’acquisition des données relatives au puits

18 L’exploitant est tenu, dans le cas d’un programme de forage, d’élaborer un programme d’acquisition des données relatives au puits qui :

Régime de vérification des puits

19 (1) L’exploitant établit un régime de vérification des puits qui s’appuie sur des critères qu’il détermine, de sorte que la conception des puits soit conforme aux normes et aux pratiques exemplaires de l’industrie afin que l’intégrité des puits soit assurée tout au long de leur cycle de vie.

Classement des puits

(2) Pour l’application du paragraphe (1), l’exploitant classe les puits selon leur niveau de risque et veille à ce que le classement soit confirmé par une personne indépendante.

Exigences de vérification

(3) Le régime prévoit les exigences de vérification applicables à la conception du puits selon son classement, ainsi qu’à toute modification apportée à la conception durant la construction ou l’exploitation du puits qui aurait une incidence sur les conclusions des vérifications antérieures.

Vérification par une personne indépendante

(4) L’exploitant veille à ce que les vérifications exigées soient effectuées par une personne indépendante qui n’a pas pris part à la conception initiale.

Suspension de l’approbation

20 (1) L’Office peut suspendre l’approbation relative au puits dans les situations suivantes :

Facteurs de suspension

(2) Pour décider s’il y a lieu de suspendre l’approbation relative au puits, l’Office tient compte des facteurs suivants :

Annulation de l’approbation

21 L’Office annule l’approbation relative au puits dans l’une ou l’autre des situations suivantes :

Suspension ou abandon de l’exploitation du puits

22 Si l’approbation relative au puits est annulée, l’exploitant veille à ce que l’exploitation du puits soit suspendue ou à ce que le puits soit abandonné conformément à la partie 8.

Plan de mise en valeur

Approbation du puits — paragraphe 139(1) de la Loi

23 Pour l’application du paragraphe 139(1) de la Loi, l’approbation relative au puits qui vise un projet de production est prévue par règlement.

Analyse de sécurité conceptuelle

24 (1) Les approbations visées au paragraphe 139(4) de la Loi sont subordonnées à la soumission par l’exploitant au délégué à la sécurité d’une analyse de sécurité conceptuelle au moment où il expédie à l’Office, au titre du paragraphe 139(2), la demande d’approbation et le projet du plan de mise en valeur.

Contenu

(2) L’analyse de sécurité conceptuelle :

Évaluations quantitatives ou qualitatives du risque

(3) Les niveaux de sécurité cibles sont fondés sur des évaluations du risque :

Contenu de l’évaluation du risque

(4) L’exploitant inclut dans l’évaluation du risque une description des circonstances qui nécessiteront une mise à jour de l’analyse de l’évaluation du risque, notamment des changements à l’égard de ce qui suit :

Examen de l’évaluation du risque

(5) L’exploitant met à jour l’évaluation du risque aussi souvent que nécessaire et au moins une fois tous les cinq ans pendant la durée de vie du projet de mise en valeur pour :

Plan de gestion des ressources — alinéa 139(3)b) de la Loi

25 (1) Pour l’application de l’alinéa 139(3)b) de la Loi, la seconde partie du plan de mise en valeur contient un plan de gestion des ressources.

Contenu du plan de gestion des ressources

(2) Le plan de gestion des ressources comprend une description et une analyse de ce qui suit :

Structure organisationnelle

(3) Le plan de gestion des ressources comprend également, à l’égard de sa mise en œuvre, la description de la structure organisationnelle établie par l’exploitant.

PARTIE 5
Certificat d’aptitude

Application

Installations visées — article 139.2 de la Loi

26 Sont visées pour l’application de l’article 139.2 de la Loi l’installation de forage, l’ouvrage de production, l’installation d’habitation et l’installation de plongée.

Définition de installation

27 Dans la présente partie, installation s’entend de l’installation ou de l’ouvrage visés à l’article 26.

Exigences relatives à la certification

Délivrance — obligations et conditions

28 (1) Avant que ne soit délivré par l’autorité un certificat d’aptitude à l’égard d’une installation :

Remplacements — article 151 et paragraphe 205.069(1) de la Loi

(2) Pour l’application des sous-alinéas (1)b)(ii) et (iii), l’autorité peut remplacer les équipements, les méthodes, les mesures, les normes ou les autres choses exigés par un règlement visé à ces sous-alinéas par ceux dont l’utilisation est autorisée par le délégué à la sécurité ou le délégué à l’exploitation, selon le cas, en vertu de l’article 151 de la Loi ou du paragraphe 205.069(1) de cette loi.

Restrictions

(3) L’autorité indique dans tout certificat d’aptitude qu’elle délivre le détail de toute restriction à l’exploitation de l’installation qui s’impose pour que l’installation, notamment ses systèmes et équipements, remplisse les exigences prévues à l’alinéa (1)b).

Conflit d’intérêts — alinéa 139.2(4)b) de la Loi

29 (1) Pour l’application de l’alinéa 139.2(4)b) de la Loi, l’autorité peut, dans la mesure prévue ci-après, participer aux travaux de conception, de construction ou de mise en place de l’installation à l’égard de laquelle un certificat d’aptitude est délivré :

Avis de non-conformité

(2) L’autorité assure la surveillance de tout dépassement des mesures dans lesquelles il est permis, au titre du paragraphe (1), de participer aux activités visées à ce paragraphe. Elle avise sans délai le demandeur de certification et l’Office de tout cas de dépassement qu’elle constate.

Plan de certification

30 (1) Le demandeur d’un certificat d’aptitude fournit un plan de certification au délégué à la sécurité ainsi qu’à l’autorité en vue de l’approbation du plan de travail visé à l’article 31.

Contenu

(2) Le plan de certification comprend les documents et renseignements suivants :

Plan de travail

31 (1) L’autorité soumet à l’approbation du délégué à la sécurité un plan de travail qui tient compte du plan de certification.

Contenu du plan de travail

(2) Le plan de travail comprend notamment :

Approbation du plan de travail

(3) Le délégué à la sécurité approuve le plan de travail s’il constate que celui-ci satisfait aux critères suivants :

Période de validité

32 (1) La période de validité du certificat d’aptitude est de cinq ans à compter de la date de sa délivrance, si l’autorité est d’avis que les conditions prévues à l’alinéa 28(1)b) seront remplies pendant au moins cinq ans.

Période de moins de cinq ans

(2) Si l’autorité est d’avis que les conditions prévues à l’alinéa 28(1)b) ne seront remplies que pour une période de moins de cinq ans, la période de validité du certificat d’aptitude correspond à cette période moindre.

Date d’expiration

(3) L’autorité inscrit sur le certificat d’aptitude la date d’expiration de celui-ci.

Prolongation de la période de validité

(4) L’autorité peut, sur demande du titulaire du certificat d’aptitude, prolonger la période de validité de celui-ci pour une période d’au plus trois mois, sous réserve de l’approbation du délégué à la sécurité.

Approbation par le délégué à la sécurité

(5) Le délégué à la sécurité approuve la prolongation de la période de validité du certificat d’aptitude si la prolongation ne compromet ni la sécurité ni la protection de l’environnement.

Emplacement ou région d’application

33 (1) L’autorité indique sur le certificat d’aptitude l’emplacement ou la région où l’installation doit être exploitée.

Validité

(2) Le certificat d’aptitude est valide à l’égard de l’exploitation de l’installation à l’emplacement ou dans la région qui y est indiqué.

Réévaluation du plan de travail

34 (1) L’autorité réévalue le plan de travail au regard des critères mentionnés au paragraphe 31(3) et y apporte toute modification nécessaire, à la fois :

Approbation de la réévaluation

(2) Le plan de travail réévalué est présenté au délégué à la sécurité pour son approbation au titre du paragraphe31(3).

Renouvellement du certificat

35 L’autorité renouvelle le certificat d’aptitude à l’égard d’une installation au plus tard à sa date d’expiration si, à la fois :

Invalidité

36 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le certificat d’aptitude cesse d’être valide dans les cas suivants :

Avis écrit

(2) Au moins trente jours avant de faire une constatation visée au paragraphe (1) :

Prise en considération des renseignements

(3) Avant de faire une constatation visée au paragraphe (1), l’autorité ou le délégué à la sécurité prend en considération tout renseignement relatif à la constatation fourni par la personne avisée conformément au paragraphe (2).

Changement d’autorité

37 (1) Si le demandeur de certificat d’aptitude décide de changer d’autorité à l’égard de l’installation avant la délivrance du certificat d’aptitude initial, la nouvelle autorité doit effectuer, de façon indépendante, ses propres activités de vérification aux fins de délivrance du certificat.

Après la délivrance du certificat

(2) Si le titulaire d’un certificat d’aptitude décide de changer d’autorité à l’égard de l’installation, il prend les mesures suivantes :

Plan de transition — mise en œuvre

(3) Le titulaire du certificat d’aptitude veille à ce que le plan de transition soit mis en œuvre.

Un seul certificat et une seule autorité

(4) Il ne doit y avoir à la fois qu’un seul certificat d’aptitude et qu’une seule autorité à l’égard de l’installation.

Autorité

Structure organisationnelle

38 L’autorité avise sans délai l’Office, le ministre fédéral et le ministre provincial de tout changement apporté à sa structure organisationnelle, notamment une fusion ou un changement de dénomination.

Rapports et renseignements

39 (1) L’autorité remet à l’Office, au ministre fédéral et au ministre provincial, au plus tard le 31 mars de chaque année, un rapport qui comprend :

Rapports mensuels

(2) L’autorité fournit à l’Office un rapport mensuel qui décrit les activités de certification qu’elle a menées au cours du mois précédent à titre d’autorité de certification en vertu de la Loi.

Transmission de renseignements et de documents à l’Office

(3) À la demande de l’Office, l’autorité lui fournit tous les renseignements obtenus ou les documents générés dans le cadre de ses activités de certification et de ses activités de vérification.

Conservation des dossiers

(4) L’autorité conserve les dossiers, notamment les dessins techniques, liés à chaque activité menée dans le cadre de ses activités de certification ou de vérification à l’égard d’une installation, et cela, jusqu’à l’écoulement de sept ans après la date d’expiration du dernier certificat d’aptitude délivré à l’égard de cette installation.

PARTIE 6
Activités autorisées — exigences générales

Généralités

Chargé de projet

40 Pour l’application de l’article 193.2 de la Loi, toute installation est une installation désignée.

Sécurité et protection de l’environnement

41 L’exploitant prend toutes les mesures nécessaires pour assurer la sécurité et la protection de l’environnement dans l’exécution des activités autorisées, notamment des mesures pour veiller à ce que :

Conditions physiques et environnementales

42 L’exploitant veille à ce que :

Emplacement — infrastructure et équipement

43 L’exploitant conserve les données ou renseignements qui décrivent avec exactitude l’emplacement de toute infrastructure ou de tout équipement se trouvant à l’emplacement des opérations et reposant sur le fond marin ou fixé à celui-ci, notamment toute installation — ou partie d’installation — abandonnée.

Accès, entreposage et manipulation des produits consomptibles

44 L’exploitant veille à ce que les explosifs, le carburant, les agents de traitement, les produits de confinement des rejets, les fluides de forage, d’achèvement et de stimulation des puits et le ciment, ainsi que les produits chimiques et autres produits consomptibles nécessaires à la sécurité des opérations, soient :

Entreposage et manipulation des substances chimiques

45 L’exploitant veille à ce que les substances chimiques présentes à l’emplacement des opérations, notamment les fluides de traitement, le carburant, les lubrifiants, les déchets, les fluides de forage et les déblais de forage, soient entreposées et manipulées de manière à ce qu’elles ne présentent aucun danger pour la sécurité ou pour l’environnement.

Mauvais usage de l’équipement

46 Il est interdit d’altérer l’équipement nécessaire à la sécurité ou à la protection de l’environnement, de le faire fonctionner sans motif ou d’en faire tout autre mauvais usage.

Cessation des activités

47 (1) L’exploitant veille à ce que les activités cessent sans délai si elles :

Reprise des activités

(2) Il veille à ce que les activités ne reprennent que lorsqu’elles peuvent être menées en toute sécurité et sans causer de pollution.

Disponibilité des documents

Copie de l’autorisation et des approbations

48 (1) L’exploitant veille à l’affichage, bien en vue à chaque emplacement des opérations, d’une copie de l’autorisation et des approbations connexes exigées par le présent règlement ou la partie III de la Loi.

Copie supplémentaire et plans

(2) Il conserve à chaque emplacement des opérations une copie supplémentaire de l’autorisation et des approbations ainsi que les plans exigés par le présent règlement ou la partie III de la Loi et veille à ce qu’ils soient facilement accessibles pour consultation ou examen.

Procédures d’intervention d’urgence et autres documents

49 Il veille à ce qu’une copie de la version la plus à jour des procédures d’intervention d’urgence et de tout document nécessaire à la conduite des activités autorisées, au fonctionnement et à l’entretien de l’installation ou du pipeline soit :

Plans

Mise en œuvre

50 (1) L’exploitant veille à ce que le plan de sécurité visé à l’article 9, le plan de protection de l’environnement visé à l’article 10 et le plan de gestion des ressources visé à l’article 25 soient mis en œuvre dès le début des activités et, dans le cas du plan visant les situations d’urgence visé à l’article 11, dès qu’un événement accidentel survient ou semble imminent.

Mise à jour périodique

(2) Il veille à ce que les plans visés au paragraphe (1) soient mis à jour périodiquement. Toutefois, les descriptions des installations, des navires ainsi que des systèmes et équipements qui figurent dans le plan de sécurité et le plan de protection de l’environnement au titre des alinéas 9(2)c) et 10(2)c), respectivement, sont mises à jour dès que les circonstances le permettent à la suite de la modification, du remplacement ou de l’ajout de tout élément important.

PARTIE 7
Programme géoscientifique, programme géotechnique et programme environnemental

Équipements, matériaux et biens

Mesures

51 L’exploitant veille à ce que :

Certification

52 L’exploitant veille à ce qu’un tiers compétent certifie que tout équipement installé provisoirement sur un navire en vue d’exécuter un programme géoscientifique, un programme géotechnique ou un programme environnemental est propre à l’usage auquel il est destiné.

Dommages matériels

53 L’exploitant prend toutes les mesures nécessaires pour qu’aucun bien ne subisse de dommages causés par un programme géoscientifique, un programme géotechnique ou un programme environnemental.

Sources d’énergie

Exigences générales

54 (1) L’exploitant veille à ce que les sources d’énergie utilisées dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique ou d’un programme environnemental soient :

Source d’énergie électrique ou électromagnétique

(2) Il veille à ce que toute source d’énergie électrique ou électromagnétique soit équipée de disjoncteurs sur les circuits de charge et de décharge et soit équipée de câblage adéquatement isolé et mis à la terre pour éviter les fuites de courant et les décharges électriques.

Élimination des risques pour les plongeurs

(3) Il veille à ce que le programme soit exécuté en toute sécurité de manière à éliminer les risques que les sources d’énergie utilisées présentent pour les plongeurs, notamment en établissant les distances minimales à maintenir entre eux et la source d’énergie et en veillant au respect de ces distances.

Essai des sources d’énergie

55 (1) Lorsqu’un programme géoscientifique, un programme géotechnique ou un programme environnemental est mené, l’exploitant réduit au minimum le nombre et la durée des essais de sources d’énergie sur le pont de l’emplacement des opérations.

Activation d’une source d’énergie

(2) Avant l’activation de toute source d’énergie pour la mise à l’essai, il veille à ce que des mesures soient mises en œuvre afin de protéger les personnes se trouvant à l’emplacement des opérations en cause d’une exposition à tout danger lié à la source d’énergie, notamment les mesures suivantes :

Navire principal

Classification

56 L’exploitant veille à ce que le navire principal qui est utilisé dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique ou d’un programme environnemental soit visé par un certificat de classification valide délivré par une société de classification.

Destruction, rejet ou retrait du Canada

Interdiction, sauf approbation

57 (1) Il est interdit de détruire, de jeter ou, sous réserve du paragraphe (2), de retirer du Canada les éléments ou renseignements ci-après qui ont été obtenus dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique ou d’un programme environnemental, à moins d’avoir obtenu l’approbation de l’Office au titre du paragraphe (3) :

Exception

(2) Les éléments ou renseignements peuvent, aux fins de traitement dans un autre pays, être retirés du Canada sans l’approbation de l’Office, à la condition qu’ils soient retournés au Canada sitôt le traitement achevé.

Approbation de la demande

(3) Dans les soixante jours suivant la réception d’une demande d’approbation visant la destruction, le rejet ou le retrait du Canada d’éléments ou de renseignements, l’Office approuve la demande s’il est convaincu que ceux-ci n’ont pas de grande utilité ni de grande valeur.

Fourniture des éléments ou renseignements

(4) L’Office peut, après la réception de la demande, exiger que les éléments ou renseignements — ou une copie de ces renseignements — lui soient fournis dans le délai qu’il précise.

PARTIE 8
Forage et production

Généralités

Attribution de secteurs

58 L’Office peut prendre des arrêtés concernant l’attribution de secteurs, notamment relativement à la détermination des dimensions des unités d’espacement et du taux de production des puits, aux fins de forage ou de production d’hydrocarbures.

Nom, classe ou statut d’un puits

59 L’Office peut attribuer un nom, une classe ou un statut à un puits et les modifier.

Gisement, couche ou champ

60 L’Office peut :

Évaluation des puits, des gisements et des champs

Programmes d’acquisition des données

61 (1) L’exploitant veille à ce que le programme d’acquisition des données relatives au champ visé à l’article 13 et le programme d’acquisition des données relatives au puits visé à l’article 18 soient mis en œuvre selon les règles de l’art en matière d’exploitation pétrolière.

Mise en œuvre partielle

(2) Si l’un ou l’autre des programmes ne peut être mis en œuvre en totalité, il veille au respect des exigences suivantes :

Approbation des mesures de rechange par l’Office

(3) L’Office approuve les mesures visées à l’alinéa (2)b) si l’exploitant démontre que celles-ci permettent d’atteindre les objectifs du programme d’acquisition des données relatives au champ ou du programme d’acquisition des données relatives au puits, selon le cas, ou qu’elles sont les seules qui peuvent être prises dans les circonstances.

Mise à jour périodique

(4) L’exploitant veille à ce que le programme d’acquisition des données relatives au champ soit mis à jour périodiquement.

Évaluation, mise à l’essai et échantillonnage des formations

62 Si l’Office juge que des données ou des échantillons d’une formation dans un puits contribueraient considérablement à l’évaluation du réservoir et de la géologie des lieux, l’exploitant veille à ce que la formation soit évaluée, mise à l’essai et échantillonnée de manière à obtenir ces données ou échantillons.

Essai d’écoulement de formation

63 (1) L’exploitant veille à ce qu’aucun puits d’exploitation ne soit mis en production, sauf si un essai d’écoulement de formation qui a été approuvé par l’Office conformément au paragraphe (5) a été effectué.

Travaux relatifs au puits

(2) Si le puits d’exploitation fait l’objet de travaux relatifs au puits qui pourraient avoir pour effets d’en modifier la productibilité, la productivité ou l’injectivité, l’exploitant veille, aux fins de détermination de ces effets, à ce que le puits soit soumis, dès que les circonstances le permettent après la fin des travaux et la stabilisation des conditions d’écoulement ou d’injection, à un essai d’écoulement de formation approuvé par l’Office conformément au paragraphe (5).

Conditions

(3) Avant d’effectuer tout essai d’écoulement de formation dans un puits foré dans une structure géologique, l’exploitant :

Contribution à l’évaluation du réservoir et de la géologie

(4) S’il juge qu’un tel essai contribuerait à l’évaluation du réservoir et de la géologie des lieux, l’Office peut exiger que l’exploitant effectue un essai d’écoulement de formation dans un puits foré dans une structure géologique, autre que le premier puits.

Approbation de l’essai d’écoulement de formation

(5) L’Office approuve l’essai d’écoulement de formation si l’exploitant démontre que celui-ci sera effectué de manière à assurer la sécurité et la protection de l’environnement et conformément aux règles de l’art en matière d’exploitation pétrolière et lui permettra, à la fois :

Échantillons et carottes

64 (1) L’exploitant veille à ce que les échantillons de déblais de forage ou de fluides et les carottes recueillis dans le cadre du programme d’acquisition des données relatives au champ visé à l’article 13 et du programme d’acquisition des données relatives au puits visé à l’article 18 soient :

Carottes classiques restantes

(2) Lorsque les échantillons nécessaires à des analyses, à des recherches ou à des études universitaires ont été prélevés d’une carotte classique, l’exploitant veille à ce que le reste de la carotte ou une tranche prise dans le sens longitudinal et correspondant à au moins la moitié de la section transversale de la carotte soit livré à l’Office.

Carottes latérales restantes

(3) Lorsque les échantillons nécessaires à des analyses, à des recherches ou à des études universitaires ont été prélevés d’une carotte latérale, il veille à ce que le reste de la carotte soit livré à l’Office.

Avis avant élimination

65 L’exploitant veille à ce que, avant l’élimination de tout échantillon de déblais de forage ou de fluides, de carottes ou de données d’évaluation, l’Office en soit avisé par écrit et ait la possibilité d’en demander livraison.

Localisation des puits

Mesure de profondeur

66 L’exploitant veille à ce qu’aucune mesure de profondeur dans un puits ne soit consignée, à moins qu’elle ne soit prise à partir de la table de rotation de l’appareil de forage.

Mesures de déviation et de direction

67 L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

Intégrité des puits

Maîtrise du puits

68 (1) L’exploitant veille à ce que des procédures, des matériaux et de l’équipement adéquats soient en place et utilisés tout au long du cycle de vie du puits pour prévenir toute perte de maîtrise du puits.

Équipement de maîtrise fiable

(2) L’équipement visé au paragraphe (1) comprend de l’équipement fiable qui sert à la maîtrise du puits aux fins de détection et de maîtrise des venues, de prévention des éruptions et d’exécution en toute sécurité des travaux relatifs au puits.

