Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) (DORS/2018-66)

Objet et aperçu

Note marginale :Protection de l’environnement et réduction des effets nocifs

1 Afin de protéger l’environnement essentiel à la vie et de réduire, immédiatement ou à long terme, les effets nocifs des émissions de méthane et de certains composés organiques volatils sur l’environnement ou sur sa diversité biologique, le présent règlement :

• a) impose au secteur du pétrole et du gaz des exigences pour réduire les émissions de méthane et de certains composés organiques volatils;

• b) désigne la contravention à certaines de ses dispositions comme étant des infractions graves en ajoutant ces dispositions à l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).

Définitions et interprétation

Note marginale :Définitions

• 2 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.

  agent autorisé

  agent autorisé

  • a) Dans le cas où l’exploitant est une personne physique, celle-ci ou un individu autorisé à agir en son nom;

  • b) dans le cas où il est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisés à agir en son nom;

  • c) dans le cas où il est une autre entité, la personne physique autorisée à agir en son nom. (authorized official)

  appareil à combustion

  appareil à combustion Appareil servant à la combustion du carburant gazeux afin de produire de la chaleur ou de l’énergie utiles. (combustion device)

  complétion

  complétion Processus de préparation d’un puits pour la production, notamment tout processus qui fait appel à la fracturation hydraulique. (completion)

  composant d’équipement

  composant d’équipement Élément faisant partie de la composition de l’équipement d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui est en contact avec des hydrocarbures et qui est susceptible d’émettre des émissions fugitives de gaz d’hydrocarbures. (equipment component)

  conditions normalisées

  conditions normalisées S’entend d’une température de 15 °C et d’une pression de 101,325 kPa. (standard conditions)

  détruire

  détruire Convertir en dioxyde de carbone et en d’autres molécules les hydrocarbures contenus dans des gaz d’hydrocarbures à des fins autres que la production de chaleur ou énergie utiles. La présente définition vise également le torchage de gaz d’hydrocarbures. (destroy)

  équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures

  équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures Équipement utilisé pour récupérer les gaz d’hydrocarbures en vue soit de les utiliser comme carburant, soit de les livrer, soit de les injecter dans un gisement souterrain à des fins autres que leur élimination comme déchets. (hydrocarbon gas conservation equipment)

  évacuation

  évacuation Le fait d’émettre de manière contrôlée à partir d’une installation de pétrole et de gaz en amont des émissions de gaz d’hydrocarbures, sauf celles provenant de la combustion, qui résultent :

  • a) soit de la conception de l’équipement ou des modes opératoires dans l’installation;

  • b) soit d’un évènement à l’origine d’une pression supérieure à la capacité de rétention des gaz de l’équipement dans l’installation. (venting)

  exploitant

  exploitant Personne ayant toute autorité à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (operator)

  fracturation hydraulique

  fracturation hydraulique Procédé consistant à injecter sous pression des fluides ou des fluides mélangés avec des particules solides dans un puits afin de provoquer des fractures dans un réservoir géologique souterrain par lesquelles des hydrocarbures et d’autres fluides peuvent migrer vers le puits. La présente définition vise notamment la refracturation hydraulique d’un puits ayant déjà fait l’objet d’une fracturation hydraulique. (hydraulic fracturing)

  fugitive

  fugitive Se dit de l’émission de gaz d’hydrocarbures non intentionnelle provenant d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (fugitive)

  hydrocarbure

  hydrocarbure Méthane, dont la formule moléculaire est CH₄, ou composé organique volatil visé à l’article 65 de la liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (hydrocarbon)

  installation de pétrole et de gaz en amont

  installation de pétrole et de gaz en amont Ensemble des bâtiments, des autres structures et des équipements fixes qui sont situés soit sur un site unique, soit sur des sites contigus ou adjacents, soit sur des sites formant un réseau dans lequel un site central de traitement est relié par des conduites de collecte à un ou plusieurs sites sur lesquels se trouve un puits et qui servent :

  • a) à l’extraction d’hydrocarbures d’un gisement souterrain ou d’un réservoir géologique souterrain;

  • b) au traitement primaire de ces hydrocarbures;

  • c) au transport d’hydrocarbures, y compris le stockage qui se rapporte à leur transport, autre que pour la distribution locale.

  La présente définition vise également les conduites de collecte, les pipelines de transport, les stations de collecte et de surpression de gaz naturel, les stations de compression de gaz naturel et les usines de traitement de gaz naturel. (upstream oil and gas facility)

  livrer

  livrer Transporter des gaz d’hydrocarbures à partir d’une installation de pétrole et de gaz en amont à des fins autres que leur élimination comme déchets. (deliver)

  m³ normalisé

  m³ normalisé Mètre cube de fluide dans des conditions normalisées. (standard m³)

  méthode 21 de l’EPA

  méthode 21 de l’EPA La méthode de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulée Method 21 — Determination of Volatile Organic Compound Leaks, qui figure à l’annexe A-7 de la partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis. (EPA Method 21)

  pompe pneumatique

  pompe pneumatique Dispositif générant de l’énergie mécanique au moyen de gaz sous pression afin de pomper des liquides. (pneumatic pump)

  ppmv

  ppmv Parties par million en volume. (ppmv)

  produire

  produire S’agissant de gaz d’hydrocarbures ou d’hydrocarbures liquides, le fait de les extraire d’un gisement souterrain ou d’un réservoir géologique souterrain. (produce)

  puits

  puits Vise notamment le puits foré pour l’injection de fluides ou de fluides mélangés avec des particules solides. (well)

  rapport gaz-pétrole

  rapport gaz-pétrole Rapport entre le volume de gaz d’hydrocarbures produit, exprimé en m³ normalisés, et le volume d’hydrocarbures liquides produit, exprimé en m³ normalisés. (gas-to-oil ratio)

  recevoir

  recevoir S’agissant de gaz d’hydrocarbures à l’état brut ou qui ont fait l’objet d’un traitement primaire mais d’aucun autre traitement, le fait de les recevoir dans une installation de pétrole et de gaz en amont d’une source autre qu’une source naturelle. (receive)

  reflux

  reflux Procédé de récupération des fluides ou des fluides mélangés avec des particules solides qui ont été injectés dans un puits durant la fracturation hydraulique pour, selon le cas :

  • a) préparer d’autres fracturations hydrauliques;

  • b) préparer le nettoyage du puits;

  • c) mettre ou remettre le puits en production. (flowback)

  régulateur pneumatique

  régulateur pneumatique Dispositif générant de l’énergie mécanique au moyen de gaz sous pression afin de contrôler ou de maintenir les paramètres d’un procédé. (pneumatic controller)

  station de collecte et de surpression de gaz naturel

  station de collecte et de surpression de gaz naturel Équipement situé à l’intérieur d’une installation servant au transport de gaz naturel vers une usine de traitement ou un pipeline de transport de gaz naturel. (natural gas gathering and boosting station)

  station de compression de gaz naturel

  station de compression de gaz naturel Équipement situé à l’intérieur d’une installation servant au transport du gaz naturel par un pipeline de transport de gaz naturel. (natural gas transmission compressor station)

  subdivision officielle

  subdivision officielle Unité de territoire d’une superficie d’environ 16 ha ou 400 m x 400 m représentant le quart d’un quart de section et dont la description figure dans le système d’arpentage des terres fédérales. (legal subdivision)

  système d’arpentage des terres fédérales

  système d’arpentage des terres fédérales Système d’arpentage des terres publiques visé aux articles 54 à 70 de la Loi des terres fédérales, chapitre 55 des Statuts révisés du Canada de 1906, et utilisé au Manitoba, en Saskatchewan et en Alberta sous le nom de Dominion Lands Survey system. (Dominion Lands Survey system)

  taux de purge nominal

  taux de purge nominal Débit des émissions de gaz continu, exprimé en m³ normalisés/h, prévu par le fabricant d’un régulateur pneumatique lorsque celui-ci fonctionne en conformité avec un ensemble donné de conditions de fonctionnement précisées par le fabricant. (design bleed rate)

  traitement primaire

  traitement primaire Traitement d’hydrocarbures dont le but principal est de retirer l’un ou plusieurs des éléments suivants :