Dangers en faible profondeur

(3) Lors de travaux relatifs au puits réalisés sans tube prolongateur, l’exploitant veille à la prise de mesures visant à réduire les risques relatifs aux dangers en faible profondeur pendant le forage.

Tubage de surface

(4) L’exploitant veille à ce que le tubage de surface soit installé assez profondément dans un puits et dans une formation compétente aux fins de maîtrise du puits pour la poursuite du forage.

Bloc obturateur et enveloppes de barrières

(5) Il veille à ce que, après l’installation et la cimentation du tubage de surface :

Défaillance d’une enveloppe de barrière

(6) Il veille à ce que, en cas de défaillance d’une enveloppe de barrière, seuls les travaux relatifs au puits destinés au remplacement de l’enveloppe ou à sa réparation soient menés dans le puits jusqu’à ce que le remplacement ou la réparation soit fait.

Remplacement ou réparation de l’enveloppe de barrière

(7) Il veille à ce que :

Colonne de fluide de forage

(8) Il veille à ce que, durant les travaux relatifs au puits, l’une des deux enveloppes de barrières soit la colonne de fluide de forage, sauf si le forage est effectué en sous-équilibre ou si l’autre enveloppe de barrière est installée au fond du puits et mise à l’essai avant que ne soit manœuvré le train de tiges de complétion ou d’essai.

Équipement de maîtrise de pression

(9) Il veille à ce que l’équipement de maîtrise de pression utilisé pour les travaux relatifs au puits soit soumis à une épreuve sous pression au moment de son installation et, par la suite, aussi souvent que cela est nécessaire pour assurer la sécurité de son fonctionnement.

Mesures correctives

(10) Advenant la perte de maîtrise du puits ou si la sécurité, la protection de l’environnement ou la rationalisation des ressources est menacée, il veille à ce que les mesures correctives nécessaires soient prises sans délai.

Système de tubage et tête de puits

69 (1) L’exploitant veille à ce que le système de tubage et de tête de puits soit conçu, compte tenu de la durée de vie en fatigue de la tête de puits, de manière à répondre aux exigences ci-après tout au long du cycle de vie du puits :

Analyse de barrière

(2) Dans le cadre de la conception du système de tubage et de tête de puits, l’exploitant veille, si l’annulaire est utilisé pour la production ou l’injection de fluides, à ce que soit réalisée une analyse confirmant que deux enveloppes de barrière peuvent être maintenues en place tout au long du cycle de vie du puits.

Profondeur du tubage

(3) L’exploitant veille à ce que chaque tubage soit installé à une profondeur qui assure une résistance suffisante aux venues et qui permet la maîtrise du puits en toute sécurité.

Durée de vie en fatigue de la tête de puits

(4) Il veille à ce que les travaux relatifs au puits ne se poursuivent pas au-delà de la durée de vie en fatigue de la tête de puits.

Laitier de ciment

(5) Il veille à ce que le laitier de ciment soit conçu et installé de manière à répondre aux exigences ci-après tout au long du cycle de vie du puits :

Intégrité et mise en place du ciment

(6) Il veille à ce que l’intégrité et la mise en place du ciment soient vérifiées, sous réserve du paragraphe (7), au moyen d’épreuves sous pression et, si le ciment constitue un élément de barrière commun des deux enveloppes de barrières ou s’il est nécessaire de confirmer l’isolement des couches par le ciment, à ce qu’elles soient vérifiées également au moyen de diagraphies.

Autres moyens de vérification

(7) D’autres moyens peuvent être utilisés si l’exploitant démontre qu’ils permettent une vérification équivalente.

Conception du ciment et analyse du laitier

(8) L’exploitant veille à ce que la conception du ciment soit soumise à des analyses complètes en laboratoire et à un contrôle de la qualité avant la cimentation, et ce, dans toutes les conditions prévisibles pouvant avoir une incidence sur la cimentation, afin que l’isolement escompté soit garanti et que le ciment puisse être installé de façon efficace.

Prise du ciment

(9) Il veille à ce que, après la cimentation d’un tubage, ou d’un tubage partiel, et avant le forage du sabot de tubage, le ciment ait atteint une résistance en compression minimale suffisante pour supporter le tubage et garantir l’isolement des couches.

Épreuve sous pression du tubage

(10) Il veille, après l’installation et la cimentation d’un tubage et avant le forage du sabot de tubage, à ce que le tubage soit soumis à une épreuve sous pression à une valeur qui permet de confirmer son intégrité à la pression d’utilisation maximale prévue tout au long du cycle de vie du puits.

Test de pression de fracturation ou essai d’intégrité

70 (1) L’exploitant veille à ce qu’un test de pression de fracturation ou un essai d’intégrité de la formation soit effectué :

Pression

(2) Le test ou l’essai est effectué à une pression qui permet d’assurer la sécurité du forage jusqu’à la prochaine profondeur du tubage et de vérifier que le ciment au niveau du sabot est adéquat avant de poursuivre le forage.

Achèvement, mise à l’essai et exploitation des puits d’exploitation

71 (1) L’exploitant d’un puits d’exploitation veille au respect des exigences suivantes :

Puits à gisements multiples séparés

(2) Si le puits d’exploitation est un puits à gisements multiples séparés, l’exploitant veille également au respect des exigences suivantes :

Définition de puits à gisements multiples

(3) Au présent article, puits à gisements multiples s’entend du puits achevé dans plus d’un gisement.

Tube de production

72 L’exploitant veille à ce que le tube de production utilisé dans un puits soit conçu et entretenu de manière à être compatible avec les fluides auxquels il sera exposé, à résister aux conditions, forces et contraintes maximales prévues et à maximiser la récupération des hydrocarbures du gisement.

Travaux et production sécuritaires

73 L’exploitant veille à ce que des procédures et de l’équipement soient en place pour l’établissement du caractère normal ou anormal des conditions d’exploitation et pour la maîtrise de celles-ci, en vue de permettre le déroulement sécuritaire et maîtrisé des travaux relatifs au puits et de la production et en vue de prévenir la pollution.

Mesurage

Débit et volume

74 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant veille à ce que soient mesurés :

Mesurages de rechange

(2) Des mesurages de rechange peuvent être effectués si l’Office les approuve au titre de l’article 14.

Méthode

(3) L’exploitant veille à ce que les mesurages soient effectués selon le système d’écoulement, la méthode de calcul du débit et la méthode de répartition du débit approuvés au titre du paragraphe 14(2).

Répartition de la production regroupée

75 L’exploitant veille à ce que la production regroupée de pétrole, de gaz et d’eau des puits et le volume de fluides injectés dans ces puits soient répartis au prorata, selon le système d’écoulement, la méthode de calcul du débit et la méthode de répartition du débit approuvés au titre du paragraphe 14(2).

Répartition par gisements et couches

76 (1) S’agissant d’un puits dont l’achèvement est réalisé sur plusieurs gisements ou couches, l’exploitant veille à ce que la production de pétrole, de gaz et d’eau du puits et le volume de fluides qui y sont injectés soient répartis au prorata par gisements et par couches, selon la méthode de répartition approuvée au titre du paragraphe 14(2).

Essais au prorata

(2) Il veille à ce que le puits soit soumis à un nombre suffisant d’essais au prorata permettant de mesurer le débit des fluides produits pour assurer l’exactitude de la répartition, selon cette méthode, de la production de pétrole, de gaz et d’eau par gisements et par couches.

Essais et entretien

77 (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

Notification

(2) Il veille à ce qu’un agent du contrôle de l’exploitation soit avisé, dès que les circonstances le permettent, de toute modification, défectuosité ou défaillance d’un composant du système d’écoulement qui pourrait avoir des effets sur l’exactitude du système d’écoulement et des mesures correctives prises.

Étalonnage

78 L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

Rationalisation de la production

Gestion des ressources

79 L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

Production mélangée

80 (1) Il est interdit à l’exploitant de se livrer à une production mélangée à moins que l’Office ne l’approuve.

Approbation de l’Office

(2) L’Office approuve la production mélangée si l’exploitant démontre que celle-ci permettra de maximiser la récupération des hydrocarbures.

Mesurage et répartition

(3) L’exploitant qui se livre à une production mélangée veille à ce que le volume total et le taux de production de chaque fluide produit soient mesurés et que le volume pour chaque gisement ou chaque couche soit réparti conformément aux exigences prévues aux articles 74 à 78.

Projet pilote

81 (1) L’exploitant peut établir et mettre en œuvre un projet pilote qui fait intervenir une technologie pour la production commerciale d’hydrocarbures à partir d’un gisement, d’un champ ou d’une couche visé par un plan de mise en valeur approuvé et accessible depuis un ouvrage de production, et ce, dans le but d’obtenir des renseignements sur le rendement du réservoir, de la production ou de la technologie employée afin d’optimiser le rendement sur la production selon le plan de mise en valeur ou afin de juger si ce plan doit être modifié aux fins d’optimisation de la production.

Durée et évaluations provisoires

(2) L’Office établit :

Fin du projet pilote

(3) Au terme du projet pilote, l’exploitant veille à ce que les activités de production menées dans le cadre du projet cessent.

Interdiction de brûler ou d’évacuer du gaz

82 Il est interdit à l’exploitant de brûler du gaz à la torche ou d’évacuer du gaz, sauf dans les cas suivants :

Limite d’évacuation

83 (1) L’exploitant veille à ce que le volume de gaz évacué aux termes de l’alinéa 82a) ne dépasse pas, par installation, au cours d’une année, 15 000 m3 normalisés.

Définition de évacuation

(2) Pour l’application du paragraphe (1), évacuation s’entend de l’émission maîtrisée de gaz , sauf celle provenant de la combustion, qui provient d’une installation et qui résulte :

Émissions de gaz

84 (1) L’exploitant veille à ce que les émissions de gaz provenant des joints d’un compresseur centrifuge ou d’un compresseur alternatif dans une installation soient :

Dispositif de mesurage du débit

(2) Il veille à ce que le débit des émissions de gaz provenant des évents visés à l’alinéa (1)b) soit mesuré au moyen d’un dispositif de surveillance continue qui répond aux exigences suivantes :

Limite du débit — compresseur centrifuge

(3) Il veille à ce que la limite du débit des émissions provenant des évents d’un compresseur centrifuge de l’installation soit :

Limite du débit — compresseur alternatif

(4) Il veille à ce que la limite du débit des émissions provenant des garnitures de tiges et des pièces d’écartement d’un compresseur alternatif de l’installation soit :

Mesures correctives

(5) Si l’alarme visée à l’alinéa (2)c) se déclenche, l’exploitant veille à ce que des mesures correctives soient prises dès que les circonstances le permettent afin de ramener le débit dans la limite applicable.

Interdiction de brûler du pétrole

85 Il est interdit à l’exploitant de brûler du pétrole, sauf dans les cas suivants :

Agent de traitement

Avantage environnemental net — décision

86 (1) Pour décider, au titre du paragraphe 161.1(3) de la Loi, si l’utilisation d’un agent de traitement procurera vraisemblablement un avantage environnemental net, le délégué à l’exploitation tient compte de ce qui suit :

Essai à petite échelle

87 (1) L’exploitant veille, à l’égard de l’essai à petite échelle d’un agent de traitement visé à l’article 161.1 de la Loi :

Conditions

(2) L’essai à petite échelle n’est approuvé que si les conditions suivantes sont remplies :

Avantage environnemental net — décision arrêtée

(3) L’essai à petite échelle ne peut être approuvé une fois que le délégué à l’exploitation a pris une décision, au titre de l’article 161.1 de la Loi, concernant l’avantage environnemental net que pourrait procurer l’utilisation de l’agent de traitement dont l’efficacité est censée être évaluée au moyen de cet essai.

Approbation verbale ou écrite

(4) L’approbation du délégué à l’exploitation est communiquée verbalement ou par écrit et toute approbation verbale est confirmée par écrit dès que les circonstances le permettent.

Modification de l’approbation

88 (1) Le délégué à l’exploitation modifie l’approbation de l’utilisation d’un agent de traitement si des renseignements nouveaux indiquent que la modification des exigences imposées dans cette approbation est nécessaire pour que l’utilisation procure vraisemblablement un avantage environnemental net.

Révocation de l’approbation

(2) Il révoque l’approbation si des renseignements nouveaux indiquent que, malgré la modification, l’utilisation ne procurera vraisemblablement pas d’avantage environnemental net.

Utilisation de l’agent de traitement

89 (1) L’exploitant veille à ce que l’agent de traitement soit utilisé conformément aux normes et aux pratiques exemplaires de l’industrie pour l’utilisation des agents de traitement, compte tenu de l’environnement local.

Équipement et matériaux

(2) Il veille à ce que les équipements et les matériaux qui figurent dans le plan visant les situations d’urgence au titre de l’alinéa 11(4)e) soient disponibles et entretenus conformément aux spécifications du fabricant et à ce qu’ils soient prêts à être utilisés en tout temps.

Mise en œuvre du plan de surveillance

(3) Il veille à ce que le plan de surveillance de l’utilisation de l’agent de traitement qui figure dans le plan visant les situations d’urgence au titre de l’alinéa 11(4)f) soit mis en œuvre dès le début de l’utilisation de l’agent de traitement en cas de rejet.

Information du délégué à l’exploitation

(4) Il informe le délégué à l’exploitation de l’efficacité de l’agent de traitement, des effets de l’utilisation de l’agent de traitement sur l’environnement et de tout changement qui exigerait la modification de son utilisation.

Abandon, achèvement ou suspension de l’exploitation du puits

Conditions de suspension ou d’abandon

90 (1) L’exploitant qui abandonne un puits ou en suspend l’exploitation veille à ce que ce puits soit :

Vérification des isolements

(2) Avant de suspendre l’exploitation d’un puits ou d’abandonner un puits, l’exploitant vérifie l’efficacité des isolements selon les méthodes prévues dans la demande d’approbation relative à un puits au titre de l’alinéa 17(4)e).

Conditions additionnelles — suspension

91 L’exploitant qui suspend l’exploitation d’un puits veille à ce que ce puits soit inspecté et surveillé pour en préserver l’intégrité et prévenir la pollution.

Conditions additionnelles — abandon

92 Au moment de l’abandon d’un puits, l’exploitant veille à ce que le fond marin soit débarrassé de tout matériel ou équipement susceptible de nuire à l’environnement marin ou d’interférer avec les activités de pêche ou avec toute autre utilisation de la mer.

Conditions d’enlèvement d’une installation de forage

93 Il est interdit à l’exploitant d’une installation de forage d’enlever celle-ci d’un puits ou de la faire enlever, sauf dans les cas suivants :

PARTIE 9
Projet de plongée

Navire utilisé dans le cadre d’un projet de plongée

94 L’exploitant qui mène un projet de plongée veille à ce que les conditions ci-après soient remplies à l’égard du navire utilisé dans le cadre du projet :

Système de positionnement dynamique

95 (1) L’exploitant qui mène un projet de plongée veille à ce que le système de positionnement dynamique du navire utilisé dans le cadre du projet :

Vérification

(2) Une fois la conception du système de positionnement dynamique terminée, l’exploitant veille à ce que soit effectuée une analyse des modes de défaillance et de leurs effets pour vérifier que le système de positionnement dynamique répond aux exigences prévues au paragraphe (1).

Entretien

(3) L’exploitant veille à ce que le système de positionnement dynamique est entretenu de sorte qu’il continue de fonctionner conformément à ses spécifications de conception.

Bateau de plongée léger

96 (1) L’exploitant veille à ce que tout bateau de plongée léger utilisé dans le cadre d’un projet de plongée soit :

Navire de soutien

(2) L’exploitant veille à la disponibilité, durant toute plongée effectuée à partir d’un bateau de plongée léger, d’un navire de soutien de plongée qui :

Définition de bateau de plongée léger

(3) Dans le présent article, bateau de plongée léger s’entend du petit navire ou navire secondaire équipé pour déployer des plongeurs à partir d’un navire principal.

PARTIE 10
Installations, puits et pipelines

Définitions

Définitions

97 Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente partie.

aire dangereuse
Aire d’une installation où se trouvent — ou sont susceptibles de se trouver — des mélanges de substances inflammables, explosives ou combustibles en quantité et pendant une durée suffisantes pour rendre nécessaire, en vue de la prévention des explosions et des incendies, la prise de précautions particulières lors du choix, de l’installation ou de l’utilisation des machines et de l’équipement électrique. (hazardous area)
Code MODU
L’annexe de la résolution A.1023(26) de l’Organisation maritime internationale intitulée Recueil de règles relatives à la construction et à l’équipement des unités mobiles de forage au large, 2009. (MODU Code)
cuve de traitement
Radiateur, déshydrateur, séparateur, traiteur ou autre enceinte pressurisée utilisés dans la transformation ou le traitement des hydrocarbures produits. (process vessel)
état d’avarie
Condition de la plate-forme flottante qui a subi une avarie dont l’étendue est déterminée conformément aux dispositions applicables du Code MODU ou, s’agissant d’une plate-forme qui n’est pas une unité de forage mobile extracôtière, conformément aux règles applicables d’une société de classification. (damaged condition)
installation non fréquentée
Installation habituellement inoccupée où, si des personnes s’y trouvent, elles effectuent des travaux opérationnels, de la maintenance ou des inspections qui ne nécessitent pas un séjour de plus d’une journée. (unattended installation)
poste de commande
Espace de travail qui n’est pas occupé en permanence par du personnel, qui constitue un emplacement de remplacement par rapport au centre de commande et qui fournit l’équipement de commande minimum nécessaire pour permettre la gestion des éléments essentiels de l’installation ou de systèmes-clés précis. (control station)
recueil IS
L’annexe de la résolution MSC.267(85) de l’Organisation maritime internationale intitulée Recueil international de règles de stabilité à l’état intact, 2008. (IS Code)
tirant d’air
Espace entre la surface la plus haute de l’eau ou de la glace dans des conditions environnementales extrêmes et la partie exposée la plus basse de l’installation qui n’est pas conçue pour supporter l’impact des vagues ou de la glace. (air gap)
vie utile
Période prévue à l’égard de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, pendant laquelle celle-ci sera utilisée aux fins prévues et entretenue comme prévu, mais sans réparations majeures. (design service life)

Installations

Généralités

Sécurité et protection de l’environnement

98 L’exploitant veille à ce que chaque installation, notamment ses systèmes et équipements, soit conçue, construite, installée, aménagée et mise en service de sorte qu’elle soit propre à l’usage auquel elle est destinée et puisse être utilisée sans danger pour les personnes et l’environnement.

Conception de l’installation

99 L’exploitant veille, pour satisfaire à l’exigence prévue à l’article 98 en matière de conception, à ce que chaque installation, notamment ses systèmes et équipements, soit conçue conformément aux mesures mentionnées aux divisions 9(2)b)(v)(A) et 10(2)b)(v)(A) et décrites respectivement dans le plan de sécurité et dans le plan de protection de l’environnement.

Assurance de la qualité

Programme d’assurance de la qualité

100 (1) L’exploitant est tenu, pour veiller à ce que l’installation, notamment ses systèmes et équipements, soit propre à l’usage auquel elle est destinée, d’élaborer un programme d’assurance de la qualité qui remplit les exigences suivantes :

Mise en œuvre

(2) L’exploitant veille à ce que chaque phase du cycle de vie de l’installation, de sa conception à sa désaffectation et son abandon, soit accomplie conformément au programme visé au paragraphe (1) et à ce que chaque activité menée sous la direction d’un tiers le soit conformément à un programme d’assurance de la qualité.

Accessibilité

(3) Il veille à ce que les processus et les orientations compris dans le programme visé au paragraphe (1) soient facilement accessibles pour consultation et examen.

Organisation

(4) Il veille à ce que la documentation relative au programme visé au paragraphe (1) soit organisée et présentée d’une manière logique qui facilite la compréhension et l’application efficace du programme.

Processus et procédures

(5) Au présent article, est assimilée au processus toute procédure nécessaire pour le mettre en œuvre.

Permis de travail

Exigence

101 (1) L’exploitant veille à ce que tout permis de travail exigé par la présente partie soit délivré sur support papier ou électronique et approuvé par une personne autre que celle qui l’a délivré et à ce qu’il comprenne les renseignements suivants :

Signatures

(2) Le permis de travail porte la signature de la personne qui le délivre, de celle qui l’approuve et de toute personne qui participe à l’activité qu’il vise, ces signatures valant confirmation du fait que ces personnes ont lu et compris le contenu du permis.

Obligations de l’exploitant

102 (1) L’exploitant veille :

Conservation

(2) Il conserve une copie de tout permis de travail pendant au moins trois ans après le jour où l’activité visée est achevée.

Exigences

Innovations

103 (1) L’exploitant veille à ce que toute technologie employée, notamment à l’égard des matériaux, des méthodes de conception, des techniques d’assemblage ou des méthodes de construction, qui n’a pas été préalablement utilisée dans des situations comparables ne soit utilisée à l’égard de l’installation que si, à la fois :

Programme de qualification de la technologie

(2) Il élabore un programme de qualification de la technologie qui prévoit les mesures d’inspection et de surveillance du rendement nécessaires pour déterminer l’efficacité de toute technologie visée au paragraphe (1) qu’il entend utiliser.

Mise en œuvre et mise à jour

(3) Il veille à ce que le programme soit mis en œuvre et mis à jour périodiquement.

Conditions physiques et environnementales

104 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit conçue pour résister — sans que son intégrité structurelle ni celle de ses systèmes et équipements essentiels à la sécurité ou à la protection de l’environnement ne soit compromise — à toutes les conditions physiques et environnementales prévisibles propres à son emplacement, ou à toute combinaison prévisible de celles-ci, ou pour les éviter.

Critères

(2) L’exploitant veille à ce que la conception des installations soit fondée sur des critères déterminés au moyen de données probantes, propres à la région et à l’emplacement, d’analyses statistiques et de modélisations portant notamment sur les conditions physiques et environnementales suivantes :

État des glaces

(3) L’exploitant veille à ce que l’installation exploitée où les glaces peuvent être présentes soit conçue et exploitée de manière :

Redondance

(4) L’exploitant veille à ce qu’il y ait redondance des mesures prises pour l’application de l’alinéa (3)a) à l’égard de l’accumulation et de l’enlèvement de glace et de neige.

Climat froid — plans de sécurité et de protection de l’environnement

(5) Il veille à ce que l’installation destinée à être exploitée dans un climat froid soit conçue, préparée et exploitée conformément aux mesures mentionnées aux divisions 9(2)b)(v)(B) et 10(2)b)(v)(B) qui sont décrites respectivement dans le plan de sécurité et le plan de protection de l’environnement.

Climat froid — conception

(6) L’installation destinée à être exploitée dans un climat froid est conçue de sorte que :

Conception selon l’usage et l’emplacement

105 (1) L’exploitant veille à ce que les composants structurels de chaque installation ainsi que ses structures auxiliaires, notamment les patins et les modules, soient conçus pour l’usage et l’emplacement prévus, compte tenu de ce qui suit :

Analyses, essais, modélisation et enquêtes

(2) La conception des composants structurels de l’installation et de ses structures auxiliaires, notamment les patins et les modules, est fondée sur les analyses, les essais sur modèles, la modélisation numérique et les enquêtes menées sur le terrain qui sont nécessaires pour cerner le comportement de l’installation et du sol qui la supporte ou qui supporte son système d’amarrage, dans toutes les conditions prévisibles d’exploitation, de construction, de transport et d’installation, notamment les conditions faisant intervenir des géorisques, et sous toutes les charges prévisibles pendant la vie utile de l’installation.

Conception — critères

(3) Les composants structurels de l’installation et ses structures auxiliaires, notamment les patins et les modules, sont conçus pour :

Charges accidentelles

(4) Pour l’application des alinéas (3)d) à f) et h), la conception tient compte de tous les scénarios plausibles de charges accidentelles, notamment les collisions entre l’installation et un navire ou un aéronef.

Sécurité de l’exploitation et survie — exigences

106 L’exploitant veille, compte tenu des résultats des analyses, des essais, des modélisations et des enquêtes visés au paragraphe 105(2), au respect des exigences suivantes :

Évaluation des risques — incendie, explosion, gaz dangereux

107 (1) L’exploitant veille à ce qu’une évaluation des risques d’incendie et d’explosion ainsi que des risques associés aux gaz dangereux et à leur confinement soit effectuée à l’égard de chaque installation et à ce qu’elle établisse :

Éléments à considérer

(2) Pour l’application des alinéas (1)b) et c), l’évaluation tient compte des éléments suivants :

Fiabilité et disponibilité

108 (1) L’exploitant démontre, au moyen d’une évaluation du risque et de la fiabilité réalisée selon des techniques reconnues à l’échelle internationale, la fiabilité et la disponibilité des systèmes de l’installation dont la défaillance pourrait causer un événement accidentel majeur ou y contribuer, ou qui servent à prévenir ou à atténuer les effets d’un tel événement.

Redondances et mesures

(2) L’évaluation du risque et de la fiabilité prévoit les redondances et mesures nécessaires pour prévenir toute défaillance des systèmes visés au paragraphe (1), y compris les redondances et mesures exigées par la présente partie à l’égard de ces systèmes.

Résultats de l’évaluation

(3) L’exploitant veille à ce que les résultats de l’évaluation du risque et de la fiabilité soient pris en compte dans la conception de l’installation et de ses systèmes et équipements et soient consignés dans les manuels d’utilisation et d’entretien les concernant, notamment le manuel d’exploitation visé à l’article 157.

Programme de surveillance des conditions physiques et environnementales

109 (1) L’exploitant élabore un programme de surveillance qui vise la collecte, à des intervalles suffisamment courts et en quantité suffisante, de données sur les conditions physiques et environnementales et la conservation de ces données pendant des périodes suffisamment longues pour :

Équipement

(2) Pour l’application du paragraphe (1), l’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée de l’équipement permettant d’observer, de mesurer et de prévoir les conditions physiques et environnementales, d’enregistrer des données sur ces conditions et d’obtenir des données additionnelles de sources externes à leur égard.

Mise en œuvre et mise à jour

(3) Il veille à ce que le programme de surveillance soit mis en œuvre et mis à jour périodiquement.

Accès aux données

(4) Il veille à ce que les données visées au paragraphe (1) qui peuvent avoir une incidence sur la sécurité et sur la protection de l’environnement soient consignées dans un dossier et fournies aux personnes qui le demandent.

Inspection, surveillance, mise à l’essai et entretien

110 L’exploitant veille, aux fins d’inspection, de surveillance, de mise à l’essai et d’entretien de l’installation :

Matériaux des installations

111 (1) L’exploitant veille à ce que les matériaux utilisés dans chaque installation soient :

Définition de incombustible

(2) Au présent article, incombustible se dit du matériau qui ne brûle pas ou ne dégage pas de gaz ou de vapeurs inflammables en quantité suffisante pour s’enflammer spontanément s’il est chauffé à 750 °C.

Protection passive contre les incendies et l’effet de souffle

112 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit conçue et construite de manière à offrir une protection passive contre les incendies et l’effet de souffle.

Conception de la protection passive contre les incendies

(2) La conception de la protection passive contre les incendies :

Division

(3) L’exploitant veille à ce que l’installation soit divisée de sorte que des espacements et des barrières préviennent les événements accidentels ainsi que les charges établies dans le cadre de l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1), ou en atténuent les effets.

Barrières — plans de sécurité et de protection de l’environnement

(4) Il veille à ce que les barrières soient conçues, aménagées, installées et entretenues conformément aux mesures mentionnées aux divisions 9(2)b)(v)(C) et 10(2)b)(v)(C) et décrites respectivement dans le plan de sécurité et dans le plan de protection de l’environnement.

Barrières — exigences

(5) Les barrières sont conçues, aménagées, installées et entretenues en vue de :

Barrières — niveaux de protection

(6) Les niveaux de protection contre les effets des incendies et l’effet de souffle que doivent offrir les barrières sont fondés sur les résultats de l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1).

Barrières — pénétrations et ouvertures

(7) Les barrières doivent être exemptes de pénétrations et d’ouvertures, sauf si les conditions suivantes sont réunies :

Composants des barrières

(8) L’exploitant veille à ce que les composants des barrières soient certifiés par un tiers compétent.

Cloisons — ouvrage de production

(9) Sauf s’il peut démontrer que d’autres caractéristiques combinées d’un ouvrage de production offrent au moins le même niveau de protection, l’exploitant veille à ce que les cloisons ci-après puissent empêcher le passage de la fumée et des flammes et limiter la hausse de température subie par la face non exposée à une hausse moyenne de 139 °C et maximale de 180 °C en sus de la température initiale après cent vingt minutes d’exposition à un incendie d’hydrocarbures :

Règles des sociétés de classification

(10) L’exploitant veille à ce que la protection passive contre les incendies et l’effet de souffle de toute installation, autre qu’une installation visée par un certificat de classification valide délivré par une société de classification, soit au moins équivalente à celle prévue aux règles d’une société de classification pour une unité de forage mobile extracôtière.

aires dangereuses et aires non dangereuses

113 (1) L’exploitant veille à ce que chaque aire dangereuse et chaque aire non dangereuse dans l’installation soit délimitée.

Classification des aires dangereuses

(2) Il veille, à la suite de l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1), à ce que chaque aire dangereuse soit classée au moyen d’un système exhaustif, documenté et reconnu à l’échelle internationale.

Séparation des aires

(3) Il veille à ce que soient séparées les aires dangereuses des aires non dangereuses ainsi que les aires dangereuses de classes différentes.

Accès direct et ouvertures

(4) Il veille, si possible, à ce qu’il n’y ait pas d’accès direct ou d’autre ouverture entre les aires dangereuses et les aires non dangereuses ou entre les aires dangereuses de classes différentes, à défaut de quoi il veille à ce que tout accès ou toute ouverture soit réduit au minimum et conçu pour empêcher la circulation non régulée de l’air entre ces aires.

Tuyauterie

(5) Il veille à ce que la tuyauterie soit conçue de manière à éviter tout passage direct entre les aires dangereuses et les aires non dangereuses ainsi qu’entre les aires dangereuses de classes différentes.

Ventilation des aires dangereuses fermées

114 (1) L’exploitant veille à ce que toute aire dangereuse fermée de l’installation soit ventilée de sorte que :

Système de ventilation mécanique

(2) Lorsqu’un système de ventilation mécanique est utilisé pour l’application du paragraphe (1), l’exploitant veille à ce que l’air de l’aire dangereuse fermée soit maintenu à une pression inférieure à la pression d’air de toute aire adjacente qui est une aire non dangereuse ou une aire dangereuse d’une classe inférieure.

Évacuation de l’air d’une aire dangereuse fermée

(3) Il veille à ce que l’air extrait d’une aire dangereuse fermée soit évacué vers une aire extérieure qui serait non dangereuse ou d’une classe égale ou inférieure à l’aire dangereuse fermée si elle n’en recevait pas l’air.

Pression différentielle et fonctionnalité

(4) Il veille à ce que soient installés des dispositifs de mesure qui permettent de surveiller les pertes de pression différentielle de ventilation et de fonctionnalité de chaque système de ventilation des aires dangereuses et, le cas échéant, déclenchent des alarmes sonores et visuelles aux points de contrôle, d’où le système en cause est surveillé, après une période d’au plus trente secondes.

Pression supérieure à la pression atmosphérique

(5) Il veille, à l’égard du centre de commande principal et des aires d’habitation de l’installation :

Coupure de l’alimentation du système de ventilation mécanique

(6) Il veille à ce que l’alimentation du système de ventilation mécanique des aires dangereuses, des espaces de travail situés dans les aires non dangereuses et des aires d’habitation puisse être coupée depuis le poste de commande ainsi que d’un lieu qui est situé à l’extérieur de l’endroit ventilé et qui demeurera accessible advenant un incendie à cet endroit.

Conduites d’entrée et de sortie des systèmes de ventilation

(7) Il veille à ce que les principales conduites d’entrée et de sortie de tout système de ventilation puissent être fermées depuis un lieu qui est situé à l’extérieur de l’endroit ventilé et qui demeurera accessible advenant un incendie à cet endroit.

Système de ventilation de l’aire non dangereuse

(8) Il veille à ce que le système de ventilation de toute aire non dangereuse de l’installation soit muni de dispositifs d’urgence en cas de défaillance de la ventilation mécanique ou de détection de gaz dangereux, notamment :

Prévention de l’inflammation

115 (1) Afin d’éviter l’inflammation de substances inflammables, combustibles ou explosives dans l’installation, l’exploitant veille à ce que des mesures soient prises afin de prévenir la libération ou l’accumulation non maîtrisées de telles substances, notamment en veillant à ce que les matériaux et les équipements soient disposés de façon adéquate.

Conception — systèmes et équipements

(2) Il veille à ce que les systèmes et équipements destinés à être utilisés dans les aires dangereuses soient conçus pour maîtriser les sources d’inflammation et prévenir les incendies et les explosions dans ces aires, selon la classification de chaque aire au titre du paragraphe 113(2).

Évaluation des risques

(3) En vue de répondre aux exigences visées aux paragraphes (1) et (2), l’exploitant veille à ce que les mesures de contrôle cernées dans le cadre de l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1) soient mises en œuvre.

Autres exigences — équipement

(4) Il veille à ce que tout équipement situé dans une aire dangereuse soit classé pour usage dans cette aire et installé, ventilé et entretenu de façon à assurer la sécurité de son fonctionnement.

Utilisation — distance sécuritaire

(5) Il veille à ce que l’équipement utilisé dans une aire non dangereuse le soit à une distance sécuritaire de toute substance inflammable, combustible ou explosive et, sauf s’il est classé pour usage dans une aire dangereuse, soit muni de dispositifs de désactivation automatiques et manuels en cas de détection d’un incendie ou de gaz dangereux.

Équipement — cas d’urgence

(6) Il veille à ce que tout équipement qui est situé dans une aire non dangereuse et qui doit demeurer en service en cas d’urgence associée à la libération de gaz soit classé pour usage dans une aire dangereuse et installé, ventilé et entretenu de sorte que la sécurité de son fonctionnement en soit assurée.

Citernes à cargaison

(7) Il veille à ce que :

Permis de travail

(8) Le travail à chaud effectué dans une installation est subordonné à l’obtention d’un permis de travail.

Distances sécuritaires

(9) Le permis précise les distances sécuritaires à maintenir entre le travail à chaud et tout puits ou toute substance inflammable, combustible ou explosive.

Moyens de fuite, d’évacuation et de sauvetage

116 L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée de moyens sécuritaires de fuite, d’évacuation et de sauvetage, compte tenu des résultats de l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1) et d’études de sécurité exhaustives et documentées.

Refuges temporaires

117 (1) L’exploitant veille à ce que l’installation soit munie de refuges temporaires qui, en cas d’urgence, notamment dans le cas d’un événement accidentel :

Aires sécuritaires

(2) Il veille à ce que l’aire d’habitation, le centre de commande principal et toutes les autres aires de l’installation qui doivent rester sécuritaires en cas d’urgence pour toute personne s’y trouvant, y compris les refuges temporaires, soient :

Vérifications périodiques

(3) Il vérifie périodiquement la conformité des refuges temporaires aux exigences prévues aux paragraphes (1) et (2) et consigne les constatations qui en découlent dans un dossier.

Sorties, voies de secours et accès

118 (1) L’exploitant veille :

Exception

(2) Satisfait à l’exigence prévue à l’alinéa (1)a) l’aire dont la superficie est inférieure à vingt mètres carrés ou le passage d’une longueur inférieure à cinq mètres qui n’ont qu’une des sorties prévues à cet alinéa.

Sorties — distance

(3) L’exploitant veille à ce que les sorties visées à l’alinéa (1)a) soient aussi éloignées que possible les unes des autres de manière à augmenter la probabilité qu’au moins une sortie ainsi que la voie de secours qui lui est liée soient praticables durant un événement accidentel.

Emplacement des voies de secours

(4) Il veille à ce que l’installation soit pourvue de voies de secours sur deux de ses côtés.

Évacuation sécuritaire

(5) Il veille à ce que les voies de secours menant des aires d’habitation et des refuges temporaires aux aires de rassemblement, aux aires d’embarquement et aux points d’évacuation soient clairement indiquées et illuminées et pourvues d’une protection contre les incendies permettant l’évacuation sécuritaire des personnes dans le temps déterminé dans les études de sécurité visées à l’article 116.

Dimensions des voies de secours

(6) Il veille à ce que les voies de secours soient de dimensions suffisantes pour permettre le déplacement efficace du nombre maximal de personnes qui pourraient avoir besoin de les emprunter ainsi que la manœuvre sans obstruction de l’équipement de lutte contre les incendies et des civières, compte tenu du nombre maximal de personnes qui peuvent être logées dans l’installation.

Engins de sauvetage de l’installation

119 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit équipée d’engins de sauvetage qui :

Charges

(2) Il veille à ce que les engins de sauvetage puissent résister aux charges auxquelles ils peuvent être soumis lors de leur utilisation.

Poids et espace — exigences

(3) Il veille, aux fins de détermination du nombre de passagers que toute embarcation de sauvetage, tout radeau de sauvetage ou tout dispositif d’évacuation en mer peuvent accueillir, à ce qu’il soit tenu compte du poids des personnes portant des combinaisons d’immersion et de l’espace dont elles ont besoin.

Disposition et sélection

(4) Il veille à ce que la disposition et la sélection des engins de sauvetage soient fondées sur :

Emplacement

(5) Il veille à ce que des copies d’un plan montrant l’emplacement de tous les engins de sauvetage soient affichées dans chaque installation, notamment dans le centre de commande principal et dans les aires d’habitation et les aires de travail.

Embarcations de sauvetage — disponibilité

(6) Pour l’application des paragraphes (1) et (2), il veille à l’égard des embarcations de sauvetage de l’installation :

Embarcations de sauvetage — caractéristiques

(7) Il veille à ce que les embarcations de sauvetage soient des embarcations complètement fermées et à ce qu’elles soient protégées contre le feu.

Embarcations de sauvetage — communication continue

(8) Il veille à ce que chaque embarcation de sauvetage soit en mesure de communiquer de façon continue avec les autres embarcations de sauvetage et les navires se trouvant dans les environs.

Embarcations de sauvetage — dispositifs de remorquage

(9) Il veille à ce que chaque embarcation de sauvetage soit munie de dispositifs de remorquage.

Radeaux de sauvetage

(10) Pour l’application des paragraphes (1) et (2), il veille à ce que l’installation soit munie de radeaux de sauvetage qui ont ensemble la capacité nécessaire pour accueillir le nombre total de personnes se trouvant à bord de l’installation.

Vérification continue

(11) L’exploitant vérifie de façon continue que les embarcations de sauvetage, les radeaux de sauvetage et les autres engins de sauvetage sont disponibles et dans un état leur permettant de fonctionner comme prévu et consigne les constatations qui en découlent dans un dossier.

Conception de l’installation — enlèvement

120 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit conçue de sorte que son enlèvement de la zone extracôtière à la fin de sa vie utile en soit facilité et que, pendant et après l’enlèvement, les risques pour la sécurité, les effets négatifs sur l’environnement marin ainsi que l’interférence avec la navigation et les autres utilisations de la mer en soient réduits.

Exception

(2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas si l’Office a approuvé l’abandon de l’installation ou une autre utilisation dans le plan de mise en valeur.

Transport et positionnement

121 (1) L’exploitant veille à ce que le transport et le positionnement de l’installation, ou d’une partie de celle-ci, soient effectués :

Évaluation des risques

(2) Avant le transport et le positionnement de l’installation ou d’une partie de celle-ci, l’exploitant veille à ce que les exigences suivantes soient remplies :

Systèmes et équipements — conception, installation, mise en service et autres exigences

Systèmes électriques

122 (1) L’exploitant veille à ce que les systèmes électriques de l’installation soient conçus de manière à éviter les conditions anormales et les défaillances qui peuvent mettre en danger l’installation ou, s’il s’avère impossible de les éviter, à les signaler et à en atténuer les effets.

Sûreté et fiabilité

(2) Il veille à ce que les moteurs et le câblage électriques, les appareils d’éclairage et tout autre équipement électrique à l’installation soient sûrs et fiables dans les conditions d’exploitation prévisibles.

Dispositif de surveillance du niveau d’isolation à la terre

(3) Si un système, primaire ou secondaire, qui sert à la distribution d’électricité, de chauffage ou d’éclairage est utilisé à l’installation sans mise à la terre, l’exploitant veille à ce que celui-ci soit muni d’un dispositif de surveillance continue du niveau d’isolation à la terre qui émet une alarme sonore ou visuelle dans le cas où le niveau d’isolation est anormalement bas.

Source d’alimentation électrique principale

(4) Il veille à ce que la source d’alimentation électrique principale de l’installation :

Fermeture des circuits primaires

(5) Il veille à ce que les circuits primaires de chaque groupe électrogène de l’installation puissent être fermés à partir de deux endroits différents, dont l’un est situé à l’emplacement du groupe électrogène.

Systèmes de commande

123 (1) L’exploitant veille à ce que les systèmes de commande soient conçus conformément aux mesures mentionnées aux divisions 9(2)b)(v)(D) et 10(2)b)(v)(D) et décrites respectivement dans le plan de sécurité et dans le plan de protection de l’environnement.

Exigences

(2) Il veille à ce que les systèmes de commande soient conçus de manière à répondre aux exigences ci-après, compte tenu des facteurs humains :

Protection du matériel informatique

(3) L’exploitant veille à ce que le matériel informatique des systèmes de commande soit protégé des circonstances — notamment les vibrations excessives, les niveaux élevés de champ électromagnétique, les perturbations de l’alimentation électrique, les températures ou niveaux d’humidité extrêmes et les autres conditions physiques et environnementales — qui peuvent causer des bris mécaniques ou des dégradations au matériel ou qui peuvent autrement avoir un effet néfaste sur le rendement des systèmes.

Systèmes de commande à distance sans fil

(4) il veille à ce que chaque système de commande à distance sans fil comprenne :

Moyen de commande de rechange

(5) Il veille à ce que les fonctions des systèmes de commande qui sont requises pour assurer la sécurité et qui dépendent de liens de communication sans fil intègrent un moyen de commande de rechange pouvant être activé sans délai et sans modification aux systèmes de commande.

Inspection et mise à l’essai

(6) L’équipement destiné à fonctionner à l’aide d’un système de commande nouvellement installé, réparé ou modifié ne peut être mis en marche avant que l’exploitant n’ait veillé à ce qu’il soit inspecté et mis à l’essai pour s’assurer qu’il fonctionne comme prévu.

Documentation

(7) L’exploitant veille à ce que les documents contenant la description à jour de la conception, de l’installation, du fonctionnement et de l’entretien des systèmes de commande soient facilement accessibles pour consultation ou examen.

Systèmes de commande qui dépendent de logiciels intégrés

124 (1) L’exploitant veille à ce que les systèmes de commande qui dépendent de logiciels intégrés et dont la défaillance ou la défectuosité pourraient entraîner un danger pour la sécurité ou pour l’environnement soient entretenus pour en assurer la fiabilité, la disponibilité et la sûreté.

Mesures de contrôle

(2) Il veille à ce que des mesures de contrôle soient mises en œuvre afin de protéger les systèmes qui dépendent de logiciels intégrés de toute menace, notamment l’accès non autorisé à ces systèmes.

Logiciel essentiel à la sécurité

125 (1) L’exploitant veille à ce que chaque logiciel qui est un élément essentiel à la sécurité remplisse les exigences suivantes :

Modifications des caractéristiques du logiciel

(2) L’exploitant veille à ce qu’aucune modification apportée à l’une ou l’autre des caractéristiques du logiciel ne soit mise en œuvre avant que :

Source d’alimentation électrique de secours

126 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée d’une source d’alimentation électrique de secours qui est indépendante de la source d’alimentation électrique principale et qui, en cas de défaillance de cette dernière, permet de faire fonctionner les systèmes et équipements suivants :

Génératrice à entraînement mécanique

(2) Si la source d’alimentation électrique de secours est une génératrice à entraînement mécanique, l’exploitant veille à ce que les exigences suivantes soient remplies :

Conception et entretien

(3) L’exploitant veille à ce qu’ensemble la source d’alimentation électrique de secours et toute source d’énergie électrique transitoire ainsi que tout système autonome de batteries dont l’installation est dotée soient conçus et entretenus de manière à répondre aux exigences suivantes :

Protection contre les dommages

(4) L’exploitant veille à ce qu’ensemble la source d’alimentation électrique de secours et toute source d’énergie électrique transitoire ainsi que tout système autonome de batteries visés au paragraphe (3) soient disposés — ou autrement protégés contre les dommages mécaniques ou causés par un incendie, une explosion ou une condition physique ou environnementale — de façon à pouvoir remplir leurs fonctions prévues dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles, notamment, s’agissant d’une plate-forme flottante, les angles d’inclinaison statiques et dynamiques visés au paragraphe 136(7).