  • a) l’eau;

  • b) les hydrocarbures liquides;

  • c) les composés sulfurés;

  • d) les contaminants. (primary processing)

  usine de traitement de gaz naturel

  usine de traitement de gaz naturel Usine où sont séparés :

  • a) les liquides de gaz naturel ou le gaz autre que le méthane du gaz naturel produit;

  • b) les liquides de gaz naturel en deux ou plusieurs mélanges composés uniquement de ces mêmes liquides. (natural gas processing plant)

• Note marginale :Interprétation des documents incorporés par renvoi

  (2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, sauf indication contraire du contexte, le mot « should » ainsi que toute recommandation ou suggestion doivent être interprétés comme exprimant une obligation. Il est entendu que l’indication contraire du contexte ne peut prévaloir dans le cas de l’exactitude ou de la répétabilité d’une mesure.

• Note marginale :Dispositions incompatibles

  (3) Les dispositions du présent règlement l’emportent sur les dispositions incompatibles de tout document qui y est incorporé par renvoi.

• Note marginale :Documents incorporés par renvoi

  (4) Dans le présent règlement, tout renvoi à un document s’entend de sa version éventuellement modifiée.

Responsabilité

Note marginale :Exploitant

3 Tout exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont veille au respect des exigences prévues par le présent règlement à l’égard de l’installation ou de l’équipement s’y trouvant, y compris les exigences relatives à la consignation des renseignements, à la conservation des documents et à la transmission des rapports.

PARTIE 1Installations terrestres de pétrole et de gaz en amont

Application

Note marginale :Installations terrestres

4 La présente partie s’applique aux installations de pétrole et de gaz en amont autres que les installations extracôtières de pétrole et de gaz en amont.

Exigences générales

Équipement de conservation et de destruction de gaz d’hydrocarbures

Note marginale :Équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures

• 5 (1) Tout équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit :

  • a) fonctionner de manière qu’au moins 95 % des gaz d’hydrocarbures, fondé sur le calcul des débits volumiques dans des conditions normalisées, dirigés vers l’équipement soient captés et conservés;

  • b) fonctionner de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;

  • c) fonctionner et être entretenu selon les recommandations applicables du fabricant.

• Note marginale :Exception à l’alinéa (1)c)

  (2) Les recommandations applicables du fabricant visées à l’alinéa 1c) n’ont pas à être respectées si l’exploitant de l’installation a des renseignements consignés établissant que malgré cette non-conformité, l’exigence prévue à l’alinéa (1)a) est respectée.

Note marginale :Renseignements à consigner — équipement de conservation

6 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont :

• a) pour chaque mois au cours duquel l’équipement est utilisé, le pourcentage, à tout moment, des gaz d’hydrocarbures dirigés vers l’équipement qui ont été captés et conservés ainsi que le calcul, documents à l’appui, des débits volumiques sur lequel ce pourcentage se fonde;

• b) son fonctionnement et son entretien ainsi que, le cas échéant, une indication précisant les recommandations du fabricant à cet égard, documents à l’appui.

Note marginale :Gaz conservé – utilisation

7 Les gaz d’hydrocarbures qui ont été captés et conservés dans un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures doivent y être conservés jusqu’au moment où ils sont :

• a) soit utilisés dans l’installation de pétrole et de gaz en amont comme carburant dans un appareil à combustion qui rejette dans l’atmosphère au plus 5 % des gaz d’hydrocarbures brûlés;

• b) soit vendus;

• c) soit injectés dans un gisement souterrain à des fins autres que leur élimination comme déchets.

Note marginale :Renseignements à consigner — utilisation du gaz conservé comme carburant

8 Pour chaque mois au cours duquel un appareil à combustion visé à l’alinéa 7a) est utilisé, doit être consigné le pourcentage, à tout moment, des gaz d’hydrocarbures rejetés dans l’atmosphère, documents à l’appui, lequel est fondé sur l’un ou l’autre des éléments suivants :

• a) les essais effectués dans les conditions recommandées par le fabricant pour déterminer ce pourcentage;

• b) les mesures prises lorsque l’appareil fonctionne dans ces conditions.

Note marginale :Équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures

9 Tout équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit satisfaire aux exigences relatives à la destruction de gaz d’hydrocarbures énoncées :

• a) aux articles 3.6 et 7 de la version 4.5 de la ligne directrice intitulée Flaring and Venting Reduction Guideline, publiée par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique en juin 2016, si l’installation est située en Colombie-Britannique;

• b) à l’article 3 de la directive intitulée Directive S-20: Saskatchewan Upstream Flaring and Incineration Requirements, publiée par le gouvernement de la Saskatchewan le 1^er novembre 2015, si l’installation est située au Manitoba ou en Saskatchewan;

• c) aux articles 3.6 et 7 de la directive intitulée Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting, publiée par l’Alberta Energy Regulator le 22 mars 2016, dans tout autre cas.

Note marginale :Renseignements à consigner — équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures

10 Pour chaque équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont, doivent être consignés, documents à l’appui, des renseignements qui démontrent que les exigences relatives à la destruction de gaz d’hydrocarbures énoncées dans le document applicable visé à l’article 9 sont remplies.

Complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique

Note marginale :Champ d’application

• 11 (1) Le présent article s’applique à l’égard de toute installation de pétrole et de gaz en amont qui comprend un puits où a lieu la fracturation hydraulique et dont la production a un rapport gaz-pétrole d’au moins 53:1, fondé sur la plus récente détermination du rapport gaz-pétrole effectuée avant la fracturation hydraulique.

• Note marginale :Interdiction d’évacuer

  (2) Les gaz d’hydrocarbures liés au reflux d’un puits ne peuvent, pendant le reflux, être évacués, mais doivent être captés et dirigés vers un équipement soit de conservation, soit de destruction de gaz d’hydrocarbures.

• Note marginale :Exception

  (3) Le paragraphe (2) ne s’applique pas si tous les gaz liés au reflux du puits n’ont pas un pouvoir calorifique suffisant pour entretenir la combustion.

Note marginale :Renseignements à consigner — fracturation hydraulique

12 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque puits d’une installation de pétrole et de gaz en amont où a lieu la fracturation hydraulique :

• a) le rapport gaz-pétrole, fondé sur le résultat de la plus récente détermination du rapport gaz-pétrole effectuée avant la fracturation hydraulique;

• b) dans le cas où ce rapport est d’au moins 53:1, les éléments, documents à l’appui, qui démontrent que les gaz d’hydrocarbures liés au reflux ont été captés et dirigés vers l’équipement soit de conservation, soit de destruction de gaz d’hydrocarbures;

• c) dans le cas où les gaz d’hydrocarbures liés au reflux du puits sont évacués, le pouvoir calorifique de ces gaz.

Note marginale :Non-application — Colombie-Britannique et Alberta

13 Les articles 11 et 12 ne s’appliquent pas à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont située :

• a) en Colombie-Britannique, si l’installation est assujettie aux exigences de complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique énoncées dans la ligne directrice intitulée Flaring and Venting Reduction Guideline, publiée par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique en juin 2016;

• b) en Alberta, si l’installation est assujettie aux exigences de complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique énoncées dans directive intitulée Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting, publiée par l’Alberta Energy Regulator le 22 mars 2016.