Alerte

(5) L’exploitant veille, en cas de défaillance de la source d’alimentation électrique principale, à ce que les centres de commande soient alertés à l’aide d’un signal sonore et visuel du fait que l’installation est alimentée au moyen de la source d’alimentation électrique de secours.

Feux et appareils de signalisation sonore

127 L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie des feux et des appareils de signalisation sonore qui sont exigés par le Règlement sur les abordages, comme si elle était un bâtiment canadien visé par ce règlement; toutefois, si les exigences de hauteur ou de distance prévues à ce règlement ne peuvent être respectées, les feux et les appareils sont installés de manière à maximiser leurs capacités d’alertes visuelles et sonores pour éviter les abordages.

Radars

128 L’exploitant veille à ce que toute installation, sauf l’installation non fréquentée, soit équipée de radars qui permettent de détecter les dangers à proximité et qui sont surveillés de façon continue.

Système de communication

129 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée d’un système de communication qui est pourvu d’une redondance intégrée et qui permet de communiquer de façon continue, notamment en cas d’urgence, avec :

Systèmes de radiocommunication

(2) L’exploitant veille à ce que chaque installation, autre qu’une installation non fréquentée, soit dotée d’un système de radiocommunication à l’égard duquel les exigences suivantes sont remplies :

Systèmes de communication radio — installation non fréquentée

(3) L’exploitant veille à ce que tout système de radiocommunication dans une installation non fréquentée réponde aux exigences visées aux alinéas (2)a) et b).

Système d’alarme général

130 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie d’un système d’alarme général en mesure d’alerter toutes les personnes qui s’y trouvent de tout danger pour la sécurité ou pour l’environnement, autre qu’un incendie ou une émanation de gaz.

Exigences additionnelles

(2) Il veille à ce que le système d’alarme général soit :

Autres moyens d’alerte

(3) Lorsque le système d’alarme général est inspecté, entretenu ou réparé, l’exploitant veille à ce que d’autres moyens soient disponibles afin d’alerter les personnes des dangers visés au paragraphe (1).

Système de décharge de gaz

131 (1) L’exploitant veille à ce que toute installation qui comporte des citernes de traitement, des cuves de traitement et de la tuyauterie soit munie de systèmes de décharge de gaz comprenant un système de brûlage à la torche, un système de décharge de pression, un système de décompression ou un système de ventilation à froid.

Évaluations des risques — conception

(2) Il veille à ce que la conception du système de décharge de gaz soit fondée sur les résultats de l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1).

Conception

(3) Il veille à ce que le système de décharge de gaz soit conçu pour :

Emplacement du système

(4) Il veille à ce que le système de décharge de gaz soit conçu et situé compte tenu de tout facteur, notamment les conditions physiques et environnementales, qui influe sur le brûlage sécuritaire et normal ou sur la décharge d’urgence des liquides combustibles, des gaz ou des vapeurs de sorte que, lorsqu’il fonctionne, le système n’endommage pas l’installation ou toute autre installation, tout navire ou véhicule de service à proximité ni ne cause de blessures.

Postes de commande

(5) Il veille à ce que les postes de commande depuis lesquels sera activé le système de décharge de gaz soient situés et espacés de sorte qu’ils demeurent protégés et accessibles pour que la sécurité du fonctionnement de ce système en soit assurée.

Systèmes de brûlage à la torche

(6) Il veille à l’égard de tout système de brûlage à la torche :

Évent — réduction des risques

(7) Il veille à ce que tout évent servant à évacuer du gaz dans l’atmosphère sans combustion soit conçu et situé conformément aux mesures mentionnées à la division 9(2)b)(vi)(A) et au sous-alinéa 10(2)b)(vi) et décrites respectivement dans le plan de sécurité et dans le plan de protection de l’environnement.

Extraction de tout liquide

(8) Il veille à ce que tout liquide, sauf l’eau, qui ne peut être brûlé de façon fiable et en toute sécurité au bec de la torche d’un système de décharge de gaz soit extrait du gaz avant d’atteindre la torche.

Système de détection d’incendie et de gaz

132 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie d’un système de détection d’incendie et de gaz.

Exigences

(2) Il veille à ce que le système de détection d’incendie et de gaz :

Évaluations des risques — conception

(3) L’exploitant veille à ce que la conception du système de détection d’incendie et de gaz soit fondée sur les résultats de l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1).

Conception

(4) Il veille à ce que le système de détection d’incendie et de gaz soit conçu :

Exigences

(5) Il veille à ce que le système de détection d’incendie et de gaz réponde aux exigences suivantes :

Mise à l’essai et entretien

(6) L’exploitant veille, à l’égard de la mise à l’essai et de l’entretien du système de détection d’incendie et de gaz, à ce que les exigences suivantes soient remplies :

Permis de travail

(7) La mise à l’essai et l’entretien du système de détection d’incendie et de gaz sont subordonnés à l’obtention d’un permis de travail.

Gestion des effets de la neutralisation

(8) Le permis de travail prévoit les mesures à prendre pour la gestion des effets de la neutralisation du système de détection d’incendie et de gaz.

Colmatage des fuites

(9) L’exploitant veille à ce que toute fuite de gaz détectée par le système de détection d’incendie et de gaz ou au moyen de méthodes auditives, olfactives ou visuelles — notamment l’observation de l’égouttement d’hydrocarbures liquides du composant d’équipement — qu’il est nécessaire de colmater le soit :

Système d’arrêt d’urgence

133 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie d’un système d’arrêt d’urgence qui permet :

Études et évaluations — conception

(2) L’exploitant veille à ce que la conception du système d’arrêt d’urgence soit fondée sur les études, les analyses et les évaluations relevant les dangers potentiels et évaluant les risques connexes à ces dangers, notamment l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1) et l’évaluation du risque et de la fiabilité visée à l’article 108.

Conception

(3) Il veille à ce que le système d’arrêt d’urgence soit conçu pour :

Logique — arrêt d’urgence

(4) L’exploitant veille à ce que la logique du système d’arrêt d’urgence soit fondée notamment sur une hiérarchie des niveaux d’arrêt, des séquences d’actions et des échéances qui sont adaptés au niveau de risque posé par les dangers relevés dans les études, les analyses et les évaluations visées au paragraphe (2).

Exigences additionnelles

(5) L’exploitant veille, à l’égard du système d’arrêt d’urgence, à ce que les exigences suivantes soient remplies :

Mise à l’essai et entretien

(6) Si le système d’arrêt d’urgence peut être neutralisé aux fins de mise à l’essai et d’entretien, l’exploitant veille à ce que les exigences suivantes soient remplies :

Permis de travail

(7) La mise à l’essai et l’entretien du système d’arrêt d’urgence sont subordonnés à l’obtention d’un permis de travail.

Gestion des effets de la neutralisation

(8) Le permis de travail prévoit les mesures à prendre pour la gestion des effets de la neutralisation du système d’arrêt d’urgence.

Fermeture — soupape de sécurité souterraine

(9) S’agissant d’un ouvrage de production, l’exploitant veille à ce que, lorsque le système d’arrêt d’urgence est activé, chaque soupape de sécurité souterraine se ferme au plus tard deux minutes après la fermeture de la soupape de sûreté de l’arbre, à moins que les caractéristiques mécaniques ou de production du puits ne justifient un délai plus long.

Systèmes et équipements de protection contre les incendies

134 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie de systèmes et d’équipements de protection permettant la maîtrise et l’extinction des incendies.

Plan de sécurité

(2) Il veille à ce que les systèmes et équipements de protection contre les incendies soient conçus, sélectionnés, utilisés, inspectés, mis à l’essai et entretenus conformément aux mesures mentionnées à la division 9(2)b)(vi)(B) et décrites dans le plan de sécurité.

Conception et sélection

(3) La conception et la sélection des systèmes et des équipements de protection contre les incendies, notamment les agents d’extinction, tiennent compte de leur utilisation prévue et des résultats de l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1).

Exigences additionnelles

(4) L’exploitant veille à ce que les systèmes et équipements de protection contre les incendies comprennent :

Protection contre les dommages

(5) Il veille à ce que les systèmes et équipements de protection contre les incendies soient protégés contre les dommages mécaniques ou les dommages causés par un incendie, par une explosion ou par les conditions physiques et environnementales auxquelles ils pourraient être exposés, de sorte qu’ils puissent remplir leurs fonctions prévues dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles.

Système d’extinction fixe

(6) Il veille à ce qu’un système fixe et automatique d’extinction des incendies soit installé dans toutes les aires d’habitation et aires dangereuses de l’installation ainsi que dans toutes les autres aires qui doivent en être munies eu égard aux résultats de l’évaluation des risques prévue au paragraphe 107(1).

Pompes à incendie

(7) Il veille à ce qu’au moins deux pompes à incendie réservées, séparées et actionnées de façon indépendante alimentent une conduite annulaire d’eau d’extinction réservée et que chacune de ces pompes soit :

Emplacement

(8) Il veille à ce que les pompes à incendie soient situées le plus loin possible de l’équipement utilisé pour entreposer et transformer les hydrocarbures, compte tenu des résultats de l’évaluation des risques visée au paragraphe 107(1).

Alimentation en eau d’extinction

(9) Il veille à ce que les pompes à incendie, les conduites et leurs soupapes fournissent une alimentation en eau d’extinction suffisante à toute partie de l’installation, notamment en cas de dommages causés à un segment de la conduite annulaire d’eau d’extinction.

Système d’eau d’extinction

(10) Il veille à ce que le système d’eau d’extinction soit en mesure de fonctionner sans interruption pendant au moins dix-huit heures.

Bouches d’incendie et dévidoirs

(11) Il veille à ce que le nombre et l’emplacement des bouches d’incendie et des dévidoirs pour tuyaux à incendie soient tels qu’au moins deux jets d’eau provenant de deux emplacements puissent atteindre toute partie de l’installation où un incendie peut se déclarer.

Équipement portatif d’extinction des incendies

(12) Il veille à ce que l’équipement portatif d’extinction des incendies soit disponible et facilement accessible dans les aires où il n’est pas pratique d’utiliser des bornes d’incendie ou des dévidoirs pour tuyaux à incendie.

Alarmes au centre de commande principal

(13) Il veille à ce que les alarmes sonores et visuelles soient activées au centre de commande principal dès le déclenchement d’un des systèmes fixes et automatiques d’extinction des incendies ou dès que survient une perte de pression de l’eau d’extinction.

Alarmes additionnelles

(14) Si le système fixe et automatique d’extinction des incendies constitue un danger pour les personnes, l’exploitant veille à ce que les alarmes sonores et visuelles soient activées automatiquement à l’intérieur et à l’extérieur de l’espace protégé.

Installations non fréquentées

(15) Les alinéas (4)a) et b) ainsi que les paragraphes (6) à (11) ne s’appliquent pas à l’égard des installations non fréquentées.

Chaudières et systèmes sous pression

135 (1) L’exploitant veille à ce que les chaudières et les systèmes sous pression soient conçus conformément aux mesures mentionnées à la division 9(2)b)(vi)(C) et décrites dans le plan de sécurité.

Conception — exigences

(2) Les chaudières et les systèmes sous pression sont conçus de manière à permettre :

Exigences supplémentaires

(3) La conception des chaudières et des systèmes sous pression :

Charges et autres facteurs

(4) L’exploitant veille à ce que les chaudières et les systèmes sous pression puissent résister à toutes les combinaisons de charges, de pressions, de températures, de fluides et de substances auxquelles ils pourraient être soumis durant leur vie utile.

Matériaux utilisés

(5) Il veille à ce que les matériaux utilisés pour la fabrication des chaudières et des systèmes sous pression soient compatibles avec le milieu d’exploitation de ces chaudières et systèmes et résistent aux effets chimiques des fluides que ceux-ci contiennent durant leur vie utile.

Documents et dossiers du fabricant

(6) Il veille à ce que soient obtenus du fabricant des chaudières et des systèmes de pression les documents et les dossiers suivants :

Construction, installation, mise en service, inspection et mise à l’essai

(7) L’exploitant est tenu, avant la mise en marche des chaudières et des systèmes sous pression de s’assurer :

Inspecteur autorisé

(8) L’exploitant veille à ce que les chaudières et les systèmes sous pression soient inspectés par un inspecteur autorisé ou mis à l’essai par celui-ci ou sous sa direction, à la fois :

Procédures et modes d’emploi

(9) Il veille à l’élaboration de procédures et de modes d’emploi qui informent les utilisateurs des dangers liés à l’utilisation des chaudières et des systèmes sous pression et précisent les mesures particulières à prendre pour réduire les risques au moment de leur utilisation ou lors des travaux d’entretien ou de réparation.

Conformité aux procédures et modes d’emploi

(10) Il veille à ce que les chaudières et les systèmes sous pression soient utilisés, entretenus et réparés conformément aux procédures et modes d’emploi visés au paragraphe (9).

Modification d’un raccord

(11) Nul ne peut modifier un raccord de chaudière ou de système sous pression, empêcher son fonctionnement ou le rendre inutilisable, sauf aux fins d’ajustement ou de mise à l’essai.

Registre

(12) L’exploitant veille à la tenue d’un registre qui comprend à l’égard de chaque chaudière et de chaque système sous pression les documents et renseignements suivants :

Renseignements inscrits

(13) L’exploitant veille à ce que figurent sur chaque chaudière et chaque système sous pression les renseignements nécessaires à son installation et à son utilisation sécuritaires, notamment un identifiant qui permet de repérer, aux fins de consultation, les documents et les dossiers visés au paragraphe (6) et les renseignements visés aux alinéas (12)e) et f).

Vérification

(14) Il veille à ce que les procédures et modes d’emploi élaborés conformément au paragraphe (9) et le registre visé au paragraphe (12) soient vérifiés périodiquement par l’autorité.

Non-application

(15) Le présent article ne s’applique pas à ce qui suit :

Équipement mécanique

136 (1) L’exploitant veille à ce que l’équipement mécanique de l’installation réponde aux exigences suivantes :

Conception

(2) L’équipement mécanique est conçu de manière à permettre, dans les scénarios ci-après, l’élimination des risques pour la sécurité et pour l’environnement ou, si cela est impossible, leur atténuation :

Commandes et dispositifs d’arrêt manuel

(3) L’exploitant veille à ce que les commandes et les dispositifs d’arrêt manuel de l’équipement mécanique soient situés à un endroit protégé et facilement accessible afin qu’ils puissent être utilisés en toute sécurité dans le cas où un événement accidentel se produit et rend l’équipement inaccessible.

Moteur à combustion interne — instructions d’utilisation

(4) Il veille à ce que les instructions d’utilisation de base de tout moteur à combustion interne comportent des détails sur les procédures d’arrêt, de démarrage et d’urgence et soient fixées en permanence sur le moteur.

Turbines et moteurs à combustion interne

(5) Il veille à ce que les turbines et les moteurs à combustion interne soient :

Exception

(6) Malgré l’alinéa (5)c), les turbines et les moteurs à combustion interne qui sont essentiels aux interventions d’urgence, notamment les génératrices d’urgence et les pompes d’incendie, peuvent être uniquement pourvus de dispositifs de sécurité visant à éviter les dommages majeurs causés par la survitesse.

Fonctionnement de l’équipement mécanique essentiel

(7) L’exploitant veille à ce que l’équipement mécanique essentiel à la sécurité ou à la propulsion d’une plate-forme flottante continue de fonctionner de façon sécuritaire et fiable à sa pleine puissance nominale, selon les angles d’inclinaison statiques et dynamiques spécifiés dans les règles de la société de classification qui a délivré le certificat de classification prévu à l’article 140.

Équipement de manutention

137 (1) L’exploitant veille à ce que l’équipement de manutention soit :

Inscriptions

(2) Il veille à ce que l’équipement de manutention porte des inscriptions qui en indiquent la capacité nominale et qui permettent d’en reconnaître le modèle et le fabricant et de repérer, aux fins de consultation, les renseignements nécessaires à son utilisation sécuritaire, notamment les renseignements concernant sa conception et sa construction ainsi que les inspections, les mises à l’essai, les entretiens et les réparations dont il a fait l’objet.

Inspection et essai de surcharge

(3) Il veille à ce que l’équipement de manutention destiné à être utilisé dans l’installation soit inspecté et soumis à un essai de surcharge par un tiers compétent en vue d’en confirmer la capacité nominale dans les cas suivants :

Inspection et essai — critères

(4) L’exploitant veille à ce que l’inspection et l’essai de surcharge soient effectués selon les critères établis par le fabricant ou les normes de conception et de sécurité applicables dans l’industrie, notamment à l’égard de la fréquence à laquelle l’équipement doit être inspecté et soumis aux essais de surcharge en vue d’en assurer l’utilisation continue et en toute sécurité.

Capacité nominale

(5) Après chaque inspection et essai de surcharge, le tiers compétent certifie par écrit la capacité nominale de l’équipement et en indique par écrit les limites relatives à son utilisation compte tenu des conditions physiques et environnementales.

Pivotement et abaissement d’urgence

(6) L’exploitant veille à ce que les grues pivotantes conservent leur aptitude à pivoter et à s’abaisser dans les situations d’urgence.

Grue sur piédestal

(7) L’exploitant veille à ce que chaque grue sur piédestal remplisse les conditions suivantes :

Crochets de la grue

(8) L’exploitant veille à ce que les crochets de la grue soient équipés de verrous à ressort, ou de moyens tout aussi efficaces, qui, dans toutes les conditions d’utilisation, empêchent les charges de s’en détacher et de tomber.

Décollage ou atterrissage

(9) Il est interdit de manœuvrer une grue à proximité d’une aire d’atterrissage lorsqu’un aéronef en décolle ou y atterrit, le grutier devant veiller à ce que la flèche de la grue soit, si possible, arrimée.

Certification de l’appareil de levage

(10) L’exploitant veille à ce que tout équipement de manutention qui lève plus de dix tonnes métriques fasse l’objet d’une certification par l’autorité.

Système de production sous-marin

138 (1) L’exploitant veille à ce que tout système de production sous-marin soit conçu, construit, installé, mis en service, utilisé, inspecté, surveillé, mis à l’essai et entretenu conformément aux mesures mentionnées aux divisions 9(2)b)(v)(F) et 10(2)b)(v)(F) et décrites respectivement dans le plan de sécurité et dans le plan de protection de l’environnement.

Conception

(2) Le système de production sous-marin est conçu de sorte :

Tube prolongateur détachable

(3) L’exploitant veille à ce que tout tube prolongateur attaché à une plate-forme flottante dotée d’un système d’amarrage détachable ou d’un système de positionnement dynamique soit conçu de manière à pouvoir se détacher en toute sécurité dans toutes les conditions physiques et environnementales prévisibles.

Détachement des tubes prolongateurs

(4) L’exploitant veille à ce que les fluides contenus dans tout tube prolongateur détachable en cas de danger prévisible puissent être déplacés en toute sécurité par l’eau ou isolés.

Intégrité du tube prolongateur

(5) En cas de détachement d’un tube prolongateur, l’exploitant veille à ce que l’intégrité du tube soit éprouvée par une mise à l’essai après rattachement, avant sa remise en service.

Commande du système de production sous-marin

(6) Il veille à ce que le système de production sous-marin soit commandé à tout moment donné d’un seul endroit.

Analyses des modes de défaillance et de leurs effets

(7) Il veille à ce que tout système de production sous-marin fasse l’objet d’une analyse des modes de défaillance et de leurs effets.

Équipement temporaire ou portatif

139 (1) L’exploitant veille à ce que tout équipement temporaire ou portatif utilisé à une installation soit propre à l’usage auquel il est destiné.

Évaluation de l’équipement temporaire ou portatif

(2) Avant l’installation ou la mise en service de l’équipement temporaire ou portatif, l’exploitant veille à ce qu’une évaluation de cet équipement et de son intégration aux autres systèmes et équipements dans l’installation soit effectuée afin de déterminer son incidence sur les éléments essentiels à la sécurité et sur les évaluations du risque visées au paragraphe 24(3).

Mesures

(3) L’exploitant veille à ce que l’équipement temporaire ou portatif soit géré, d’une part, conformément aux mesures mentionnées aux divisions 9(2)b)(v)(G) et 10(2)b)(v)(G) et décrites respectivement dans le plan de sécurité et dans le plan de protection de l’environnement et, d’autre part, d’une manière qui ne risque pas de compromettre les niveaux de sécurité cibles prévus dans ces plans.

Vérification par l’autorité

(4) Il veille à ce que l’équipement temporaire ou portatif qui est un élément essentiel à la sécurité soit vérifié par l’autorité et ne puisse être mis en marche que si celle-ci confirme qu’il est adéquat et que son emplacement et son raccordement sont sécuritaires.

Plates-formes — exigences additionnelles

Classification

140 L’exploitant veille à ce que toute plate-forme flottante soit visée par un certificat de classification valide qui est délivré par une société de classification et qui correspond aux activités autorisées qui sont menées sur la plate-forme ou à partir de celle-ci.

Tirant d’air

141 L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme qui prend appui sur le fond marin ou qui est stabilisée par des colonnes ait un tirant d’air suffisant pour fonctionner de façon sécuritaire dans des conditions faisant intervenir les charges environnementales maximales auxquelles elle pourrait être soumise.

Stabilité

142 (1) L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante — intacte ou en état d’avarie — soit stable et fonctionne de façon sécuritaire compte tenu de tous les mouvements et de toutes les charges auxquelles elle pourrait être soumise, notamment :

Franc-bord

(2) Il veille à ce que la plate-forme flottante ait un franc-bord suffisant pour fonctionner en toute sécurité dans des conditions faisant intervenir les charges environnementales maximales auxquelles elle pourrait être soumise.

Exigence — Code et recueil

(3) L’exploitant est tenu de se conformer à celles des dispositions prévues au Code MODU et à la partie B du recueil IS à l’égard de la stabilité et de la réaction au mouvement de la plate-forme flottante qui s’appliquent, lesquelles sont réputées avoir force obligatoire.

Étude de port en lourd

(4) Lorsque le poids de la plate-forme flottante ou de la plate-forme extracôtière mobile auto-élévatrice varie de plus de un pour cent par rapport au poids lège, l’exploitant veille à ce qu’une étude de port en lourd soit effectuée dès que possible et à ce que la valeur du centre de gravité lège soit calculée de nouveau.

Plates-formes extracôtières mobiles auto-élévatrices

143 (1) L’exploitant veille, à l’égard de chaque plate-forme extracôtière mobile auto-élévatrice, à ce que soit effectuée une évaluation, propre à l’emplacement de la plate-forme, des conditions du fond marin, notamment de la retenue du fond marin, afin d’assurer la stabilité et l’exploitation sécuritaire de la plate-forme.

Exigences

(2) Il veille à ce que chaque plate-forme extracôtière mobile auto-élévatrice soit conforme aux exigences suivantes :

Suspension des opérations et arrêt des puits

(3) L’exploitant veille à ce que les activités dans la plate-forme extracôtière mobile auto-élévatrice soient suspendues et à ce que tous les puits associés à la plate-forme soient mis à l’arrêt en toute sécurité si l’une des situations suivantes se produit :

Mesures correctives

(4) L’exploitant veille à ce que les activités demeurent suspendues et les puits demeurent à l’arrêt jusqu’à ce qu’une enquête soit faite sur la cause de la situation visée au paragraphe (3) et que des mesures correctives aient été prises.

Systèmes de ballastage et d’assèchement

144 (1) L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante soit dotée de systèmes de ballastage et d’assèchement fiables dont les composants ont la redondance nécessaire pour :

Exigence — Code

(2) L’exploitant est tenu de se conformer à celles des dispositions prévues au Code MODU à l’égard des systèmes de ballastage et d’assèchement qui s’appliquent, lesquelles sont réputées avoir force obligatoire.

Poste de commande du ballast secondaire

(3) S’agissant d’une plate-forme extracôtière mobile stabilisée par des colonnes, l’exploitant veille à ce qu’elle soit dotée d’un poste de commande du ballast secondaire muni :

Poste de commande du ballast secondaire — position

(4) L’exploitant veille à ce que le poste de commande du ballast secondaire soit situé au-dessus de la ligne de flottaison dans la condition finale d’équilibre à la suite d’une inondation si la plate-forme flottante est en état d’avarie.

Analyse des modes de défaillance et des effets

(5) L’exploitant veille à ce que les systèmes de ballastage et d’assèchement fassent, avant le début de toute activité autorisée sur la plate-forme ou à partir de celle-ci, l’objet d’une analyse des modes de défaillance et des effets de ceux-ci.

Étanchéité, résistance aux intempéries et franc-bord

145 (1) L’exploitant est tenu de se conformer à celles des dispositions prévues au Code MODU et à la partie B du recueil IS à l’égard de l’étanchéité, de la résistance aux intempéries et du franc-bord qui s’appliquent, lesquelles sont réputées avoir force obligatoire.

Compartiments étanches

(2) L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante soit conçue de sorte que son compartimentage étanche à l’eau soit suffisant pour préserver la flottabilité de réserve et la stabilité en cas d’avarie dans toutes les conditions prévisibles.

Certificat relatif au franc-bord

(3) Il veille à ce que chaque plate-forme flottante soit :

Dispositifs étanches et résistants aux intempéries

(4) Il veille à ce que la disposition et les spécifications des dispositifs étanches et résistants aux intempéries soient conformes aux mesures mentionnées à la division 9(2)b)(v)(H) et décrites dans le plan de sécurité.

Infiltration d’eau

(5) Il veille à ce que chaque plate-forme flottante soit conçue de sorte qu’elle soit munie de systèmes et des équipements qui permettent d’activer, de surveiller et d’indiquer — sur place et à partir des postes de commande du ballast — l’ouverture et la fermeture des portes et écoutilles étanches et de détecter et de signaler toute infiltration d’eau dans les espaces étanches qui ne sont pas conçus pour l’accumulation de liquide.

Hublots

(6) S’agissant d’une plate-forme mobile extracôtière stabilisée par des colonnes, il veille à ce que celles-ci soient exemptes de tout hublot et de toute autre ouverture semblable.

Maintien de position

146 L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante soit dotée d’un système d’amarrage ou d’un système de positionnement dynamique qui assure le maintien de sa position dans les limites d’exploitation de la plate-forme.

Système d’amarrage

147 (1) L’exploitant veille à ce que la conception du système d’amarrage dont la plate-forme flottante est dotée soit fondée sur des analyses et des essais sur modèles de manière à assurer :

Limites de déplacement

(2) L’exploitant veille à ce que les limites de déplacement de la plate-forme flottante dotée du système d’amarrage soient établies sur le fondement des analyses et des essais sur modèles visés au paragraphe (1).

Perte de position ou défaillance

(3) Il veille à ce que chaque plate-forme flottante comprenne des systèmes et des processus permettant de déceler de façon continue la perte de sa position ou la défaillance de tout composant du système d’amarrage.

Surveillance

(4) Il veille à ce que la tension exercée sur les amarres ou d’autres indicateurs de l’intégrité du système d’amarrage soient surveillés et maintenus dans les limites d’exploitation de ce système.

Mesures

(5) Il veille à ce que le système d’amarrage continue de fonctionner conformément aux spécifications de conception, en prenant notamment les mesures suivantes :

Système d’amarrage détachable

148 (1) Si le système d’amarrage dont la plate-forme flottante est dotée est détachable, l’exploitant veille à ce que ce système soit conçu de sorte qu’il puisse être détaché de la plate-forme d’une manière maîtrisée, sans risque de dérive.

Plan de sécurité

(2) L’exploitant veille à ce que le système d’amarrage détachable soit conçu et entretenu conformément aux mesures mentionnées à la division 9(2)b)(vi)(D) et décrites dans le plan de sécurité.

Système principal et de rechange

(3) Il veille à ce que le système d’amarrage détachable comprenne un système principal et un système de rechange qui permettent le détachement, les deux systèmes pouvant être actionnés sur place ou à distance.

Plate-forme flottante — aptitude

(4) Il veille à ce que la plate-forme flottante dotée d’un système d’amarrage détachable soit apte :

Critères et procédures de détachement

(5) Il veille à ce que des critères et des procédures de détachement soient élaborés pour tous les scénarios plausibles de détachement, notamment des procédures de surveillance des conditions environnementales et de lancement d’alertes si ces conditions se détériorent et pourraient rendre nécessaire un détachement.

Détachement et rattachement

(6) Il veille à ce que le système d’amarrage détachable :

Vérification périodique — aptitude au détachement

(7) L’exploitant vérifie périodiquement l’aptitude du système d’amarrage au détachement et consigne les constatations qui en découlent dans un dossier.

Dépassement des limites de déplacement

(8) L’exploitant veille à ce que le détachement d’urgence visé à l’alinéa (6)b) soit enclenché si la plate-forme flottante dépasse les limites de déplacement établies en application du paragraphe 147(2).

Système de positionnement dynamique

149 (1) L’exploitant veille à ce que la conception du système de positionnement dynamique dont la plate-forme flottante est dotée :

Limites de déplacement

(2) L’exploitant veille à ce que les limites de déplacement de la plate-forme flottante dotée du système de positionnement dynamique soient établies sur le fondement des analyses numériques et des essais sur modèles visés à l’alinéa (1)a).

Système de détachement

150 (1) L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante dotée d’un système de positionnement dynamique soit munie d’un système de détachement qui :

Démonstration

(2) L’exploitant démontre périodiquement, au moyen d’essais de rendement, que le système de détachement répond aux exigences du paragraphe (1).

Dépassement des limites

(3) L’exploitant veille à ce que le détachement d’urgence visé à l’alinéa (1)b) soit enclenché si la plate-forme flottante dépasse les limites de déplacement établies en application du paragraphe 149(2).

Décisions et dérogations

151 S’agissant de toute plate-forme flottante immatriculée à l’extérieur du Canada, l’exploitant :

Analyse des écarts

152 L’exploitant est tenu, chaque fois que le Code MODU est mis à jour :

Intégrité des actifs

Exigences

153 L’exploitant veille à ce que chaque installation, notamment ses systèmes et équipements, soit inspectée, surveillée, mise à l’essai, entretenue et exploitée de manière à assurer :

Examen non destructif

154 L’exploitant veille à ce que les joints et les parties structurelles essentiels de l’installation fassent l’objet d’un examen non destructif au moins une fois tous les cinq ans, ou plus souvent si la poursuite sécuritaire de l’exploitation de l’installation le nécessite.

Gestion de la corrosion

155 (1) L’exploitant veille à ce que la corrosion des équipements, notamment les cuves de traitement ainsi que la tuyauterie, les soupapes, les raccords et les éléments structuraux de l’installation dont la défaillance due à la corrosion — notamment à la suite d’une exposition à un environnement acide — constituerait un danger pour la sécurité ou pour l’environnement, soit prévenue et gérée tout au long du cycle de vie de l’installation.

Programme de gestion de la corrosion

(2) L’exploitant élabore un programme de gestion de la corrosion qui prévoit les mesures nécessaires pour prévenir toute défaillance critique due à une dégradation causée par la corrosion afin d’assurer l’intégrité continue des éléments essentiels à la sécurité.

Exigences du programme

(3) Le programme répond aux exigences suivantes :

Mise en œuvre et mise à jour

(4) L’exploitant veille à ce que ce programme soit mis en œuvre et mis à jour périodiquement à la lumière des données et de l’analyse visées à l’alinéa (3)e).

Exploitation et maintenance

Restrictions et exigences

156 L’exploitant est tenu d’exploiter l’installation, notamment ses systèmes et équipements, conformément aux restrictions indiquées dans le certificat d’aptitude au titre du paragraphe 28(3), conformément aux exigences de la présente partie et conformément au manuel d’exploitation visé à l’article 157.

Manuel d’exploitation

157 (1) L’exploitant élabore, à l’égard de chaque installation, un manuel d’exploitation qui présente ou incorpore par renvoi les documents et renseignements suivants :

Plate-forme flottante — renseignements additionnels

(2) S’agissant d’une plate-forme flottante, le manuel d’exploitation comprend également :

Plate-forme extracôtière mobile — renseignements additionnels

(3) S’agissant d’une plate-forme extracôtière mobile auto-élévatrice, le manuel d’exploitation comprend également :

Tenue à jour

(4) L’exploitant veille à ce que le manuel d’exploitation soit tenu à jour.

Programmes

158 (1) L’exploitant élabore les programmes ci-après afin d’assurer l’intégrité continue de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, à compter de sa mise en service jusqu’à son abandon ou son enlèvement de la zone extracôtière :

Mise en œuvre et mise à jour

(2) Il veille à ce que ces programmes soient mis en œuvre et mis à jour périodiquement.

Programme de maintenance

159 (1) Le programme de maintenance prévoit les politiques et procédures d’inspection, de surveillance, de mise à l’essai et d’entretien de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, qui sont nécessaires pour assurer la sécurité, protéger l’environnement et prévenir le gaspillage.

Exigences

(2) Le programme répond aux exigences suivantes :

Programme de préservation

160 (1) Le programme de préservation prévoit les mesures nécessaires pour assurer l’intégrité de tout équipement qui est mis hors service et entreposé en vue d’une utilisation future.

Inspection périodique

(2) Le programme prévoit l’inspection périodique de l’équipement entreposé en vue d’en vérifier l’intégrité et de faire en sorte qu’il soit propre à l’usage auquel il est destiné s’il est mis en service.

Programme de contrôle de poids

161 Le programme de contrôle de poids prévoit les mesures nécessaires pour que le poids et le centre de gravité de chaque installation respectent rigoureusement les limites d’exploitation de celle-ci.

Élément essentiel à la sécurité — réparation, remplacement ou modification

162 (1) Le titulaire du certificat d’aptitude veille à ce qu’aucun élément essentiel à la sécurité ne soit ni réparé, ni modifié, ni remplacé et à ce qu’aucun équipement susceptible de modifier la conception, le rendement ou l’intégrité d’un tel élément ne soit apporter à bord de l’installation sans que l’autorité et le délégué à la sécurité n’en soient avisés au préalable.

Approbation préalable

(2) Le titulaire du certificat d’aptitude veille à l’obtention de l’approbation de l’autorité avant toute réparation ou modification de l’élément essentiel à la sécurité.

Vérification

(3) Le titulaire du certificat d’aptitude veille à ce que l’élément essentiel à la sécurité ayant fait l’objet d’une réparation ou d’une modification ne soit pas mis en marche jusqu’à ce que l’autorité l’ait vérifié et ait :

Réparation et modification en cas d’urgence

(4) En cas d’urgence, les paragraphes (2) et (3) ne s’appliquent pas si le chargé de projet estime que le temps nécessaire pour que le titulaire réponde aux exigences prévues à ces paragraphes met en danger l’environnement ou les personnes se trouvant dans l’installation.

Vérification en cas d’urgence

(5) Dans le cas d’une réparation ou d’une modification d’urgence, l’élément essentiel à la sécurité fait l’objet de la vérification visée au paragraphe (3) dès que les circonstances le permettent.

Non-application

(6) Le présent article ne s’applique pas dans le cas d’ajustements ou de mises à l’essai d’un raccord de chaudière ou de système sous pression.

Puits

Systèmes liés aux fluides de forage

163 L’exploitant veille à ce que :

Tube prolongateur de forage

164 (1) L’exploitant veille, pendant toute la durée des travaux relatifs au puits, à ce que chaque tube prolongateur de forage puisse :

Support du tube prolongateur de forage

(2) Il veille à ce que le tube prolongateur de forage soit supporté de manière à compenser efficacement les charges résultant du mouvement de l’installation, du fluide de forage ou de la colonne d’eau.

Analyse du tube prolongateur de forage

(3) Il veille à ce que soient effectuées une analyse du tube prolongateur de forage et, dans le cas d’une plate-forme flottante qui utilise un système de positionnement dynamique, une analyse des points faibles du tube prolongateur et à ce que ces analyses soient approuvées par l’autorité relativement à l’installation.

Soupape de sécurité souterraine à sûreté intégrée

165 (1) L’exploitant veille à ce que le puits d’exploitation achevé soit muni d’une soupape de sécurité souterraine à sûreté intégrée qui :

Soupape supplémentaire

(2) Il veille à ce que le puits d’exploitation achevé qui se trouve sur une plate-forme fixe et qui a des capacités d’injection, de production ou de levage par poussée de gaz dans l’annulaire-A soit muni, sur cet annulaire, d’une soupape de sécurité à sûreté intégrée supplémentaire.

Exigence

(3) Il veille à ce que toutes les soupapes de sécurité à sûreté intégrée soient conçues, installées, mises à l’essai, entretenues et utilisées de manière à empêcher tout écoulement non maîtrisé du puits à leur activation.

Matériel tubulaire, arbres et têtes de puits

166 (1) L’exploitant veille à ce que le matériel tubulaire des puits, les arbres et les têtes de puits soient utilisés conformément aux règles de l’art en matière d’ingénierie.

Environnement acide

(2) Il veille à ce que le matériel tubulaire des puits, les arbres et les têtes de puits susceptibles d’être exposés à un environnement acide puissent fonctionner de façon sécuritaire dans un tel environnement.

Fonctionnement efficace et sécuritaire

(3) Il veille à ce que l’équipement lié à la tête de puits et à l’arbre, notamment toute soupape, soit conçu et entretenu de manière à fonctionner efficacement et de façon sécuritaire tout au long du cycle de vie du puits et sous toutes les charges auxquelles celui-ci pourrait être soumis.

Équipement pour les essais d’écoulement de formation

167 (1) L’exploitant veille à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation soit conçu de manière à maîtriser en toute sécurité la pression du puits, à évaluer la formation et à prévenir la pollution.

Pression nominale

(2) Il veille à ce que la pression nominale de fonctionnement de l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation, au niveau du collecteur d’essai du puits et en amont de celui-ci, soit supérieure à la pression statique maximale prévue.

Surpression

(3) Il veille à ce que tout équipement se trouvant en aval du collecteur d’essai du puits soit protégé contre la surpression.

Soupape de sécurité de fond — puits d’exploitation

(4) Il veille, dans le cas d’un puits d’exploitation, à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation comprenne une soupape de sécurité de fond qui permet la fermeture du train de tiges d’essai au-dessus de la garniture d’étanchéité.

Soupape de sécurité de fond — puits d’exploration ou de délimitation

(5) Il veille, dans le cas d’un puits d’exploration ou d’un puits de délimitation foré dans une structure géologique, à ce qu’une soupape de sécurité de fond soit installée avant qu’il soit procédé aux essais d’écoulement de formation, sauf si, à la fois :

Arbre d’essai sous-marin

(6) L’exploitant veille à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation dans un puits foré à l’aide d’une unité de forage flottante comporte un arbre d’essai sous-marin muni :

Pipelines

Intégrité des pipelines — normes

168 (1) L’exploitant veille à ce que les pipelines soient conçus, construits, installés, exploités et entretenus conformément à la norme Z662 du Groupe CSA, intitulée Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz, en ce qui a trait aux canalisations extracôtières.

Programme de gestion de l’intégrité

(2) Il veille à ce que le programme de gestion de l’intégrité des réseaux de canalisation prévu par la même norme soit mis en œuvre et mis à jour périodiquement.

Surveillance des installations, puits et pipelines

Surveillance des systèmes

169 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée, dans le centre de commande principal, d’un système centralisé de surveillance des systèmes dont la défaillance pourrait causer un événement accidentel ou du gaspillage ou y contribuer.

Gestion des systèmes connexes

(2) Il veille à ce que toutes les fonctions d’alarme, de sécurité, de surveillance, d’avertissement et de commande liées aux systèmes surveillés visés au paragraphe (1) soient gérées de manière à prévenir tout incident à signaler et tout gaspillage.

Suspension

(3) Lors de la suspension ou de la détection d’une dégradation de toute fonction visée au paragraphe (2), l’exploitant veille à ce que l’utilisation du système auquel la fonction est liée soit suspendue :

Personnes concernées informées

(4) Il veille à ce que les personnes concernées soient informées lorsqu’une fonction visée au paragraphe (2) a été suspendue et lorsqu’elle est remise en service.

Détérioration

170 (1) L’exploitant avise sans délai le délégué à la sécurité de toute détérioration de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, d’un pipeline, d’un puits, d’un navire ou d’un véhicule de service, si cette détérioration est susceptible de nuire à la sécurité ou à l’environnement.

Avis à l’autorité

(2) Il avise également l’autorité sans délai si l’installation, notamment ses systèmes et équipements, le pipeline ou la partie du puits en cause est visé par le plan de travail prévu à l’article 31.

Correction de la dégradation

(3) L’exploitant veille à ce que soit corrigée sans délai toute dégradation de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, du pipeline, du puits, du navire ou du véhicule de service, si la dégradation est susceptible de nuire à la sécurité ou à l’environnement.

Mesures d’atténuation

(4) S’il est impossible de corriger la dégradation sans délai, l’exploitant veille à ce que les exigences suivantes soient remplies :

Non-application

(5) Les paragraphes (3) et (4) ne s’appliquent pas dans le cas d’un élément essentiel à la sécurité.

PARTIE 11
Opérations de soutien

Véhicule de service

171 (1) L’exploitant veille, à l’égard de l’installation où des personnes se trouvent habituellement :

Exigences

(2) Le véhicule de service visé au paragraphe (1) :

Distance exigée dépassée

(3) Si le véhicule de service se trouve à une distance supérieure à celle visée à l’alinéa (1)a), le chargé de projet et la personne responsable du véhicule de service consignent ce fait et indiquent la raison pour laquelle la distance ou la durée du trajet n’a pas été respectée.

Capitaine du navire

(4) Durant toute activité ou dans toute situation visées à l’alinéa (1)b) ou dans toute autre activité ou situation qui présente un risque accru pour la sécurité de l’installation, le capitaine du navire, sous la direction du chargé de projet, tient le véhicule à proximité de l’installation, maintient ouvertes les voies de communication avec celle-ci et se tient prêt à mener une opération de sauvetage.

Canot de secours — navire

172 L’exploitant veille, à l’égard de tout navire utilisé dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique, d’un programme environnemental, d’un projet de plongée ou de travaux de construction, à ce qu’un canot de secours soit disponible et prêt à être utilisé en cas d’urgence.

Aire de sécurité

173 (1) Aucun véhicule de service ne peut entrer dans l’aire de sécurité autour d’une installation ou autour d’un navire utilisé dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique, d’un programme environnemental ou d’un projet de plongée sans le consentement du chargé de projet ou de la personne responsable de l’emplacement des opérations.

Navire ou aéronef en approche — avis

(2) L’exploitant veille à ce que les responsables de tout navire ou aéronef qui s’approche de l’aire de sécurité soient avisés des limites de cette aire et de tout danger qu’elle présente et qui est lié à l’installation ou au navire de l’exploitant.

Limites — installation

(3) L’aire de sécurité autour d’une installation est formée de la superficie se trouvant dans les cinq cents mètres à l’extérieur du périmètre de l’installation; si des composants de l’installation dépassent ce périmètre, les cinq cents mètres sont comptés à partir de la limite extérieure du composant qui le dépasse le plus.

Limites — navire

(4) L’aire de sécurité autour du navire visé au paragraphe (1) et de tout équipement qui lui est attaché est formée de la superficie qui permet de réduire au minimum les risques pour la sécurité, pour l’environnement et pour tout bien situé à proximité, notamment les bateaux et les engins de pêche.