Compresseurs

Note marginale :Capture ou évacuation d’émissions

14 Les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des joints d’un compresseur centrifuge ou des garnitures de tiges et des pièces d’écartement d’un compresseur alternatif dont la puissance au frein nominale est de 75 kW ou plus dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent :

• a) soit être captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;

• b) soit être dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère.

Note marginale :Mesure du débit

15 Le débit des émissions de gaz d’hydrocarbures rejetées par les évents d’un compresseur qui sont visés à l’alinéa 14b) doit être mesuré :

• a) soit au moyen d’un débitmètre, autre qu’un sac étalonné, conformément à l’article 16;

• b) soit au moyen d’un dispositif de surveillance continue conformément à l’article 17.

Note marginale :Débitmètre

• 16 (1) Le débitmètre doit être étalonné conformément aux recommandations du fabricant de sorte que les mesures ont une marge d’erreur maximale de ±10 %.

• Note marginale :Mesures par débitmètre

  (2) Ces mesures doivent être prises :

  • a) conformément aux recommandations précisées dans le manuel du fabricant, le cas échéant;

  • b) dans le cas où elles sont prises en l’absence de pression négative ou de vide absolu, pendant qu’un joint étanche recouvre l’évent;

  • c) dans le cas où elles sont prises sur un compresseur centrifuge, au moment où le compresseur est exploité dans des conditions représentatives des conditions des sept derniers jours;

  • d) dans le cas où elles sont prises sur un compresseur alternatif, au moment où le compresseur est sous pression.

• Note marginale :Mesures initiale et subséquentes

  (3) Le débit doit être mesuré :

  • a) pour la première fois :

    • (i) au plus tard le 1^er janvier 2021, si le compresseur est installé dans l’installation avant le 1^er janvier 2020,

    • (ii) au plus tard le trois cent soixante-cinquième jour suivant la date de l’installation du compresseur dans l’installation, dans les autres cas;

  • b) par la suite, au plus tard le trois cent soixante-cinquième jour suivant la date de la dernière prise de mesure.

• Note marginale :Mesures — valeur maximale ou moyenne

  (4) La mesure initiale ou chaque mesure subséquente du débit est fondé sur des mesures prises par le débitmètre sur une période continue d’au moins cinq minutes et correspond :

  • a) à la valeur maximale des débits mesurés, si les mesures sont prises sur une période continue d’au moins cinq minutes mais de moins quinze minutes;

  • b) à la valeur moyenne des débits mesurés, si les mesures sont prises sur une période continue d’au moins quinze minutes.

• Note marginale :Prolongation — pour non mise en service ou non sous pression

  (5) Malgré le paragraphe (3), si aucune mesure n’est prise au plus tard le dernier jour du délai visé à ce paragraphe, mais que le compresseur n’est pas en service ce jour-là, dans le cas d’un compresseur centrifuge, ou n’est pas sous pression, dans le cas d’un compresseur alternatif, la mesure doit être prise au plus tard le trentième jour suivant la date à laquelle le compresseur est à nouveau en service ou sous pression, selon le cas.

• Note marginale :Prolongation — sous-pression < 1 314 heures par 3 ans

  (6) Le délai visé au paragraphe (3) est prolongée de trois cents soixante-cinq jours si l’exploitant de l’installation consigne des renseignements démontrant que, pendant les trois années civiles précédant immédiatement la fin du délai, le compresseur a été mis sous pression moins de 1 314 heures, le nombre d’heures étant déterminé au moyen d’un compteur horaire ou à partir d’un registre des opérations.

Note marginale :Dispositif de surveillance continue

17 Le dispositif de surveillance continue doit satisfaire aux exigences suivantes :

• a) il est étalonné conformément aux recommandations du fabricant pour permettre une prise de mesures avec une marge d’erreur maximale de ±10 %;

• b) il fonctionne de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;

• c) il est équipé d’une alarme qui se déclenche quand la limite du débit applicable prévue aux paragraphes 18(2) ou (3) pour les évents d’un compresseur est atteinte.

Note marginale :Mesures correctives

• 18 (1) Si le débit des émissions de gaz d’hydrocarbures rejetées par des évents d’un compresseur qui sont visés à l’alinéa 14b), mesuré conformément au paragraphe 16(2), est supérieur à la limite du débit applicable visée aux paragraphes (2) ou (3), ou si l’alarme visée à l’alinéa 17c) se déclenche, des mesures correctives doivent être prises afin de ramener ce débit dans cette limite comme en témoigne :

  • a) d’après le résultat d’une nouvelle lecture, si le débitmètre a été utilisé pour prendre la nouvelle mesure;

  • b) l’absence de déclenchement de l’alarme une fois le compresseur remis en service, dans le cas où un dispositif de surveillance continue a été utilisé pour prendre la nouvelle mesure.

• Note marginale :Limite du débit — compresseur centrifuge

  (2) Lorsque les émissions proviennent des joints d’un compresseur centrifuge, la limite du débit est :

  • a) si le compresseur est installé le 1^er janvier 2023 ou après cette date, 0,14 m³ normalisé/min;

  • b) s’il est installé avant le 1^er janvier 2023 et si sa puissance au frein nominale :

    • (i) est supérieure ou égale à 5 MW, 0,68 m³ normalisé/min,

    • (ii) est inférieure à 5 MW, de 0,34 m³ normalisé/min.

• Note marginale :Limite du débit — compresseur alternatif

  (3) Lorsque les émissions proviennent des garnitures de tiges et des pièces d’écartement d’un compresseur alternatif, la limite du débit est :

  • a) s’il est installé le 1^er janvier 2023 ou après cette date, le produit de 0,001 m³ normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur;

  • b) s’il est installé avant le 1^er janvier 2023, le produit de 0,023 m³ normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur.

• Note marginale :Nouvelle mesure

  (4) La nouvelle mesure visée aux alinéas (1)a) ou b) doit être prise conformément à l’article 15 au plus tard à celle des dates ci-aprèss qui est postérieure à l’autre :

  • a) le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à laquelle la dernière mesure est prise en vertu du paragraphe 16(3) ou la date à laquelle l’alarme visée à l’alinéa 17c) s’est déclenchée;

  • b) si le volume estimé de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m³ normalisés, calculé à partir du jour applicable visé à l’alinéa a) si aucune mesure corrective n’était prise est égal ou inférieur au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m³ normalisés, en conséquence de la purge de gaz d’hyrocarbures qui doit être effectuée pour prendre les mesures correctives :

    • (i) la date de redémarrage du compresseur après son prochain arrêt programmé, dans le cas d’un compresseur centrifuge,

    • (ii) la date de sa première mise sous pression après son prochain arrêt programmé, dans le cas d’un compresseur alternatif.

• Note marginale :Détermination du volume estimé

  (5) Le volume estimé de gaz d’hydrocarbures est fondé sur le plus récent débit des émissions rejetées par les évents d’un compresseur qui sont visés à l’alinéa 14b), lequel débit est déterminé au moyen d’un débitmètre ou d’un dispositif de surveillance continue conformément à l’article 15.