Aire d’atterrissage

174 (1) L’exploitant veille à ce que l’aire d’atterrissage pour aéronefs, faisant partie d’une installation ou d’un navire, ainsi que les équipements qui y sont utilisés, ou qui sont autrement employés à l’appui des décollages et des atterrissages des aéronefs, soient conçus d’une manière qui permet d’assurer la sécurité et la protection de l’environnement et de prévenir tout incident ou dommage pouvant résulter de l’utilisation d’un aéronef.

Exigences

(2) Il veille à ce que l’aire d’atterrissage soit :

Réservoir de carburant

(3) L’exploitant veille à ce que tout réservoir de carburant à proximité de l’aire d’atterrissage soit entreposé dans un lieu sûr et protégé de tout dommage, impact ou incendie.

Procédures

175 L’exploitant veille à ce que soient établis des procédures à l’appui des opérations des aéronefs, notamment des procédures d’intervention d’urgence, ainsi qu’un programme de formation du personnel à cet égard.

Fournisseur de services d’aéronefs

176 L’exploitant veille à ce que, avant le début de toute opération exigeant l’utilisation d’un aéronef, le fournisseur de services d’aéronefs accepte par écrit les conditions relatives à l’utilisation des équipements des aires d’atterrissage, les procédures à l’appui des opérations des aéronefs, notamment les procédures d’intervention d’urgence, ainsi que le programme de formation du personnel à cet égard.

Classification

177 L’exploitant veille à ce que tout navire de soutien ou navire de construction utilisé en lien avec une installation soit visé par un certificat de classification valide délivré par une société de classification selon l’activité menée par le navire.

PARTIE 12
Avis, dossiers, rapports et autres renseignements pour les activités autorisées

Généralités

Définition de point de tir

178 Dans la présente partie, point de tir s’entend de l’emplacement, en surface, d’une source d’énergie sismique.

Incidents à signaler

179 (1) L’exploitant avise l’Office de tout incident à signaler dès que les circonstances le permettent, mais au plus tard vingt-quatre heures après le moment où il en a pris connaissance.

Enquête

(2) Il veille au respect des exigences suivantes :

Accessibilité des dossiers

180 L’exploitant veille à ce que les dossiers qui sont nécessaires pour répondre aux exigences opérationnelles et aux exigences prévues par le présent règlement soient facilement accessibles à l’Office pour examen.

Renseignements essentiels

181 (1) L’exploitant veille à ce que soient tenus des dossiers contenant les renseignements essentiels à la sécurité, à la protection de l’environnement ou à la prévention du gaspillage, notamment, s’ils sont pertinents :

Périodes de conservation

(2) L’exploitant conserve les dossiers pendant :

Rapport sur la sécurité

182 (1) L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date de la fin ou de la suspension des activités autorisées, un rapport sur la sécurité faisant état des activités menées durant l’année civile en cause ou, dans le cas des activités qui se poursuivent au cours de l’année civile suivante, au plus tard le 31 mars de cette année-là, un rapport sur la sécurité faisant état des activités menées dans l’année civile précédente.

Exigences

(2) Le rapport sur la sécurité comprend :

Rapports annuels

183 L’exploitant veille à ce que l’Office soit prévenu, au moins une fois par an, de tout rapport renfermant des renseignements utiles sur des études ou des travaux de recherche appliquée auxquels il a participé, qu’il a financés ou commandés concernant ses activités autorisées en ce qui a trait à la sécurité, à la protection de l’environnement ou à la gestion des ressources; il veille également à ce qu’une copie en soit remise à l’Office sur demande.

Programmes géoscientifiques, géotechniques et environnementaux

Avis — dates clés

184 Lorsqu’un programme géoscientifique, un programme géotechnique ou un programme environnemental débute ou est achevé, suspendu ou annulé par l’exploitant, ce dernier avise sans délai, par écrit, l’Office de la date du début, de la fin, de la suspension ou de l’annulation du programme.

Rapports hebdomadaires

185 (1) L’exploitant veille à ce que soient remis à l’Office des rapports hebdomadaires qui font état de l’avancement des travaux sur le terrain effectués dans le cadre des programmes géoscientifiques, des programmes géotechniques ou des programmes environnementaux, et ce, du début du programme jusqu’à sa fin, sa suspension ou son annulation.

Contenu des rapports

(2) Les rapports hebdomadaires comprennent les documents et renseignements suivants :

Rapport environnemental — programmes

186 L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date de la fin ou de la suspension de tout programme géoscientifique, de tout programme géotechnique ou de tout programme environnemental, un rapport environnemental qui comprend les documents et renseignements suivants :

Rapports finaux

187 (1) L’exploitant veille à ce qu’un rapport final sur les activités, un rapport final sur le traitement des données et un rapport final d’interprétation soient remis à l’Office, accompagnés des données acquises pertinentes visées au paragraphe (5), dans les douze mois suivant la date de la fin de tout programme géoscientifique, tout programme géotechnique ou tout programme environnemental, sauf si une période plus longue a été convenue par écrit avec l’Office.

Contenu du rapport final sur les activités

(2) Le rapport final sur les activités comprend les documents et renseignements suivants :

Contenu du rapport final sur le traitement des données

(3) Le rapport final sur le traitement des données comprend les documents et renseignements suivants :

Contenu du rapport final d’interprétation

(4) Le rapport final d’interprétation comprend les documents et renseignements ci-après, s’ils sont pertinents :

Données acquises

(5) Les données acquises ci-après accompagnent les rapports finaux si elles sont pertinentes :

Incorporation des données antérieures

(6) L’exploitant incorpore à toute carte visée à l’alinéa (4)b) qui est incluse dans le rapport final d’interprétation les données qu’il a antérieurement recueillies et qui se rapportent à l’aire visée par la carte et sont d’un type semblable à celui des données à partir desquelles la carte a été établie.

Exception — données rendues disponibles

188 (1) L’exploitant qui a mené un programme géoscientifique, un programme géotechnique ou un programme environnemental n’est pas tenu de fournir le rapport final d’interprétation si les données acquises dans le cadre du programme sont rendues disponibles à l’achat par le public ou pour qu’elles soient utilisées en vertu d’une licence.

Données non disponibles

(2) Si l’exploitant cesse de rendre les données disponibles à l’achat par le public ou pour qu’elles soient utilisées en vertu d’une licence, il veille à ce que le rapport final d’interprétation soit remis à l’Office dans les douze mois suivant la date de cessation.

Achat de données

189 (1) Tout acheteur des données visées au paragraphe 188(1) et acquises dans une aire visée par un titre, au sens de l’article 47 de la Loi, remet à l’Office un rapport final d’interprétation comprenant les documents et renseignements pertinents visés au paragraphe 187(4) si le coût d’achat des données sera porté au crédit d’un dépôt ou d’autres dépenses à l’égard du titre.

Rapport de l’acheteur des données

(2) Lorsque l’acheteur a retraité ou réinterprété les données et que le coût du retraitement ou de la réinterprétation sera porté au crédit d’un dépôt ou d’autres dépenses à l’égard du titre, il remet à l’Office le rapport final sur le traitement des données qui comprend les documents et renseignements visés au paragraphe 187(3) et le rapport final d’interprétation qui comprend les documents et renseignements pertinents visés au paragraphe 187(4), le tout accompagné des données acquises pertinentes visées au paragraphe 187(5).

Moment pour soumettre les rapports et les données

(3) L’acheteur remet à l’Office les rapports et les données visés aux paragraphes (1) et (2) avant que les coûts qui y sont mentionnés ne soient crédités.

Avis au délégué à l’exploitation

(4) Toute personne qui a remis un rapport visé par le présent article signale sans délai au délégué à l’exploitation, à l’égard des données relatives aux points de tir ou à l’emplacement des stations, toute erreur ou omission relevée ou toute correction apportée après la remise du rapport.

Forage et production

Indication du nom

190 Au moment de la présentation à l’Office de renseignements relatifs à un puits, à un gisement, à une couche ou à un champ en application du présent règlement, l’exploitant indique le nom qui est attribué à celui-ci en vertu de l’article 59 ou de l’alinéa 60b), selon le cas.

Résultats, données, analyses et schémas

191 (1) L’exploitant veille à ce que soit remise à l’Office une copie des résultats, données, analyses et schémas définitifs fondés sur les travaux relatifs au puits, notamment sur les activités suivantes :

Délai de remise

(2) Sauf s’il en a été convenu autrement par écrit avec l’Office, l’exploitant veille à ce que la copie soit remise dans les soixante jours suivant la date de la fin de l’activité à laquelle les résultats, les données, les analyses et les schémas se rapportent.

Arpentage

192 (1) L’exploitant veille à ce qu’un arpentage certifié par le titulaire d’un permis en vertu de la Loi sur les arpenteurs des terres du Canada soit effectué pour confirmer l’emplacement de chaque puits et de chaque ouvrage de production.

Copie du plan d’arpentage

(2) Il veille :

Renseignements essentiels

193 (1) Les dossiers à tenir au titre de l’article 181 comprennent, dans le cas des opérations de forage ou de production, des dossiers contenant les documents et renseignements suivants :

Périodes de conservation

(2) L’exploitant conserve les dossiers visés au paragraphe (1) pendant :

Dossier quotidien relatif à la production

194 (1) L’exploitant veille à ce qu’un dossier quotidien relatif à la production soit tenu à l’égard du champ dans lequel le gisement ou le puits est situé, jusqu’à l’abandon de ce champ et l’offre à l’Office avant de le détruire.

Contenu

(2) Le dossier quotidien relatif à la production contient les renseignements et documents ci-après à l’égard de chaque jour :

Rapport et dossiers sur les essais d’écoulement de formation

195 L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

Projet pilote

196 (1) L’exploitant veille à ce que des rapports écrits relatifs aux évaluations provisoires du projet pilote visé à l’article 81 soient remis à l’Office aux intervalles visés à l’alinéa 81(2)b).

Rapport final

(2) Au terme du projet pilote, l’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office un rapport qui comprend :

Rapports quotidiens

197 L’exploitant veille à ce que soit remis quotidiennement à l’Office :

Rapport mensuel de production

198 L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office un rapport résumant les données de production du mois au plus tard le quinzième jour du mois suivant.

Dossiers et rapports concernant les puits

199 (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

Contenu du dossier de cessation des travaux

(2) Le dossier visé à l’alinéa (1)a) décrit la manière dont le puits a été abandonné, achevé ou remis en production, ou l’exploitation de celui-ci suspendue, et comprend un schéma du puits qui illustre la nature et l’emplacement des bouchons utilisés pour l’abandonner ou suspendre son exploitation ou l’équipement utilisé pour effectuer l’achèvement ou la remise en production.

Contenu des rapports

(3) Les rapports visés aux alinéas (1)b) à d) contiennent un dossier sur tous les renseignements opérationnels, techniques, pétrophysiques, géophysiques et géologiques concernant les travaux relatifs au puits, notamment les problèmes survenus au cours de ceux-ci et les résultats des tests de pression de fracturation ou des essais d’intégrité de la formation visés à l’article 70.

Effet du reconditionnement ou de l’intervention

(4) Le rapport visé à l’alinéa (1)b) décrit tout effet du reconditionnement ou de l’intervention sur le rendement du puits, notamment sur la productivité, l’injectivité et la récupération des hydrocarbures.

Rapport environnemental — forage

200 L’exploitant veille, à l’égard de tout programme de forage dans le cadre duquel un puits d’exploration ou un puits de délimitation est foré, à ce que soit remis à l’Office, dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date visée aux sous-alinéas 199(1)a)(i), (ii) ou (iii), selon le cas, un rapport environnemental qui comprend les documents et renseignements suivants :

Rapport environnemental annuel — production et pipeline

201 L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, au plus tard le 31 mars de chaque année, à l’égard de chaque projet de production ou projet de pipeline, un rapport environnemental sur l’année civile précédente qui comprend les documents et renseignements suivants :

Rapport annuel de production

202 L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, au plus tard le 31 mars de chaque année, un rapport annuel de production ayant trait à tout gisement, à tout champ ou à toute couche et comprenant les renseignements qui démontrent de quelle manière l’exploitant gère et entend gérer sans gaspillage les ressources produites, notamment :

Dossier relatif à l’évacuation de gaz

203 L’exploitant veille à ce que soit tenu un dossier de chaque évacuation de gaz visée à l’alinéa 82c) qui comprend les renseignements suivants :

Dossier relatif aux compresseurs

204 L’exploitant veille à ce que soit tenu un dossier relatif aux compresseurs visés au paragraphe 84(1) comprenant les documents et renseignements suivants :

Dossier relatif aux émissions fugitives

205 L’exploitant veille à ce que soit tenu un dossier relatif à la détection des émissions fugitives provenant des installations comprenant, pour chaque émission détectée, les renseignements suivants :

Période de conservation

206 L’exploitant veille à ce que les dossiers visés aux articles 203 à 205 soient conservés pendant cinq ans après la date de leur création.

Projets de plongée ou activités de construction

Rapports hebdomadaires

207 (1) L’exploitant veille à ce que soient remis à l’Office des rapports hebdomadaires qui font état de l’avancement de tout projet de plongée ou de toute activité de construction.

Contenu des rapports

(2) Les rapports hebdomadaires comprennent les documents et renseignements suivants :

PARTIE 13
Abrogations et entrée en vigueur

Abrogations

208 Les règlements ci-après sont abrogés :

Entrée en vigueur

Huit mois après la publication

209 Le présent règlement entre en vigueur le jour qui, dans le huitième mois suivant le mois de sa publication dans la Partie II de la Gazette du Canada, porte le même quantième que le jour de sa publication ou, à défaut de quantième identique, le dernier jour de ce huitième mois.

ANNEXE 1

(divisions 28(1)b)(ii)(A) et (B) et (iii)(B))

Certificat d’aptitude

PARTIE 1
Dispositions du présent règlement

PARTIE 2
Dispositions du Règlement sur la santé et la sécurité au travail dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

ANNEXE 2

(sous-alinéa 31(3)b)(iii))

Vérification des exigences liées au certificat d’aptitude

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie des règlements.)

Résumé

Enjeux : Les neuf règlements sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière qui régissent les activités pétrolières dans les zones extracôtières Canada–Terre-Neuve-et-Labrador (Canada–T.-N.-L.) et Canada–Nouvelle-Écosse (Canada–N.-É.) n’ont pas été entièrement mis à jour depuis plus de 35 ans. Ces règlements comprenaient de nombreuses dispositions qui utilisaient un langage normatif, exigeaient l’utilisation de technologies et/ou de méthodologies dépassées et incorporaient par renvoi un certain nombre de normes et de codes obsolètes. Leur nature trop prescriptive et leur manque de flexibilité inhérente ont eu une incidence négative sur l’efficacité et l’efficience du cadre de réglementation.

Les nombreuses dispositions incluses ne tenant plus compte de certains risques, le manque de clarté de la réglementation et des contrôles prescrits dépourvus de pertinence ont conféré au règlement-cadre canadien sur les opérations relatives aux hydrocarbures en zones extracôtières une réputation d’inefficacité et mettaient en péril la compétitivité du secteur pétrolier canadien en zones extracôtières.

Description : Les nouveaux règlements-cadres sur les opérations pétrolières dans les zones extracôtières Canada–T.-N.-L. et Canada–N.-É. (ci-après dénommés « les règlements ») abrogent neuf règlements sur les opérations pétrolières dans les zones extracôtières et les remplacent par un « règlement-cadre » dans chacune des zones extracôtières Canada–T.-N.-L. et Canada–N.-É. Ces règlements compléteront les règlements entrés en vigueur en 2022 concernant la santé et la sécurité au travail dans les deux zones extracôtières. Comportant treize parties, cette réglementation aborde des aspects essentiels des activités pétrolières extracôtières, allant des autorisations générales et des approbations aux mises hors service et fermetures, notamment les exigences techniques liées aux activités de forage, de production, d’études géophysiques et géotechniques et de plongée.

Ces règlements établissent des exigences modernes en matière de sécurité, de protection de l’environnement et de gestion des ressources, qui reflètent les autres législations relatives aux zones extracôtières, ainsi que les normes et codes industriels nationaux et internationaux. Ils codifient également les pratiques exemplaires du secteur et les mesures d’atténuation essentielles imposées par les organismes de réglementation en zones extracôtières en vertu d’autres instruments réglementaires.

Ces règlements établissent une approche plus neutre sur le plan technologique offrant des voies contrôlées permettant aux exploitants d’utiliser les technologies ou les méthodes les plus avancées, et de choisir des approches innovatrices améliorant la sécurité en zone extracôtière.

Les parties 2 à 5 de l’annexe 1 du Règlement sur les sanctions administratives pécuniaires en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada – Terre-Neuve-et-Labrador et du Règlement sur les sanctions administratives pécuniaires en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada – Nouvelle-Écosse (règlements sur les SAP) seront remplacées dans le cadre de ce train de mesures réglementaires. Les règlements sur les SAP fournissent aux organismes de réglementation en zones extracôtières un outil complétant leur régime existant en matière de conformité et d’application. Ils visent à promouvoir le respect des exigences législatives et réglementaires. Les annexes existantes renvoient aux exigences réglementaires des neuf règlements relatifs aux hydrocarbures dans les zones extracôtières qui seront abrogés. Ces modifications corrélatives garantissent que les annexes font référence aux exigences réglementaires appropriées des règlements-cadres.

Justification : Les règlements créent un ensemble moderne de règlements techniques qui optimisent la sécurité opérationnelle, la protection de l’environnement et la gestion des ressources. Ils maintiennent la capacité de l’organisme de réglementation à faire respecter les exigences en matière de sécurité et de protection de l’environnement et facilitent les poursuites à l’encontre des parties réglementées en cas d’infraction.

L’élaboration et la conception de ces règlements représentent le point culminant d’un processus pluriannuel d’élaboration de règlements mené par Ressources naturelles Canada, Environnement et Changement climatique Canada, les gouvernements de Terre-Neuve-et-Labrador et de la Nouvelle-Écosse et les deux organismes de réglementation de la zone extracôtière. Cette réglementation a fait l’objet d’un vaste processus de mobilisation et de consultation; les intervenants ont eu de nombreuses occasions de fournir des commentaires tout au long des diverses étapes du processus d’élaboration de la réglementation.

Les répercussions quantifiées de la réglementation généreront un avantage actuel net de 6,56 millions de dollars entre 2024 et 2033 (actualisé à 2023 avec un taux de 7 %). La valeur actuelle totale des avantages quantifiés est de 7,43 millions de dollars et les coûts totaux en valeur actuelle sont de 0,86 million de dollars.

Les gouvernements de Terre-Neuve-et-Labrador et de la Nouvelle-Écosse ont convenu d’établir chacun des règlements provinciaux équivalents à cette réglementation et de respecter le régime de gestion conjointe de chaque zone extracôtière. La date d’entrée en vigueur est huit mois après la date de publication des règlements dans la Partie II de la Gazette du Canada pour permettre aux versions provinciales et fédérales des règlements d’entrer en vigueur simultanément et accorder aux exploitants et aux organismes de réglementation le temps nécessaire pour se préparer à la mise en œuvre.

Enjeux

La plupart des neuf règlements originaux régissant les activités pétrolières dans les zones extracôtières Canada–T.-N.-L. et Canada–N.-É., élaborés à la fin des années 1980 et au début des années 1990, sont obsolètes. Avec les progrès technologiques, les pratiques exemplaires de l’industrie et les nombreux enseignements tirés d’incidents survenus dans le monde, ces réglementations ont été jugées être un obstacle à l’amélioration continue, en raison de leur langage normatif, de technologies et/ou de méthodologies dépassées et de normes et codes obsolètes incorporés par renvoi.

En l’absence de réglementation révisée, les organismes de réglementation des zones extracôtières seraient obligés de continuer à appliquer des exigences réglementaires dépassées, ce qui imposerait aux exploitants d’apporter des modifications coûteuses à leurs installations et d’utiliser des équipements et des méthodes qui, dans de nombreux cas, sont inférieurs sur le plan technologique. En l’absence de réglementation révisée, l’organisme de réglementation de la zone extracôtière concernée continuerait à être inutilement inondé de demandes administratives d’autorisation de déroger à la réglementation (appelées « requêtes réglementaires ») au début d’une opération, puis à nouveau au cours des différentes étapes des activités. Étant donné le coût élevé de la plupart des modifications requises et compte tenu d’autres mesures ou d’autres approches ayant un effet égal ou supérieur, l’industrie a souvent recours à des requêtes réglementaires. Elles sont coûteuses et lourdes sur le plan administratif, tant pour les parties réglementées que pour les organismes de réglementation, qui doivent examiner et approuver ou rejeter chaque demande.

En l’absence d’une réglementation consolidée, les organismes de réglementation et les intervenants de l’industrie seraient obligés de se conformer à plusieurs exigences administratives faisant double emploi avec les règlements existants. Les divergences entre les versions française et anglaise et les termes contradictoires avec la loi habilitante sont également une source d’incertitude pour les parties réglementées et de difficultés juridiques en cas de poursuites. Cela réduit l’efficacité du régime réglementaire et rend le secteur pétrolier en zones extracôtières du Canada moins attrayant pour les investisseurs.

Contexte

Régime de gestion conjointe

Les zones extracôtières de Terre-Neuve-et-Labrador (T.-N.-L.) et de la Nouvelle-Écosse (N.-É.) sont uniques en ce sens qu’elles sont gérées de manière conjointe par le gouvernement fédéral et les gouvernements provinciaux. Ce cadre de gestion conjointe exige une législation et des règlements fédéraux et provinciaux équivalents pour les zones extracôtières Canada–T.-N.-L. et Canada–N.-É.

En 1985, le Canada et Terre-Neuve-et-Labrador ont conclu un accord pour la gestion conjointe des ressources pétrolières au large des côtes de cette province. Cette entente est mise en œuvre en vertu de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada – Terre-Neuve-et-Labrador et de son équivalent provincial. Les activités liées aux ressources d’hydrocarbures dans la zone extracôtière de T.-N.-L. sont régies par l’Office Canada – Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCTNLHE).