Note marginale :Renseignements à consigner – compresseur et évent

• 19 (1) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque compresseur visé à l’article 14 :

  • a) son numéro de série;

  • b) sa marque et son modèle;

  • c) sa puissance au frein nominale;

  • d) sa date d’installation à l’installation s’il a été installé le 1^er janvier 2020 ou après cette date ou les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, qu’il a été installé avant le 1^er janvier 2020;

  • e) le cas échéant, une indication du type d’équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures vers lequel les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant de ses joints ou de ses garnitures de tiges et de ses pièces d’écartement, selon le cas, sont captées et dirigées parmi les suivants :

    • (i) une unité de récupération des vapeurs,

    • (ii) un système de captage des gaz évacués,

    • (iii) une torche,

    • (iv) une chambre de combustion encloisonnée,

    • (v) tout autre type et, le cas échéant, la description de celui-ci;

  • f) pour chaque compresseur centrifuge, lorsque les émissions provenant de ses joints sont dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère, une indication précisant s’il s’agit de joints secs ou humides;

  • g) pour chaque compresseur alternatif, lorsque les émissions provenant de ses garnitures de tiges et de ses pièces d’écartement sont dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère, le nombre de ces garnitures de tiges;

  • h) pour chaque compresseur pour lequel une période prévue pour la prise d’une mesure a été prolongée en vertu du paragraphe 16(6), le nombre d’heures pendant lesquelles il a été mis sous pression pendant une période de trois années civiles visée à ce paragraphe.

• Note marginale :Renseignements à consigner — débitmètre

  (2) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure du débit, y compris chaque nouvelle mesure du débit des émissions rejetées par un évent visé à l’alinéa 14b) prise au moyen du débitmètre visé à l’alinéa 15a) :

  • a) la marque et le modèle du débitmètre;

  • b) la valeur maximale du débit mesuré en application de l’alinéa 16(4)a) ou la valeur moyenne du débit mesuré en application de l’alinéa 16(4)b);

  • c) la date de la prise de la mesure;

  • d) une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du débitmètre visé au paragraphe 16(1) ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %;

  • e) une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour la prise de la mesure, le cas échéant, documents à l’appui;

  • f) la durée de la période continue visée aux alinéas 16(4)a) ou b), selon le cas;

  • g) le nom de la personne ayant pris la mesure et, s’il s’agit d’une personne morale, celui de l’individu ayant pris la mesure.

• Note marginale :Renseignements à consigner — dispositif de surveillance contenue

  (3) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure du débit, y compris chaque nouvelle mesure du débit des émissions rejetées par un évent visé à l’alinéa 14b) prise au moyen du dispositif de surveillance continue visé à l’alinéa 15b) :

  • a) une description du dispositif;

  • b) le cas échéant, son numéro de série, sa marque et son modèle;

  • c) une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du dispositif de surveillance continue visé à l’alinéa 17a) ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %.

• Note marginale :Renseignements à consigner — mesure corrective

  (4) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure corrective prise :

  • a) la description de la mesure corrective, y compris celle de chaque démarche entreprise en vue de la prise de la mesure corrective;

  • b) les dates auxquelles la mesure corrective a été prise, y compris celles auxquelles les démarches ont été entreprises en vue de la prise de la mesure corrective;

  • c) pour chaque nouvelle mesure prise en application de l’alinéa 18(4)b), le volume et le volume estimé de gaz d’hydrocarbures, déterminés en application de cet alinéa, calculs à l’appui;

  • d) si elle est prise à la suite d’une mesure prise au moyen d’un dispositif de surveillance continue, la date de déclenchement de l’alarme.

Exigences conditionnelles

Conditions

Note marginale :Application des articles 26 à 45

• 20 (1) Les articles 26 à 45 s’appliquent à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont à compter du premier jour du mois qui suit la période de douze mois au cours de laquelle l’installation produit ou reçoit, ou s’attend à produire ou à recevoir, un volume combiné de gaz d’hydrocarbures de plus de 60 000 m³ normalisés, déterminé de la manière suivante :

  • a) si l’installation a été exploitée au moins douze mois, consécutifs ou non, au cours desquels l’installation a été exploitée au moins un jour par mois, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, produit ou reçu d’après les renseignements consignés, pendant les douze mois les plus récents de ces mois d’exploitation;

  • b) si l’installation a été exploitée au moins un mois mais moins de douze mois, consécutifs ou non, au cours desquels l’installation a été exploitée au moins un jour par mois, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, que l’installation s’attend à produire ou à recevoir au cours d’une période de douze mois déterminée au prorata du volume combiné, d’après les renseignements consignés, durant ces mois d’exploitation;

  • c) dans tout autre cas, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, que l’installation s’attend à produire ou à recevoir pendant les douze mois suivant la fin de son premier mois d’exploitation, déterminé conformément à la méthode applicable visée à l’article 23.

• Note marginale :Complétion d’un puits

  (2) Pour l’application du paragraphe (1), si un puits dans une installation fait l’objet d’une complétion au cours d’un mois donné, la portion du volume combiné visé à ce paragraphe qui correspond au volume de gaz d’hydrocarbures produit par ce puits est fondée sur le volume que ce puits devrait produire au cours des douze mois suivant ce mois, déterminé conformément à la méthode applicable visée à l’article 23.

Note marginale :Renseignements à consigner — non-application

21 Si aucun des articles 26 à 45 ne s’applique, pour un mois donné, à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont, les renseignements ci-après doivent être consignés, documents à l’appui :

• a) le rapport gaz-pétrole et le volume d’hydrocarbures liquides produit ou qui devrait être produit, exprimé en m³normalisés, au cours de ce mois;

• b) le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, produit et reçu au cours de ce mois;

• c) dans le cas où un puits dans une installation a fait l’objet d’une complétion au cours de ce mois donné, le volume visé au paragraphe 18(2) qui devrait être produit par ce puits.

Note marginale :Renseignements à consigner

22 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour le premier mois qui suit la période de douze mois au cours de laquelle l’installation produit ou reçoit, ou s’attend à produire ou à recevoir, un volume combiné de gaz d’hydrocarbures de plus de 60 000 m³ normalisés de gaz d’hydrocarbures déterminé conformément au paragraphe 20(1) :

• a) ce premier mois et l’année civile qui comprend ce mois;

• b) le volume combiné ainsi qu’une mention précisant lequel des alinéas 20(1)a) à c) a été utilisé pour déterminer ce volume.

Détermination du volume de gaz

Note marginale :Méthodes applicables

• 23 (1) Pour l’application des articles 20 et 26, le volume de gaz d’hydrocarbures produit, reçu, évacué ou détruit dans l’installation de pétrole et de gaz en amont ou livré à partir de cette installation est établi conformément à la méthode applicable prévue dans l’un ou l’autre des documents suivants :

  • a) le document intitulé Measurement Guideline for Upstream Oil and Gas Operations, publié par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique le 1^er mars 2017, si l’installation est située en Colombie- Britannique;

  • b) le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive PNG017, publié par le gouvernement de la Saskatchewan le 1^er août 2017 (version 2.1), si l’installation est située au Manitoba ou en Saskatchewan;

  • c) le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive 017 de l’AER, publié par l’Alberta Energy Regulator le 31 mars 2016, dans tout autre cas.

• Note marginale :Directives PNG017 et 017 de l’AER

  (2) Malgré les alinéas (1)b) et c), pour l’application des articles 12.2.2.1 et 12.2.2.2 de la directive PNG017 de la Saskatchewan et de la directive 017 de l’AER, le volume de gaz d’hydrocarbures produit par le puits par jour est déterminé de la façon suivante :

  • a) dans le cas où la production de gaz estimée est de plus 2 000 m³ normalisés par jour, par la prise d’une mesure directe;

  • b) dans tout autre cas :

    • (i) soit par la prise d’une mesure directe,

    • (ii) soit par une estimation fondée sur le rapport gaz-pétrole déterminé :

      • (A) soit en conformité avec l’article 24,

      • (B) soit par la formule suivante :

    –0,5P_p + 150

    où :

    P_p

    représente le volume de pétrole produit par le puits par jour pendant le mois de production le plus récent, exprimé en m³.

Note marginale :Détermination du rapport gaz-pétrole

• 24 (1) La détermination du rapport gaz-pétrole pour l’application de la division 23(2)b)(ii)(A) est effectuée au moyen de la formule suivante :

  G/P

  où :

  G

  représente le volume moyen de gaz produit par le puits, exprimé en m³ normalisés, mesuré sur une période continue soit d’au moins 72 heures conformément au paragraphe (2), soit d’au moins 24 heures conformément au paragraphe (3), dans des conditions, notamment en ce qui concerne le débit et les conditions de fonctionnement, qui sont représentatives des conditions du mois de production le plus récent,

  P

  le volume moyen de pétrole, exprimé en m³ normalisés, produit par le puits durant la même période utilisée pour déterminer G, fondé sur les mesures prises conformément au paragraphe (4) au prorata de cette période dans des conditions, notamment en ce qui concerne le débit et les conditions de fonctionnement, qui sont représentatives des conditions du mois de production le plus récent.

• Note marginale :Détermination de la valeur de l’élément G

  (2) La mesure visant à déterminer la valeur de l’élément G doit être prise sur une période continue d’au moins 72 heures au moyen d’un dispositif de mesure en continu ou d’un débitmètre qui prend au moins une lecture aux vingt minutes.

• Note marginale :Exception

  (3) Malgré le paragraphe (2), la mesure visant à déterminer la valeur de l’élément G peut être prise sur une période continue d’au moins 24 heures si, à la fois :

  • a) le débit du gaz provenant d’un puits est supérieur à 100 m³ normalisés par jour;

  • b) la mesure est prise :

    • (i) soit au moyen d’un dispositif de mesure en continu lorsque la variation du débit est telle que le débit moyen mesuré aux vingt minutes au cours de cette période continue est compris entre ±5 % du débit moyen mesuré,

    • (ii) soit au moyen d’un débitmètre qui prend au moins une lecture aux vingt minutes au cours de cette période continue lorsque la variation du débit est telle que 95 % des mesures de débit prises sont comprises entre ±5 % du débit moyen.

• Note marginale :Détermination de la valeur de l’élément P

  (4) La mesure visant à déterminer la valeur de l’élément P doit être prise après que l’eau ait été séparée des liquides produits par le puits et :

  • a) au cours de la période utilisée pour déterminer G, au moyen d’un dispositif de mesure en continu ayant une marge d’erreur maximale de ±0,1 m³ normalisé;

  • b) au cours d’une période continue d’au moins dix jours qui comprend la période continue utilisée pour la détermination de la valeur de l’élément G au moyen d’un dispositif de mesure en continu avec une marge d’erreur maximale de ±1 m³ normalisé lorsque la variation du débit au cours de cette période continue est telle que le volume de pétrole produit et mesuré pour une journée est compris entre ±5 % du volume de pétrole produit et mesuré pour n’importe quelle autre journée est comprise dans cette période continue.

• Note marginale :État stable

  (5) Les mesures prises en vertu des paragraphes (2) à (4) ne peuvent être prises que lorsque le puits est exploité dans un état stable, c’est-à-dire qu’aucun ajustement qui pourrait entraîner des changements dans le taux de production de pétrole ou de gaz ne peut être effectué aux paramètres de production dans les 48 heures précédant la prise de ces mesures.

• Note marginale :Équipements de mesure — directives

  (6) Le dispositif de mesure en continu ou le débitmètre utilisé pour la détermination du rapport gaz-pétrole doit satisfaire aux exigences prévues à l’article 2 de la directive PNG017 de la Saskatchewan ou à l’article 2 de la directive 017 de l’AER.

• Note marginale :Fréquence de la détermination

  (7) La détermination du rapport gaz-pétrole est effectuée :

  • a) au moins une fois par année et au moins quatre-vingt-dix-jours après la dernière détermination si :

    • (i) le débit de gaz prévu est d’au plus 500 m³ normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,

    • (ii) le débit de gaz selon la dernière détermination était au plus 500 m³ normalisés par jour, dans tout autre cas;

  • b) au moins une fois tous les six mois et au moins quarante-cinq jours après la dernière détermination si :

    • (i) le débit de gaz prévu est plus de 500 m³ normalisés par jour et d’au plus 1 000 m³ normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,

    • (ii) le débit de gaz selon la dernière détermination était plus de 500 m ³ normalisés et d’au plus 1 000 m³ normalisés par jour, dans tout autre cas;

  • c) au moins une fois par mois et au moins sept jours après la dernière détermination si :

    • (i) le débit de gaz prévu est plus de 1 000 m³ normalisés par jour et d’au plus 2 000 m³ normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,

    • (ii) le débit de gaz selon la dernière détermination était plus de 1 000 m³ normalisés et d’au plus 2 000 m³ normalisés par jour, dans tout autre cas.

Note marginale :Renseignements à consigner

25 Les renseignements suivants doivent être consignés :

• a) toutes les lectures prises au moyen d’un dispositif de mesure en continu et chaque lecture prise au moyen d’un débitmètre;

• b) le débit pour chaque période au cours de laquelle les mesures ont été prises pour chaque détermination de la valeur de l’élément G et de l’élément P;

• c) les date, heure et durée de ces périodes;

• d) les paramètres de production durant chacune de ces périodes et durant les 48 heures précédant chacune de ces périodes;

• e) une indication précisant le type d’équipement utilisé, selon qu’il s’agit d’un dispositif de mesure en continu ou d’un débitmètre ainsi que sa marque et son modèle.

Limite d’évacuation

Note marginale :15 000 m³ normalisés par année

• 26 (1) L’installation de pétrole et de gaz en amont ne peut évacuer, au cours d’une année, plus de 15 000 m³ normalisés de gaz d’hydrocarbures.

• Note marginale :Volumes exclus

  (2) Les volumes de gaz d’hydrocarbures évacués découlant des activités ci-après ne sont pas pris en compte pour la détermination du volume évacué pour l’application du paragraphe (1) :

  • a) le déchargement de liquides, qui consiste au retrait de liquides accumulés d’un puits de gaz;

  • b) la purge, qui consiste en la dépressurisation temporaire des équipements et des pipelines;

  • c) la déshydratation de glycol, qui est un système de dessiccation liquide utilisé pour l’élimination de l’eau du gaz naturel ou de l’eau des liquides de gaz naturel;

  • d) l’utilisation d’un régulateur pneumatique, d’une pompe pneumatique ou d’un compresseur;

  • e) le démarrage et l’arrêt de l’équipement;

  • f) la complétion de puits;

  • g) l’évacuation en vue d’éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence.

• Note marginale :Non-application du paragraphe (1)

  (3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas à l’égard d’une installation, à compter d’un mois donné, si le volume combiné de gaz d’hydrocarbures évacué ou détruit dans l’installation ou livré à partir de celle-ci est inférieur à 40 000 m³ normalisés au cours d’une période de douze mois consécutifs précédant ce mois.

• Note marginale :Ré-application du paragraphe (1)

  (4) Malgré le paragraphe (3), le paragraphe (1) s’applique à l’égard d’une installation visée au paragraphe (3) à compter d’un mois subséquent, si le volume combiné de gaz d’hydrocarbures évacué ou détruit dans l’installation ou livré à partir de celle-ci est égal ou supérieur à 40 000 m³ normalisés au cours d’une période de douze mois consécutifs précédant ce mois.