En 1986, le Canada et la Nouvelle-Écosse ont signé une entente similaire mise en œuvre en vertu de la Loi fédérale de mise en œuvre de l’Accord Canada – Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers et de son équivalent provincial. Ces lois ont établi l’Office Canada – Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (OCNEHE) pour réglementer les activités liées aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de cette province.

L’OCTNLHE et l’OCNEHE (les Offices) sont des organismes de réglementation conjoints indépendants qui réglementent au niveau des gouvernements fédéral et provinciaux sans lien de dépendance. Les Offices administrent le régime de réglementation sur les hydrocarbures extracôtiers pour assurer la santé et la sécurité des travailleurs extracôtiers et la protection de l’environnement, entre autres exigences législatives.

Après la promulgation des lois habilitantes, fédérales et provinciales, plusieurs règlements sont entrés en vigueur pour établir les exigences liées à l’exploitation pétrolière sécuritaire de ces zones extracôtières. Ces règlements ont établi les exigences en matière d’obtention de permis d’exploitation (1988), de données géophysiques et géotechniques (1995), de conception des installations (1995), des certificats de conformité associés (1995) et des activités de forage et production (2009).

Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières

En 2002, la Table ronde sur l’énergie de l’Atlantique a été établie, offrant un moyen aux gouvernements, à l’industrie extracôtière, aux organismes de réglementation et aux chefs syndicaux de collaborer afin de favoriser une industrie des hydrocarbures extracôtiers durable dans la région atlantique. Après les discussions sur les enjeux liés à la réglementation, la Table ronde a conclu au besoin d’un ensemble moderne de règlements régissant le secteur des hydrocarbures au Canada et fait aux partenaires gouvernementaux fédéraux et provinciaux la recommandation d’apporter de tels changements à la réglementation.

En 2005, l’Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières (IRRZPE ou l’Initiative) a été établie pour surveiller le processus de renouvellement et de modernisation de la réglementation. Cette initiative est menée par Ressources naturelles Canada (RNCan) et comprend la participation de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada (RCAANC), d’Environnement et Changement climatique Canada (ECCC), du ministère de l’Industrie, de l’Énergie et de la Technologie de T.-N.-L. et du ministère des Ressources naturelles et renouvelables de la N.-É. L’OCTNLHE, l’OCNEHE et la Régie de l’énergie du Canada (REC) ont été des partenaires réglementaires tout au long de cette initiative, apportant leur expertise technique et leur soutien aux gouvernements.

L’Initiative a pour objectif d’améliorer le cadre de la réglementation dans les zones pionnières et extracôtières canadiennes, en plus de soutenir la contribution de l’industrie pétrolière à l’économie et la compétitivité du Canada, en maintenant les normes les plus élevées de sécurité opérationnelle, de protection de l’environnement et de gestion des ressources.

Dans le cadre de l’Initiative, les partenaires gouvernementaux fédéraux et provinciaux ont modernisé le Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière, qui traite de la sécurité des activités de forage et de production. Ce règlement est entré en vigueur en 2009 et a remplacé le règlement désuet établi à la fin des années 1980. L’Initiative a également mené à l’élaboration de trois nouveaux règlements (le Règlement sur les sanctions administratives pécuniaires en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière, le Règlement sur le recouvrement des coûts en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière et le Règlement sur les exigences financières en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière) dans chaque zone extracôtière, en vue de la mise en œuvre de la Loi sur la sûreté et la sécurité en matière énergétique (2015) du gouvernement fédéral.

Après ces travaux, les partenaires gouvernementaux ont réorienté leurs efforts vers l’élaboration d’un ensemble moderne d’exigences opérationnelles pour les activités pétrolières pionnières et extracôtières, intégrées au « règlement-cadre » de chaque instance extracôtière canadienne. Ce règlement-cadre, décrit en détail dans les sections suivantes, est un ensemble modernisé et fusionné de règlements opérationnels dans les zones extracôtières Canada–T.-N.-L. et Canada–N.-É. Une proposition de réglementation subséquente, ciblant les activités pétrolières dans les zones pionnières et extracôtières du Canada en marge des deux zones visées par l’Accord, devrait être présentée en 2024.

Objectif

L’objectif principal est de créer un ensemble moderne de règlements techniques pour le secteur des hydrocarbures extracôtiers qui optimise la sécurité opérationnelle, la protection de l’environnement et la gestion des ressources en permettant le recours à des pratiques exemplaires et aux meilleures technologies. Un objectif secondaire est d’améliorer la clarté et l’efficacité de la réglementation tout en maintenant des normes élevées et la compétitivité du secteur pétrolier dans les zones extracôtières du Canada.

Description

Le règlement abroge neuf règlements et les remplace par un « règlement-cadre » consolidé et complet pour chacune des zones extracôtières Canada–T.-N.-L. et Canada–N.-É.

Les règlements étant abrogés comprennent les suivants :

La réglementation consolidée améliore le régime actuel fondé sur la gestion des activités pétrolières en reflétant, dans les exigences relatives à la sécurité, la protection de l’environnement et la gestion des ressources, les normes et codes nationaux et internationaux et en codifiant les pratiques exemplaires de l’industrie que les exploitants respectent actuellement sur une base volontaire ou que les Offices ont imposé comme obligatoires au moyen de directives ou de conditions d’autorisation.

Une approche plus neutre sur le plan technologique dans le cadre de la réglementation permet aux exploitants (après approbation de l’Office pertinent) d’utiliser les meilleures technologies et méthodes disponibles, et promeut des solutions innovatrices qui améliorent la sécurité en zone extracôtière.

La réglementation traite des principaux aspects des activités pétrolières en zone extracôtière, depuis les autorisations et approbations générales, y compris les exigences techniques liées à des types d’activités précis, jusqu’à la mise hors service et la fermeture. Les exigences et les thèmes principaux sont décrits ci-dessous.

Des modifications corrélatives sont également apportées aux règlements sur les SAP, afin de les harmoniser avec le nouveau règlement-cadre.

Autorisations et approbations

Les exigences relatives aux demandes d’autorisation ou d’approbation de mener toute activité pétrolière extracôtière sont présentées dans les parties 3 et 4. Ces parties portent principalement sur les exigences actuelles du Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière, mais étendent désormais la demande à toutes les activités pétrolières réglementées, au-delà des simples activités de forage et de production. Ces parties détaillent les exigences minimales relatives au système de gestion de l’exploitant et à ses plans en matière de sécurité, de protection de l’environnement, d’exploitation, de mise hors service et de fermeture, ainsi que ses plans d’intervention en cas d’urgence.

Cette réglementation étend les exigences d’un plan de mise hors service et de fermeture et codifie l’exigence de scénarios de vérification de puits; exigence que les Offices imposent actuellement comme condition d’approbation de tout puits.

Cette réglementation établit en outre les exigences en matière d’utilisation d’agents de traitement de déversement en cas de déversement. En 2015, la Loi sur la sûreté et la sécurité en matière énergétique a modifié la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada – Terre-Neuve-et-Labrador et la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada – Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers (Lois de mise en œuvre des Accords) pour donner aux Offices la capacité d’autoriser l’utilisation d’agents de traitement de déversement en cas de déversements pétroliers liés aux activités extracôtières d’exploration et de production. Cette réglementation renforce les mesures de protection de l’environnement en ce qui concerne les agents de traitement de déversement, en clarifiant les exigences à propos de l’avantage environnemental net relativement à l’autorisation et l’utilisation d’un agent de traitement de déversement pendant l’intervention en cas de déversement, en renforçant l’importance de valider l’efficacité des agents de traitement de déversement avant leur utilisation, en faisant en sorte que la demande d’agent de traitement de déversement soit faite par un personnel expérimenté de manière à assurer l’application efficiente et efficace et la sécurité de la mesure, en s’assurant que la surveillance de l’utilisation de l’agent de traitement de déversement s’appuie sur les pratiques exemplaires et en circonscrivant la capacité de mener un « essai à petite échelle » d’un agent de traitement de déversement, y compris son objectif, son échelle d’utilisation, sa disponibilité et sa mise en place. Conformément aux Lois de mise en œuvre des Accords, les éléments de cette réglementation portant sur l’utilisation d’un agent de traitement de déversement sont corecommandés par le ministre de l’Environnement.

Certificat de conformité

La partie 5 porte sur les exigences relatives à la certification (appelée certificat de conformité) par une autorité chargée de la certification stipulant qu’une installation de forage, de production, de logement ou de plongée convient aux fins prévues et est dans un état tel qu’elle peut être exploitée en toute sécurité.

Cette réglementation établit une nouvelle exigence pour un demandeur d’élaborer, en vue d’une acceptation par l’Office, un plan de certification qui détermine les codes et les normes que le demandeur propose d’utiliser pour satisfaire aux exigences de la réglementation portant sur la conception, la construction et l’entretien des installations, principalement décrites dans les parties 9 (Plongée) et 10 (Installations). En vertu de cette réglementation, le certificat de conformité s’appuie sur le plan de certification par le demandeur.

Cette nouvelle approche plus adaptable remplace l’approche utilisée dans le Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière, qui prévoyait que le certificat de conformité s’appuie sur les exigences très prescriptives établies par d’autres règlements, comme l’obsolète Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière.

Exigences techniques applicables à toutes les activités pétrolières

La partie 6 porte sur des exigences plus générales s’appliquant, dans les grandes lignes, à toutes les activités réglementées, y compris les exigences visant la sécurité et la protection de l’environnement, l’entreposage et la manutention des produits consommables (y compris les substances chimiques) et la mise en œuvre des plans exigés. Cette partie comprend principalement des dispositions révisées du Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière qui sont de nature plus fondamentale et dont le respect est attendu des parties réglementées entreprenant toute activité pétrolière extracôtière.

Programmes d’études géoscientifiques, géotechniques et environnementales

La partie 7 se concentre sur les exigences visant les programmes d’études géoscientifiques, géotechniques et environnementales. Elle traite de sujets similaires aux aspects abordés dans le Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche des hydrocarbures dans la zone extracôtière, mais a éliminé une grande partie du texte et des exigences limitatifs relatifs à l’équipement. Cette réglementation exige plutôt que l’équipement et les matériaux utilisés pour mener un programme d’études géoscientifiques, géotechniques ou environnementales soient manipulés, installés, inspectés, testés, entretenus et utilisés en tenant compte des directives du fabricant et des normes et pratiques exemplaires de l’industrie.

Forage et production

La partie 8 porte sur les activités de forage et de production, y compris les exigences relatives à l’évaluation des puits, l’intégrité du puits et la fermeture du puits, ainsi que sur la réduction des émissions. La partie 8 reprend en grande partie les exigences du Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière. Elle présente des obligations plus strictes en ce qui concerne les matériaux et les équipements utilisés pour le forage et la production, afin d’éviter les risques liés à la corrosion des puits induite par le sulfure d’hydrogène. De plus, cette réglementation établit de nouvelles limites en matière de rejet de gaz dans l’atmosphère ainsi que des exigences relatives aux compresseurs et à la détection et la réparation des fuites. Ces exigences rigoureuses ont été élaborées en consultation avec ECCC et sont comparables à celles du Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont).

Plongée

La partie 9 présente les exigences des projets de plongée, notamment les spécifications techniques et conceptuelles du navire et de toute embarcation légère de plongée à partir desquels l’activité de plongée serait déployée. Ces exigences établissent le fondement du plan de certification des installations de plongée, comme il est exigé dans la partie 5.

Installations

La partie 10 est la partie la plus substantielle de cette réglementation et prévoit les dispositions relatives à la conception, à la construction, à l’exploitation et à l’entretien des installations de forage, de production et de logement, y compris leur équipement et leurs systèmes.

Les changements les plus importants figurent dans cette partie, où un certain nombre de dispositions remplacent les exigences normatives du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière qui entravaient l’utilisation de technologies et de méthodologies plus récentes avec des requêtes réglementaires.

Cette réglementation établit un cadre plus robuste en matière de conception des installations, ancré dans une analyse technique complète et une évaluation des risques, et maintient une obligation continue d’assurer que le risque est réduit au niveau le plus bas raisonnablement faisable. Cette réglementation établit également l’obligation claire de l’exploitant de s’assurer que l’installation, y compris ses systèmes et son équipement, convient aux fins prévues d’utilisation et peut être exploitée en toute sécurité sans poser de menace aux personnes ou à l’environnement. Les exigences du programme d’assurance de la qualité sont améliorées et élaborées, imposant son application à chaque étape du cycle de vie d’une installation, de la conception jusqu’à sa mise hors service et sa fermeture.

Cette réglementation porte sur les mêmes domaines techniques que la réglementation précédente, mais confère à l’exploitant une plus grande flexibilité de choix des technologies et méthodologies les plus appropriées et convenables satisfaisant aux exigences de la réglementation. Les exigences liées à la conception de l’installation ont été harmonisées, dans la mesure du possible, avec les normes, pratiques exemplaires et codes nationaux et internationaux. La zone atlantique du Canada étant l’un des environnements d’exploitation les plus rudes au monde et pouvant être particulièrement éloignée (plus de 500 km de la côte), cette réglementation établit toujours volontairement des exigences plus rigoureuses que les exigences des normes et des codes internationaux. Parmi les exemples où cette réglementation établit des exigences plus strictes, notons les exigences facultatives du Mobile Offshore Drilling Unit (MODU) Code de l’Organisation maritime internationale (OMI) portant sur les stations de contrôle de ballast devenant obligatoires, de même qu’un plus grand nombre de bateaux de sauvetage que le nombre exigé dans la Convention internationale pour la sauvegarde de la vie humaine en mer (SOLAS) de l’OMI.

Les technologies et les méthodes choisies par l’exploitant et utilisées pour la conception de l’installation forment la base du plan de certification des installations de forage, de production et de logement, comme il est exigé à la partie 5.

La conception des installations peut incorporer des technologies innovatrices, pour autant que la sécurité de la nouvelle technologie puisse être soutenue par des études techniques, des essais de prototypes ou de modèles, et être validée par un tiers compétent. Dans ce cas, la partie réglementée doit également établir et mettre en œuvre un programme de certification de la technologie en vue d’une vérification continue de l’efficacité de cette technologie.

Enfin, cette réglementation limite la portée des exigences relatives à cette partie aux installations de forage, de production et de logement uniquement. Les exigences visant toute installation de plongée figurent à la partie 9.

Opérations de soutien

La partie 11 se concentre sur les opérations de soutien, comme la disponibilité de navires et d’aéronefs de soutien en cas d’urgence, et les exigences relatives à leur interaction sécuritaire avec une installation ou un navire utilisé pour les programmes d’études géophysiques, géotechniques et environnementales ou les programmes de plongée. Cette partie contient les exigences révisées du Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière, s’accompagnant d’une application élargie à toutes les activités pétrolières réglementées, le cas échéant.

Registres et production de rapports

La partie 12 décrit les exigences relatives à la tenue de registres, à la production de rapports sur les activités et les incidents, et aux enquêtes sur les incidents à signaler. Cette réglementation rassemble, dans une seule partie, toutes les dispositions visant les registres et la production de rapports exigés dans les règlements antérieurs et codifie les exigences en matière de tenue de registres et d’établissement de rapports qui existent dans la pratique actuelle et dans le cadre des exigences imposées par l’Office.

Modifications corrélatives

Cette réglementation modifie de manière corrélative le Règlement sur les sanctions administratives pécuniaires en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada – Terre-Neuve-et-Labrador et le Règlement sur les sanctions administratives pécuniaires en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada – Nouvelle-Écosse pour remplacer les parties 2 à 5 de l’annexe 1, qui renvoyaient aux dispositions des règlements antérieurs, par une nouvelle partie qui renvoie aux dispositions pertinentes de la présente réglementation.

Élaboration de la réglementation

Consultation

L’intention politique de cette réglementation a été soumise à un processus complet de mobilisation et de consultation d’intervenants au fil des différentes étapes du processus d’élaboration de la réglementation. En général, les intervenants ont exprimé leur appui à la mise à jour des règlements et l’industrie a particulièrement demandé que le Canada modernise sa réglementation pour la rendre similaire à la réglementation d’autres administrations, chefs de file en matière d’hydrocarbures extracôtiers (par exemple la Norvège, le Royaume-Uni et l’Australie).

Depuis 2016, des intervenants ont été consultés lors de forums bilatéraux et multilatéraux, y compris des tables rondes, sur la version provisoire de la réglementation. RNCan et ses partenaires provinciaux ont organisé des activités de mobilisation en mars et en juin 2016, ainsi qu’en juin 2017, sur divers aspects pour obtenir des commentaires sur l’ébauche de l’intention politique appuyant l’élaboration de la réglementation visant les deux zones extracôtières. Les occasions de mobilisation comprenaient des périodes de commentaires écrits ainsi que des séances en personne organisées à Ottawa (Ontario), St. John’s (Terre-Neuve-et-Labrador) et Halifax (Nouvelle-Écosse).

Les commentaires et conseils reçus lors de ces séances ont contribué à façonner l’intention politique finale, qui a été présentée lors d’une séance de mobilisation de suivi en mai 2018. Cette séance a permis aux partenaires gouvernementaux de démontrer aux intervenants que les commentaires reçus lors des premières étapes de mobilisation avaient été pris en compte et incorporés dans l’intention politique consolidée et dans les instructions relatives à l’ébauche du règlement-cadre consolidé.

Tout au long des diverses étapes du processus d’élaboration de la réglementation, 15 intervenants ont présenté des commentaires, notamment des associations représentant des exploitants et employeurs extracôtiers, la communauté locale de service et d’approvisionnement, des ingénieurs et des arpenteurs-géomètres, des autorités chargées de la certification, des experts-conseils de l’industrie, un groupe environnemental et une organisation de normalisation. Des groupes autochtones du Canada atlantique et du Québec ont été mobilisés dans le processus d’élaboration de la réglementation et des commentaires informels ont été reçus de la part de partenaires gouvernementaux et organismes de réglementation contributeurs. La nature et le contenu de la rétroaction dépendaient en grande partie de l’intervenant envoyant la soumission. La rétroaction reçue lors des périodes de consultation comprenait des questions, des commentaires et des suggestions de révisions pour améliorer la clarté, l’applicabilité et les dispositions administratives. Un certain nombre de commentaires particuliers sur des questions plus techniques ont également été pris en compte et traités.

De plus amples détails concernant les divers commentaires soumis au cours des premières périodes de consultation figurent dans la version du 18 juin 2022 de la Partie I de la Gazette du Canada. De plus, tous les commentaires officiels reçus sont disponibles sur le site Web de l’IRRZPE. Tous les commentaires reçus ont été examinés en consultation avec les partenaires provinciaux et des Offices des hydrocarbures extracôtiers; certains ont entraîné des modifications à l’intention politique qui ont éclairé l’ébauche de cette réglementation.

Le 18 juin 2022, le Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada – Terre-Neuve-et-Labrador proposé et le Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada – Nouvelle-Écosse proposé ont été publiés au préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada suivi d’une période de commentaires de 30 jours. Au total, 99 commentaires ont été reçus dans 6 soumissions d’intervenants, dont une association de l’industrie représentant les exploitants extracôtiers (l’Association canadienne des producteurs pétroliers ou l’ACPP), deux autorités chargées de la certification, deux entreprises de génie et le Fonds mondial pour la nature (WWF). De plus, des commentaires informels ont été reçus de la part d’organismes de réglementation partenaires contributeurs. La rétroaction reçue comprenait des questions, des commentaires et des suggestions de modification du texte des règlements, afin d’améliorer la clarté des exigences, leur applicabilité et d’autres dispositions administratives. Tous les commentaires reçus ont été examinés en consultation avec les partenaires provinciaux et des Offices; certains entraînant des modifications aux règlements. La rétroaction reçue et la réponse de RNCan et des partenaires provinciaux figurent sur le site Web de l’IRRZPE.

Les paragraphes suivants résument la rétroaction reçue au cours de la période de publication préalable, ainsi que les réponses de RNCan et de ses partenaires provinciaux et les modifications en découlant.

Commentaires concernant l’interprétation (termes définis), le système de gestion et les autorisations

L’ACPP a formulé des commentaires qui ont entraîné des modifications dans les sections relatives aux termes définis, au système de gestion et aux autorisations. Bon nombre de ces changements visaient à clarifier la formulation des règlements. Deux exigences ont été supprimées, car elles ont été jugées inutiles : l’obligation de soumettre une déclaration signée pour le système de gestion et l’obligation de soumettre des dispositions contractuelles pour une installation de forage de puits de secours. Le système de gestion est une exigence réglementaire et une déclaration signée n’a pas été jugée nécessaire pour garantir la conformité. La soumission d’accords contractuels pour les installations de forage de puits de secours n’est pas une pratique courante et n’était pas censée constituer un changement de politique dans les règlements.

Commentaires sur le certificat de conformité

Le Lloyd’s Register et l’ACPP ont formulé des commentaires sur le plan de certification et sur la manière dont les dispositions relatives à la réduction des risques étaient présentées. Le règlement a été révisé, de sorte que les dispositions relatives à la réduction des risques soient déplacées dans les sections relatives au plan de sécurité et/ou au plan de protection de l’environnement, selon le cas.

Commentaires concernant le forage et la production

Les exigences du règlement relatives au rejet de gaz ont été élaborées en collaboration avec ECCC. Pour assurer la cohérence avec le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont), comme l’a demandé l’ACPP dans ses commentaires, une définition du rejet ou évacuation de gaz a été ajoutée au Règlement.

Commentaires concernant les installations, les puits et les pipelines

Un certain nombre d’intervenants (ACPP, Aker Solutions et DNV) ont formulé des commentaires concernant les exigences relatives aux installations, aux puits et aux pipelines, ce qui a entraîné de petites modifications, mais significatives du règlement, la plupart d’entre elles visant à garantir que le règlement reflète les normes et les pratiques courantes de l’industrie, ou à apporter davantage de clarté.

En ce qui concerne l’évacuation et le sauvetage, par exemple, des changements ont été apportés aux sorties, aux accès et aux voies d’évacuation, afin de veiller à ce que les itinéraires reflètent les normes du secteur. En ce qui concerne les appareils de sauvetage, la référence à la condition de tempête annuelle a été supprimée et la référence à la « capacité combinée » a été modifiée pour plus de clarté.