Note marginale :Renseignements à consigner — volume de gaz d’hydrocarbures

27 Les renseignements ci-après doivent être consignés, documents à l’appui, pour chaque mois au cours duquel une installation de pétrole et de gaz en amont est exploitée :

• a) le volume de gaz d’hydrocarbures évacué à l’installation, déterminé, exprimé en m³ normalisés;

• b) le volume de gaz d’hydrocarbures évacué découlant des activités visées à chacun des alinéas 26(2)a) à g);

• c) le volume de gaz d’hydrocarbures détruit à l’installation, exprimé en m³ normalisés;

• d) le volume de gaz d’hydrocarbures livré à partir de l’installation, exprimé en m³ normalisés.

Programme de détection et de réparation des fuites

Établissement d’un programme

Note marginale :Non-application — certains composants d’équipements

• 28 (1) Les articles 29 à 36 ne s’appliquent pas à l’égard :

  • a) d’un composant d’équipement utilisé sur une tête de puits à un site où aucune autre tête de puits ou aucun autre équipement ne se trouve exception faite des conduites de collecte ou du compteur connectés à cette tête de puits;

  • b) d’une paire de vannes d’isolement installée sur un pipeline de transport si aucun autre équipement ne se trouve sur la partie du pipeline qui peut être isolée par la fermeture des vannes;

  • c) d’un composant d’équipement utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont si son inspection pourrait causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes.

• Note marginale :Renseignement à consigner

  (2) Si un composant d’équipement est visé aux alinéas 1a) à c), une mention à cet effet doit être consignée.

Note marginale :Programme réglementaire ou alternatif

• 29 (1) Afin de limiter les émissions fugitives qui contiennent des gaz d’hydrocarbures provenant d’une fuite des composants d’équipement d’une installation, l’ exploitant établit et met en oeuvre à l’installation l’un des programmes suivants :

  • a) un programme réglementaire de détection des fuites et de réparation qui satisfait aux exigences prévues aux articles 30 à 33;

  • b) un programme alternatif de détection des fuites et de réparation visé au paragraphe 35(1) qui résulte au plus en la même quantité d’émissions fugitives que celle qui résulterait d’un programme réglementaire visé à l’alinéa a), d’après les renseignements consignés, documents à l’appui, par l’exploitant avant l’établissement du programme et, au moins une fois par’année et à au moins quatre-vingt-dix jours d’intervalle, pendant toute la durée du programme.

• Note marginale :Avis au ministre

  (2) L’exploitant d’une installation qui établit le programme alternatif de détection et de réparation des fuites visé à l’alinéa (1)b) en avise sans délai le ministre.

Programme réglementaire

Note marginale :Obligation d’effectuer des inspections

• 30 (1) Tout composant d’équipement utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit être inspecté dans les périodes visées au paragraphe (3) pour les rejets d’hydrocarbures au moyen d’instruments de détection des fuites admissibles.

• Note marginale :Instruments de détection des fuites admissibles

  (2) Les instruments de détection des fuites admissibles sont les suivants :

  • a) un instrument de surveillance portatif qui remplit les exigences suivantes :

    • (i) il est conforme aux exigences énoncées à l’article 6 de la méthode 21 de l’EPA,

    • (ii) il est utilisé conformément aux exigences de l’article 8.3 de la méthode 21 de l’EPA, pour autant qu’elles soient compatibles avec les recommandations du fabricant,

    • (iii) il est étalonné conformément aux articles 7, 8.1, 8.2 et 10 de la méthode 21 de l’EPA, avant son utilisation, chaque jour où il est utilisé,

    • (iv) après sa dernière utilisation chaque jour où il est utilisé, il fait l’objet d’une évaluation de la dérive de l’étalonnage conformément aux exigences énoncées à l’article 60.485a(b)(2) de la sous-partie VVa, intitulée Standards of Performance for Equipment Leaks of VOC in the Synthetic Organic Chemicals Manufacturing Industry for which Construction, Reconstruction, or Modification Commenced After November 7, 2006, figurant à la partie 60, chapitre 1, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis;

  • b) un instrument optique de visualisation des gaz capable de réaliser l’imagerie des gaz qui sont :

    • (i) à l’intérieur de la plage spectrale pour le composé dont la concentration est la plus élevée parmi les gaz d’hydrocarbures à mesurer,

    • (ii) composés à 50 % de méthane et à 50 % de propane à une concentration totale d’au plus 500 ppmv et à un débit supérieur ou égal à 60 g/h, s’échappant d’un orifice de 0,635 cm de diamètre,

    • (iii) à la distance d’observation établie conformément aux exigences des pratiques de travail alternatives de l’Environmental Protection Agency des États-Unis énoncées aux articles 60.18(h)(7)(i)(2)(i) à (v) de l’article 60.18, intitulé General control device and work practice requirements, figurant à la partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis.

• Note marginale :Inspections

  (3) L’inspection doit être effectuée :

  • a) pour la première fois, au plus tard, soit le 1^er mai 2020, soit si elle est postérieure, à la date qui tombe soixante jours après le démarrage de la production;

  • b) par la suite, au moins trois fois par année et à au moins soixante jours d’intervalle.

• Note marginale :Utilisation et entretien

  (4) L’instrument de détection des fuites admissible doit être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, si de telles recommandations existent.

• Note marginale :Formation requise

  (5) L’inspection est effectuée par un individu ayant suivi, dans les cinq années précédentes, une formation portant sur les éléments suivants :

  • a) le fonctionnement et l’entretien des instruments de détection des fuites admissibles conformément au paragraphe (4);

  • b) les exigences relatives à l’étalonnage visées aux sous-alinéas (2)a)(iii) et (iv) si un instrument de surveillance portatif admissible est utilisé.

Note marginale :Fuites

• 31 (1) Le rejet d’hydrocarbures provenant d’un composant d’équipement est une fuite dans les cas suivants :

  • a) il est supérieur ou égal à 500 ppmv d’hydrocarbures, tel que déterminé au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21;

  • b) il est détecté :

    • (i) au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz admissible,

    • (ii) au moyen de méthodes auditives, olfactives ou visuelles, y compris l’observation d’égouttement d’hydrocarbures liquides du composant d’équipement.

• Note marginale :Rejet non considéré comme une fuite

  (2) Le rejet détecté en application l’alinéa (1)b) n’est plus considéré comme une fuite si le composant d’équipement est inspecté au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 et s’il est établi qu’il est inférieur à 500 ppmv d’hydrocarbures.

Note marginale :Calendrier de réparations

• 32 (1) La fuite d’un composant d’équipement détectée au cours d’une inspection ou d’une autre façon doit être réparée :

  • a) dans les trente jours suivant la date de sa détection, si la fuite peut être réparée pendant que le composant d’équipement est en fonctionnement;

  • b) au plus tard avant la fin du prochain arrêt programmé, à moins que ce délai ne soit prolongé en vertu de l’article 33, dans tout autre cas.

• Note marginale :Prochain arrêt programmé

  (2) Le prochain arrêt doit être fixé au plus tard à la date à laquelle le volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m³ normalisés, calculé à partir de la date de détection de la fuite, si le composant d’équipement qui fuit et tous les autres composants d’équipements qui fuient depuis cette date n’étaient pas réparés, est égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m³ normalisés, en conséquence de gaz d’hydrocarbures qui doivent être purgés de composants d’équipement pour effectuer la réparation.

• Note marginale :Réparations

  (3) La fuite d’un composant d’équipement est considérée réparée s’il est établi que le rejet est inférieur à 500 ppmv à la suite d’une inspection du composant d’équipement effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 pouvant mesurer la concentration d’hydrocarbures en ppmv.

Note marginale :Réparations — prolongation d’au plus six mois

• 33 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui doit effectuer des réparations dans le délai prévu à l’alinéa 32(1)b) peut, au plus tard quarante-cinq jours avant la fin de ce délai, demander au ministre de lui accorder une prolongation ne pouvant dépasser six mois pour effectuer ces réparations.

• Note marginale :Prolongation accordée

  (2) Le ministre agrée la demande et accorde la prolongation pour une période d’au plus six mois si la demande comporte les renseignements visés à l’annexe 1 ainsi que les éléments suivants :

  • a) les documents établissant que, au moment du dépôt de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques le demandeur n’est pas en mesure de réparer la fuite avant la fin du prochain arrêt programmé;

  • b) les documents établissant que le demandeur a un plan pour réparer le composant d’équipement, lequel comporte :

    • (i) la date prévue pour la réalisation de ce plan,

    • (ii) les mesures qui seront prises pour assurer la complétion des réparations au plus tard à cette date,

    • (iii) une justification, documents à l’appui, que cette date est la première date à laquelle les réparations peuvent être effectuées,

    • (iv) les démarches à prendre pour minimiser ou éliminer complètement tout effet nocif que les émissions d’hydrocarbures pourraient avoir sur l’environnement et la santé humaine avant la complétion des réparations;

  • c) un énoncé portant que le processus de mise en place du plan commencera dans les trente jours suivant la date à laquelle la prolongation a été accordée.

• Note marginale :Renouvellement

  (3) La période accordée en vertu du paragraphe (2) peut être prolongée, au plus deux fois, à la suite d’une demande présentée en vertu du paragraphe (1).

• Note marginale :Rejet de la demande

  (4) Le ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande.

Note marginale :Révocation de la prolongation

• 34 (1) Le ministre révoque la prolongation accordée en vertu du paragraphe 33(2) s’il a des motifs raisonnables de croire que le titulaire a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.

• Note marginale :Conditions de révocation

  (2) Il ne peut toutefois révoquer la prolongation que si, à la fois :

  • a) il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation projetée;

  • b) il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

Programme alternatif

Note marginale :Exigences du programme

• 35 (1) Le programme alternatif de détection et de réparation des fuites doit comporter des mesures visant :

  • a) les inspections pour la détection des fuites;

  • b) l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage de l’instrument de détection des fuites, le cas échéant;

  • c) la réparation des fuites détectées.

• Note marginale :Retour au programme réglementaire

  (2) L’exploitant d’une installation qui n’a pas démontré que son programme alternatif satisfait aux exigences prévues à l’alinéa 29(1)b) établit et met en oeuvre un programme réglementaire.

Renseignements à consigner

Note marginale :Programme réglementaire

• 36 (1) Les renseignements ci-après relatifs à la mise en oeuvre d’un programme de détection et de réparation des fuites réglementaire doivent être consignés, documents à l’appui :

  • a) pour chaque étalonnage d’un instrument de détection des fuites admissible :

    • (i) les dates d’étalonnage,

    • (ii) les résultats de chaque évaluation de la dérive de l’étalonnage,

    • (iii) le nom, le cas échéant, le titre du poste et l’adresse de l’individu qui a réalisé l’étalonnage;

  • b) pour chaque inspection d’un composant d’équipement :

    • (i) la date de l’inspection ainsi que le nom de l’individu l’ayant effectuée,

    • (ii) le type de composant d’équipement,

    • (iii) l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées selon le système mondial de positionnement (GPS), au cent millième près,

    • (iv) le type d’instrument de détection des fuites utilisé pour l’inspection, y compris, le cas échéant, sa marque et son modèle,

    • (v) dans le cas où un instrument optique de visualisation des gaz visé au sous-alinéa 31(1)b)(i) a été utilisé pour l’inspection, les images enregistrées avec indication intégrée de l’heure et de la date de leur prise ainsi que l’emplacement dans l’installation où ces images ont été enregistrées ou les coordonnées GPS de cet emplacement, au cent millième près,

    • (vi) si une fuite a été détectée, une indication précisant le moyen utilisé parmi ceux visés au paragraphe 31(1) pour la détection et, dans le cas d’une fuite détectée par l’un des moyens visés à l’alinéa 31(1)b), une indication précisant si la fuite a été déterminée conformément au paragraphe 31(2), si le rejet est inférieur à 500 ppmv et, dans l’affirmative, le résultat, exprimé en ppmv, la date à laquelle ce résultat a été obtenu et le nom de la personne ayant effectué la détermination et, s’il s’agit d’une personne morale, celui de l’individu ayant effectué cette détermination ainsi que, le cas échéant, la marque et le modèle de l’instrument utilisé lors de cette détermination;

  • c) pour chaque fuite détectée au moyen d’une des méthodes visées à l’alinéa 31(1)b) et non à la suite d’une inspection :

    • (i) une indication précisant si la méthode de détection utilisée était auditive, olfactive ou visuelle,

    • (ii) la date de la détection ainsi que le nom de l’individu l’ayant détectée,

    • (iii) le type de composant d’équipement,

    • (iv) l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées GPS, au cent millième près,

    • (v) une indication précisant s’il a été déterminé conformément au paragraphe 31(2) que le rejet est inférieur à 500 ppmv, et, dans l’affirmative, le résultat, exprimé en ppmv, la date de cette détermination et le nom de la personne ayant effectué la détermination et, si cette personne est une personne morale, celui de l’individu ayant effectué cette détermination ainsi que, le cas échéant, la marque et le modèle de l’instrument utilisé lors de cette détermination;

  • d) pour chaque individu qui effectue une inspection et qui a suivi une formation sur l’utilisation, l’entretien ou l’étalonnage des instruments de détection des fuites :

    • (i) son nom ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur, si ce dernier n’est pas l’exploitant,

    • (ii) le nom et l’adresse d’affaires de l’entité qui a donné la formation ainsi que les noms et titres des individus qui ont donné la formation,

    • (iii) les dates auxquelles la formation a été donnée et, pour chaque date, le nombre d’heures de formation,

    • (iv) une description de la formation;

  • e) pour chaque réparation d’une fuite provenant d’un composant d’équipement, les renseignements suivants :

    • (i) la description des démarches entreprises pour réparer la fuite ainsi que les dates auxquelles celles-ci ont été entreprises,

    • (ii) le résultat, exprimé en ppmv, obtenu après les réparations, de l’inspection effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 ainsi que la date à laquelle le résultat a été obtenu;

  • f) pour chaque réparations qui n’a pas été effectuée dans les trente jours suivant la détection d’une fuite :

    • (i) les raisons pour lesquelles il n’était pas possible de les effectuer alors que le composant d’équipement était en fonctionnement,

    • (ii) le cas échéant, la date déterminée conformément au paragraphe 32(2) ainsi que les données et les calculs ayant mené à cette détermination.

• Note marginale :Programme alternatif

  (2) Les renseignements ci-après relatifs à la mise en oeuvre d’un programme alternatif de détection et de réparation des fuites doivent être consignés, documents à l’appui :

  • a) la date de l’inspection et, le cas échéant, le nom de la personne l’ayant effectuée;

  • b) le type de composant d’équipement qui a été inspecté ainsi que l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées GPS, au cent millième près;

  • c) une description de la manière par laquelle la fuite a été détectée;

  • d) le cas échéant, pour chaque instrument de détection utilisé, la description des mesures visant son utilisation, son entretien et son étalonnage, les dates d’entretien et d’étalonnage ainsi que les noms des personnes ayant effectué son entretien et son étalonnage;

  • e) pour chaque réparation d’une fuite provenant d’un composant d’équipement, les renseignements suivants :

    • (i) la description des démarches entreprises pour réparer la fuite ainsi que les dates auxquelles celles-ci ont été entreprises,

    • (ii) le résultat obtenu après les réparations, de l’inspection ainsi qu’une description de la manière dont l’inspection a été effectuée, y compris la date et, le cas échéant, le nom de la personne l’ayant effectuée;

  • f) les renseignements consignés en vertu de l’alinéa 29(1)b).