En ce qui concerne l’alimentation électrique de secours, une modification a été apportée de sorte que les exigences relatives aux pompes de ballast sur l’alimentation de secours ne s’appliquent qu’aux unités à colonnes stabilisées. Ceci est conforme aux normes industrielles, car les pompes de ballast d’autres unités ne sont pas toujours alimentées par le système d’alimentation électrique de secours.

En ce qui concerne les plateformes flottantes, un autre moyen de contrôle de l’intégrité des lignes d’amarrage est désormais autorisé par le règlement; des modifications ont été apportées pour garantir la clarté du règlement en ce qui concerne les exigences relatives à une déconnexion d’urgence en cas de besoin.

Enfin, les règlements ont été révisés de manière à ce qu’il soit plus clair qu’un exploitant peut utiliser des systèmes de torchage ouverts ou fermés.

L’ACPP n’était pas d’accord avec l’exigence réglementaire d’un système automatisé fixe d’extinction d’incendie dans la zone d’hébergement et a consulté les deux autorités de certification avant de présenter sa demande à ce sujet. Les autorités de certification conviennent que l’exigence d’un système fixe d’extinction des incendies va au-delà de ce qui est exigé dans d’autres secteurs de compétence. Cette question a fait l’objet de nombreuses consultations avec l’ACPP et a été examinée attentivement par les partenaires des gouvernements fédéral et provinciaux. Les préoccupations étaient que l’exigence d’un système d’extinction automatique fixe entraînait un coût prohibitif et qu’il n’existait qu’un nombre limité d’installations dans le monde disposant d’un système d’extinction dans les zones d’hébergement.

Le règlement n’exige pas de « système d’extinction automatique » comme dans le Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière, qui est abrogé lors de l’entrée en vigueur du règlement. Les exigences du règlement en matière de « système de suppression » sont davantage axées sur les performances et offrent à l’opérateur un certain nombre d’options (autres que l’eau/gicleurs) pour éteindre un incendie potentiel. Dans le cas peu probable où un incendie ne serait pas évité, les gouvernements estiment qu’un système fixe d’extinction de l’incendie offre le niveau de sécurité le plus élevé pour le personnel à bord de l’installation. Ces installations sont souvent situées à des centaines de kilomètres de la côte et peuvent accueillir plus de 100 personnes à bord. Compte tenu de l’éloignement des activités et du nombre de personnes à bord, les gouvernements n’ont apporté aucune modification à cette exigence.

Amélioration du libellé réglementaire

Les intervenants et les partenaires ont formulé des commentaires au sujet de l’amélioration du langage technique dans les règlements, afin d’assurer la clarté de l’intention et de permettre une interprétation exacte par les parties réglementées et les organismes de réglementation. En conséquence, la formulation des dispositions relatives au tubage et à la cimentation, aux systèmes de gestion, aux agents de traitement de déversement, au système de détection des incendies et des gaz, au système d’arrêt d’urgence, aux chaudières et aux systèmes sous pression, à la stabilité des plateformes, au système de déconnexion, ainsi qu’aux registres et aux rapports a fait l’objet d’ajustements.

Un certain nombre d’autres demandes d’éclaircissement ont été formulées par les intervenants; elles ont été traitées plus en détail dans des lettres que les gouvernements ont adressées directement aux intervenants.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’approche fédérale à l’égard de la mise en œuvre des traités modernes, une évaluation initiale a été réalisée dans le cadre de cette initiative de réglementation. L’évaluation a permis de conclure que la mise en œuvre de cette initiative ne serait pas susceptible d’avoir de répercussion sur les droits, les intérêts ou les dispositions d’autonomie gouvernementale des partenaires signataires de traités.

Nonobstant, RNCan et ses partenaires provinciaux ont mobilisé plus de 40 groupes autochtones dans le Canada atlantique et au Québec au moyen de communications écrites et ont offert une occasion de rencontre et de discussion sur l’initiative, ce qu’a saisi un nombre limité de groupes autochtones.

Choix de l’instrument

L’objectif du règlement est de moderniser et de rationaliser les règlements qui régissent les activités pétrolières en zone extracôtière. Ces règlements maintiennent les outils dont dispose l’Office pour appliquer un régime sécuritaire et efficace en zone extracôtière, notamment l’utilisation des pénalités pécuniaires administratives, et facilitent le recours judiciaire contre les exploitants qui ne respectent pas les exigences de sécurité et de protection de l’environnement. La seule façon d’atteindre cet objectif est de remplacer la réglementation actuelle. Aucun autre type d’instrument ne serait approprié.

S’appuyant sur l’expérience d’autres secteurs de compétence dotés de régimes pétroliers et gaziers en zone extracôtière réputés (notamment le Royaume-Uni, la Norvège et l’Australie), ces règlements établissent une approche hybride, dans le cadre de laquelle des exigences fondées sur les résultats sont utilisées dans la mesure du possible et des exigences normatives sont maintenues lorsque cela est nécessaire pour maintenir des normes élevées tout en promouvant l’innovation et l’excellence de l’industrie.

Analyse de la réglementation

Avantages et coûts

En général, les incidents majeurs dans le secteur pétrolier extracôtier sont relativement rares. Au cours des 10 dernières années, les zones extracôtières Canada–T.-N.-L. et Canada–N.-É. ont présenté un rendement statistiquement conformeréférence 7 ou supérieur au rendement moyen de secteurs de compétence comparables en ce qui concerne les incidents majeurs, comme les décès, les importantes émissions de gaz, la perte de contrôle de puits, les incendies majeurs et les collisionsréférence 8. Cette réglementation contribue à maintenir ou à améliorer les résultats en matière de sécurité et de protection de l’environnement dans les zones extracôtières Canada–T.-N.-L. et Canada–N.-É.; cependant, les bénéfices liés à la réduction des blessures et des événements ne sont pas quantifiés.

Les répercussions quantifiées de la réglementation génèrent un avantage actuel net de 6,56 millions de dollars entre 2024 et 2033 (actualisés à 2023 avec un taux d’actualisation de 7 %). La méthodologie utilisée ainsi que les détails des analyses coûts-avantages sont présentés ci-dessous.

Méthodologie

L’évaluation des répercussions de cette réglementation a été menée conformément à la Politique sur l’analyse coûts-avantages. Les répercussions sont attribuables aux modifications apportées aux exigences de la réglementation (le scénario de réglementation) qui s’ajoutent aux mesures découlant des règlements antérieurs et de la conformité obligatoire aux codes de pratique et aux directives de sécurité et conditions d’autorisation émises par les Offices, ainsi que de la conformité volontaire aux pratiques exemplaires internationales de l’industrie (le scénario de référence).

Les intervenants de l’industrie et les Offices ont participé et fourni leurs commentaires qui ont éclairé l’analyse des coûts supplémentaires et des avantages attendus de cette réglementation.

L’évaluation s’appuie sur l’hypothèse de quatre projets de production continue, en moyenne deux projets de forage et un programme d’étude sismique par année, et un projet de plongée aux trois ans, au cours des 10 prochaines années, dans la zone extracôtière Canada–T.-N.-L. L’évaluation suppose qu’il n’y aura pas d’activités futures dans la zone extracôtière Canada–N.-É., ce qui est conforme à l’activité actuelle et aux prévisions futures. Les références à l’« Office » dans cette section concernent donc l’OCTNLHE.

Avantages

Le premier avantage de cette réglementation est un rendement continu ou amélioré en matière de sécurité et de protection de l’environnement. L’avantage en matière de sécurité est analysé sur le plan qualitatif, alors que la valeur totale calculée actualisée de l’avantage de cette réglementation est de 7,43 millions de dollars. Cet avantage monétaire découle d’une réduction des coûts pour l’industrie et l’Office des hydrocarbures extracôtiers liés aux demandes de dérogation à la réglementation (respectivement 5,57 millions de dollars et 1,86 million de dollars).

Avantages sur le plan de la sécurité

Le secteur pétrolier extracôtier canadien a connu très peu d’incidents. Les progrès continus dans les pratiques exemplaires de l’industrie en matière de sécurité et de technologie et un intérêt accru porté par l’industrie et les organismes de réglementation aux mesures proactives, comme un rehaussement de la formation, de l’entretien préventif et des inspections, ont contribué à cette amélioration. Alors que le nombre d’incidents s’approche de zéro, des incidents occasionnels continueront probablement de se produire et entraîneront seulement de faibles réductions supplémentaires de la fréquence des blessures. Il n’est donc pas possible d’attribuer un changement du nombre d’incidents ou de blessures à la réglementation, par rapport aux initiatives connexes.

Avantages pour l’industrie

La réglementation antérieure est de nature prescriptive et permet uniquement une certaine flexibilité au moyen de requêtes réglementaires. La nouvelle réglementation offre une plus grande souplesse en établissant une approche neutre sur le plan technologique qui permet aux exploitants (après l’approbation de l’Office) d’utiliser les meilleures technologies ou méthodes disponibles. Cette flexibilité accrue devrait aussi mener à une réduction des requêtes réglementaires devant être élaborées et présentées par certains membres de l’industrie et évaluées par l’Office des hydrocarbures extracôtiers. Les membres de l’industrie tireront avantage de ne plus avoir à présenter de telles requêtes détaillées exigées en vertu des règlements prescriptifs antérieurs. La valeur actualisée de l’avantage est estimée à 5,57 millions de dollars en coûts évités en heures de travail nécessaires pour préparer chaque présentation et en souplesse opérationnelle accrue découlant de la réduction importante du temps requis pour obtenir une approbation.

Avantages pour l’Office des hydrocarbures extracôtiers

L’Office, qui doit examiner les demandes de dérogation à la réglementation et y répondre, profitera également d’avantages supplémentaires. Ces avantages découlent du coût évité en heures de travail nécessaires à l’examen et à l’approbation de chaque requête. La valeur actuelle de l’avantage attribuable aux économies de temps découlant du nombre réduit de demandes de dérogation à la réglementation est estimée à 1,86 million de dollars.

Coûts

Étant donné que cette réglementation reflète étroitement les normes et codes nationaux et internationaux et codifie les pratiques exemplaires auxquelles les exploitants se conforment sur une base volontaire ou qui ont été imposées par l’Office dans les conditions de délivrance d’autorisation ou des directives, peu d’exigences s’ajoutent au scénario de référence; par conséquent, les coûts supplémentaires sont limités. Toutefois, trois domaines ont été soulignés pouvant entraîner une augmentation des coûts pour les parties réglementées.

Coûts du plan de certification

Cette réglementation exige que l’exploitant élabore un plan de certification, que l’Office juge acceptable, établissant les codes et les normes que l’exploitant propose d’utiliser pour satisfaire aux exigences du règlement. Même si cette nouvelle approche réduit significativement le fardeau administratif actuel attribuable aux exigences prescriptives des règlements, elle exige du demandeur de l’industrie qu’il élabore initialement un plan de certification. Un certificat de conformité est exigé pour toutes les installations et peut rester valide pendant une période allant jusqu’à cinq ans. Par conséquent, les coûts associés au plan de certification sont de nature périodique et doivent être engagés avant l’autorisation de l’activité visée. Selon des entrevues menées avec l’industrie, le coût d’un plan de certification s’élèverait à environ 21 360 $ en heures-personnes, ce qui, selon les hypothèses de l’activité, représente un coût en valeur actuelle de 480 118 $.

Coûts du plan de surveillance des agents de traitement de déversement

Cette réglementation exige qu’un plan de surveillance des agents de traitement de déversement soit élaboré et mis en œuvre dans le cadre du plan d’intervention relatif aux activités de forage ou de production. Les coûts liés à l’élaboration de ces plans sont également de nature périodique et sont engagés avant l’autorisation de toute activité de forage ou de production. Malgré la mise à jour du plan en fonction des besoins, il ne serait pas nécessaire de produire un tout nouveau plan à chaque renouvellement du permis d’exploitation. Le temps nécessaire aux exploitants pour élaborer ce plan est estimé à deux semaines, au coût de 3 542 $ par semaine-personne. La valeur du temps du personnel est calculée à partir des commentaires des membres de l’industrie pendant les entrevues sur le temps consacré par le personnel aux requêtes réglementaires. Par conséquent, le coût d’un plan s’élèverait à environ 7 048 $ en heures-personnes, ce qui, selon les hypothèses de l’activité, représente un coût en valeur actuelle de 125 366 $.

Coûts administratifs

Il est probable que les coûts administratifs augmentent en raison des nouvelles exigences des autorités chargées de la certification qui doivent tenir à jour des registres des activités de vérification et présenter un rapport mensuel sommaire à l’Office. Cette analyse s’appuie sur l’hypothèse de coûts administratifs partagés également entre les deux autorités chargées de la certification qui sont actives dans les zones extracôtières et qui seraient probablement responsables des installations associées aux quatre projets de production, aux deux possibles programmes de forage entrepris chaque année et au programme de plongé réalisé aux trois ans. L’analyse prévoit qu’il faudrait trois heures à chaque autorité chargée de la certification pour produire et transmettre les résumés mensuels de chacune des trois installations. De plus, l’analyse prévoit, en moyenne, 20 activités de vérification par mois par installation, et que le temps associé à l’enregistrement des dossiers électroniques individuels de chaque activité de vérification soit de 10 minutes. L’analyse s’appuie également sur l’hypothèse que le salaire annuel moyen de la Classification nationale des professions (CNP) correspond à un cadre intermédiaire spécialisé. Par conséquent, le coût s’élèverait à environ 36 640 $ en heures-personnes par année, ce qui représente un coût en valeur actuelle de 257 343 $.

Énoncé des coûts et avantages
Tableau 1 : Coûts monétaires
Intervenant touché Description du coût Première année (2024) Dernière année (2033) Total
(valeur actualisée)		 Valeur annualisée
Industrie Plan de certification 128 160 $ 42 720 $ 480 118 $ 68 358 $
Plan sur les agents de traitement de déversement 42 293 $ 14 098 $ 125 366 $ 17 849 $
Autorités chargées de la certification Coûts administratifs 36 640 $ 36 640 $ 257 343 $ 36 640 $
Tous les intervenants Coûts totaux 207 093 $ 93 457 $ 862 827 $ 122 847 $
Tableau 2 : Avantages monétaires
Intervenant touché Description de l’avantage Première année (2024) Dernière année (2033) Total
(valeur actualisée)		 Valeur annualisée
Industrie Réduction des demandes de dérogation à la réglementation 792 990 $ 792 990 $ 5 569 630 $ 792 990 $
Office des hydrocarbures extracôtiers Réduction des demandes de dérogation à la réglementation 264 330 $ 264 330 $ 1 856 543 $ 264 330 $
Tous les intervenants Total des avantages 1 057 320 $ 1 057 320 $ 7 426 173 $ 1 057 320 $
Tableau 3 : Résumé des coûts et avantages monétaires
Impacts Première année (2024) Dernière année (2033) Total (valeur actualisée) Valeur annualisée
Coûts totaux 207 093 $ 93 457 $ 862 827 $ 122 847 $
Total des avantages 1 057 320 $ 1 057 320 $ 7 426 173 $ 1 057 320 $
IMPACT NET 850 227 $ 963 863 $ 6 563 346 $ 934 473 $
Répercussions quantifiées (non monétaires) et qualitatives

Répercussions positives :

Lentille des petites entreprises

Une analyse de la lentille des petites entreprises a conclu que cette réglementation n’aura aucune répercussion sur les petites entreprises canadiennes. Aucun des exploitants extracôtiers ou des autres entreprises touchées par cette réglementation n’est une entreprise canadienne comptant moins de 100 employés ou ayant un revenu annuel inférieur à 5 millions de dollars.

Règle du « un pour un »

Cette réglementation crée deux nouveaux titres qui remplacent neuf titres qui seront abrogés pour les zones extracôtières Canada–T.-N.-L. et Canada–N.-É. Ainsi, l’initiative supprimera sept titres aux termes de la règle du « un pour un ».

Les coûts administratifs associés à cette réglementation entraîneront une augmentation supplémentaire du fardeau administratif des entreprises en raison des exigences de tenue de registres imposées sur les deux autorités chargées de la certification qui n’existaient pas dans le cadre du régime de réglementation antérieur. Les intrants du calcul et des hypothèses pertinentes sont décrits dans la section « Avantages et coûts » ci-dessus. L’augmentation de la charge administrative découle des règlements qui relèvent uniquement de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada – Terre-Neuve-et-Labrador. Aucune activité n’est actuellement prévue dans la région extracôtière Canada – Nouvelle-Écosse. En utilisant les dollars constants de 2012, 2012 comme année de référence, un cadre temporel de 10 ans à partir de l’année d’enregistrement (c’est-à-dire 2024) et un taux d’actualisation de 7 %, l’augmentation moyenne annualisée du fardeau administratif sur les entreprises est estimée à 14 439 $, ou une moyenne de 7 219 $ par entreprise, selon le calcul du Calculateur des coûts réglementaires du Secrétariat du Conseil du Trésor.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Cette réglementation n’est pas liée à un plan de travail ou à un engagement dans le cadre d’un forum officiel de coopération en matière de réglementation; cependant, elle a été élaborée en partenariat avec les gouvernements de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador, en vertu du cadre de gestion conjointe des zones des Accords sur les hydrocarbures extracôtiers. Conformément au cadre de gestion conjointe, les provinces élaboreront des règlements équivalents en vertu des pouvoirs de leur Loi de mise en œuvre des Accords respective. Les règlements fédéraux et provinciaux seront coordonnés pour entrer en vigueur en même temps.

Puisque cette réglementation s’applique à des lieux de travail transitoires, comme des unités mobiles de forage extracôtières battant pavillon étranger en exploitation à l’échelle internationale, cette réglementation est adaptée pour assurer l’harmonisation avec des instances ayant des régimes de sécurité comparables en matière d’hydrocarbures extracôtiers, ainsi que les conventions maritimes internationales, dont le Canada est signataire. Pour ce faire, ces conventions sont incorporées directement par renvoi, notamment le code MODU (Code for the Construction and Equipment of Mobile Offshore Drilling Units) de l’Organisation maritime internationale (OMI), le code international LSA (International Code on Intact Stability and the Life-Saving Appliance) et indirectement par renvoi aux règlements pris par l’autorité maritime du Canada, en vertu de la Loi de 2001 sur la marine marchande du Canada, qui sert également à harmoniser les exigences maritimes du Canada avec les normes internationales.

Dans certaines situations, cette réglementation prescrit une exigence qui peut être différente des exigences d’autres compétences, comme l’exigence d’un système d’extinction des incendies installé dans l’espace à logement d’une installation et l’exigence de tests d’inclinaison des installations de forage mobiles pour vérifier leur stabilité. Ces choix sont intentionnels et reflètent la réalité des zones extracôtières canadiennes qui se trouvent dans l’un des environnements les plus rudes au monde pour l’exploitation, du fait de leur éloignement et de la difficulté de mener des interventions d’urgence et de sauvetage en raison des conditions météorologiques difficiles qui peuvent perdurer pendant plusieurs jours.

Évaluation environnementale stratégique

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’évaluation environnementale des projets de politiques, de plans et de programmes, une analyse préliminaire a conclu qu’une évaluation environnementale stratégique n’était pas requise.

Analyse comparative entre les sexes plus

Cette réglementation modernise les exigences antérieures et codifie les pratiques de sécurité opérationnelle déjà observées par les parties réglementées. Une analyse comparative entre les sexes plus (ACS+) a été menée dans le cadre de l’élaboration de cette réglementation et n’a révélé aucune incidence en la matière.

Cette réglementation ne devrait pas entraîner de différences significatives sur le plan de la sécurité ou de la protection de l’environnement pour les catégories d’intervenants du secteur des hydrocarbures extracôtiers ni pour le public en général.

Mise en œuvre, conformité et application, et normes de service

Mise en œuvre

Cette réglementation entrera en vigueur huit mois après la publication dans la Partie II de la Gazette du Canada. RNCan travaillera avec les gouvernements de T.-N.-L. et de la N.-É. et avec les Offices pour coordonner la mise en œuvre de cette réglementation avec les règlements provinciaux équivalents et a élaboré conjointement les documents de communication pour s’assurer que les organisations et les personnes potentiellement concernées sont au courant de la publication de cette réglementation.

Les Offices élaboreront des principes directeurs pour aider les exploitants, les employeurs et les employés à interpréter cette réglementation, lorsque les Offices détermineront que des orientations supplémentaires seraient utiles. Conformément à leur pratique habituelle, les Offices mettront à jour leurs sites Web pour fournir de l’information à propos de cette réglementation et s’efforceront de répondre à toutes les questions des exploitants ou des employeurs relativement à l’interprétation de cette réglementation et au respect de ses exigences.

Les exploitants devront peut-être réévaluer les requêtes réglementaires approuvées en vertu des règlements antérieurs, afin de déterminer s’ils doivent déposer une telle demande en vertu de cette réglementation. Les Offices établiront un processus de réexamen des requêtes réglementaires approuvées antérieurement, en vertu de cette réglementation.

Conformité et application

Les activités de mise en conformité et d’application suivront les approches et les procédures établies par l’OCTNLHE et l’OCNEHE. Les mesures d’application peuvent comprendre la facilitation de la mise en conformité, la délivrance d’ordres, de directives ou d’avis, des sanctions administratives pécuniaires, la suspension ou la révocation des approbations ainsi que des autorisations et des poursuites judiciaires.

Les Offices mènent régulièrement des inspections et des vérifications pour veiller à la conformité aux Lois de mise en œuvre des Accords et aux règlements pris en vertu de ces lois. Les Offices pourront être mis au courant d’un accident ou de toute situation dangereuse au moyen du processus de production de rapports obligatoires requis en vertu des Lois de mise en œuvre des Accords.

Personne-ressource

Cheryl McNeil
Directrice adjointe
Division de la gestion des hydrocarbures extracôtiers
Ressources naturelles Canada
Téléphone : 709‑763‑1760
Courriel : cheryl.mcneil@nrcan-rncan.gc.ca