• Note marginale :Conservation des documents

  (3) Une copie de chaque recommandation du fabricant sur l’utilisation et l’entretien de tout instrument de détection des fuites admissible utilisé doit être conservée, le cas échéant.

Régulateurs pneumatiques et pompes pneumatiques

Note marginale :Régulateur pneumatique

• 37 (1) Aucun régulateur pneumatique dans une installation de pétrole et de gaz en amont ne peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures autre que le propane, sauf si :

  • a) il est utilisé conformément à un ensemble de conditions de fonctionnement pour lequel le taux de purge est inférieur ou égal à 0,17 m³ normalisé/h, selon le manuel de fonctionnement du fabricant ou selon la démonstration écrite, documents à l’appui, de l’exploitant de l’installation;

  • b) ses émissions d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures ou un équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures.

• Note marginale :Exception — contrôle de procédés de production

  (2) Malgré l’alinéa (1)a), un régulateur pneumatique dans une installation de pétrole et de gaz en amont peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures autre que le propane à un ensemble de conditions de fonctionnement pour lequel le taux de purge est supérieur à 0,17 m³ normalisé/h, si l’exploitant de l’installation consigne, documents à l’appui, les renseignements qui démontrent qu’il est nécessaire de fonctionner à cet ensemble de conditions pour que le régulateur pneumatique ait un temps de réponse suffisant pour contrôler un procédé faisant partie des activités de production de l’installation.

Note marginale :Renseignements à consigner — régulateur pneumatique

38 Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque régulateur pneumatique utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures :

• a) l’identifiant du régulateur pneumatique;

• b) une indication précisant si le régulateur pneumatique est utilisé :

  • (i) pour contrôler la pression ou le débit,

  • (ii) pour contrôler le niveau de liquide,

  • (iii) pour contrôler la température,

  • (iv) comme transducteur,

  • (v) comme positionneur,

  • (vi) comme dispositif d’urgence,

  • (vii) pour toute autre fin ou comme toute autre dispositif et, dans l’affirmative, la fin ou le type de dispositif.

• c) le taux de purge nominal correspondant à l’ensemble des conditions de fonctionnement du régulateur pneumatique, notamment sa pression d’alimentation et, le cas échéant, le réglage de sa bande, ou son taux de purge selon la démonstration écrite de l’exploitant de l’installation où le régulateur pneumatique est utilisé, documents à l’appui.

Note marginale :Pompe pneumatique

• 39 (1) La pompe pneumatique ou le groupe de pompes pneumatiques utilisé dans l’installation qui pompe du méthanol dans un débit commun ou dans un composant d’équipement ne peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures si cette pompe ou ce groupe de pompes pompe en moyenne plus de 20 L de méthanol par jour au cours d’un mois donné, à moins que l’exploitant de l’installation de pétrole et de gaz en amont ne soit titulaire d’un permis délivré en vertu du paragraphe 40(2).

• Note marginale :Démonstration — quantité de liquide pompé

  (2) L’exploitant de l’installation démontre, pour chaque pompe ou groupe de pompes visé au paragraphe (1) utilisé à l’installation durant un mois donné, la quantité de liquide que la pompe ou le groupe de pompes a pompé en moyenne par jour au cours de ce mois selon l’une des méthodes suivantes :

  • a) en consignant la quantité de liquide pompé durant ce mois;

  • b) au moyen des documents établissant que cette pompe ou groupe de pompe n’a pas pu pomper en moyenne plus de 20 L de liquide par jour au cours de ce mois.

• Note marginale :Cessation d’application du paragraphe (2)

  (3) Le paragraphe (2) cesse de s’appliquer à l’égard d’une pompe ou à l’égard d’un groupe de pompes à compter de la fin d’un mois au cours duquel la pompe ou le groupe de pompes a été utilisé dans une installation, s’il est établi, au moyen des renseignements consignés ou d’autres documents, que la pompe ou le groupe de pompes a pompé ou aurait pu pomper plus de 20 L de liquide par jour en moyenne au cours de ce mois.

• Note marginale :Non-application des paragraphes (1) et (2)

  (4) Les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas à l’égard de toute pompe pneumatique dont les émissions d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures ou un équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures.

Note marginale :Permis — pompe pneumatique

• 40 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut, le 30 juin 2022 ou avant cette date, présenter au ministre une demande de permis en vue d’utiliser dans l’installation une pompe pneumatique fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures lorsque ses émissions d’hydrocarbures ne sont pas captées et dirigées vers un équipement soit de conservation soit de destruction de gaz d’hydrocarbures.

• Note marginale :Délivrance de permis

  (2) Le ministre délivre le permis si la demande comporte les renseignements visés à l’annexe 2 ainsi que les documents établissant que :

  • a) il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques ou économiques, le demandeur n’est pas en mesure d’utiliser dans l’installation une pompe pneumatique ne fonctionnant pas au moyen de gaz d’hydrocarbures ou une pompe pneumatique fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures lorsque ses émissions de gaz d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures, notamment :

    • (i) les coûts en capital et les dépenses d’exploitation et d’entretien de toute modification à l’installation pour atteindre cet objectif,

    • (ii) les coûts évités et les avantages économiques qui découleraient de l’engagement de ces coûts en capital et dépenses d’exploitation et d’entretien;

  • b) le demandeur a un plan :

    • (i) qui comporte les démarches entreprises afin de minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant de la pompe pneumatique, notamment des mesures de réglage de sa capacité ou de l’ensemble de ses conditions de fonctionnement afin d’obtenir le moins d’émissions possible pour le taux d’injection de produits chimiques souhaité, accompagné d’un échéancier pour la réalisation de ce plan,

    • (ii) qui peut être considéré comme permettant à l’installation de se conformer au paragraphe 39(1) au plus tard le 1^er janvier 2026.

• Note marginale :Durée du permis

  (3) Le permis prend effet le 1^er janvier 2023 et expire selon la première des éventualités suivantes à survenir :

  • a) la date à laquelle la pompe pneumatique cesse de fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures;

  • b) le premier jour où les émissions d’hydrocarbures provenant de la pompe pneumatique sont captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;

  • c) le 31 décembre 2025.

• Note marginale :Rejet de la demande

  (4) Le ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.

Note marginale :Étiquetage

• 41 (1) Le régulateur pneumatique visé aux paragraphe 37(2) ou la pompe pneumatique visée par un permis délivré en vertu du paragraphe 40(2) doivent être étiquetés de manière à signaler qu’ils ne sont pas assujettis aux paragraphes 37(1) ou 39(1) ou une mention à cet effet doit être inscrite dans un système de suivi électronique.

• Note marginale :Identifiant

  (2) L’étiquette ou la mention doivent également comporter un identifiant du régulateur pneumatique ou de la pompe pneumatique.

Autres équipements

Note marginale :Conduite et trappe d’accès

42 La trappe d’accès et l’extrémité ouverte d’une conduite dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent être fermées de façon à minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures, sauf si leur ouverture est requise pour des raisons opérationnelles.

Note marginale :Système d’échantillonnage et limiteur de pression

43 Le système d’échantillonnage et le limiteur de pression utilisés dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent être installés et utilisés de façon à minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures.

Note marginale :Renseignements à consigner — conduite, trappe, système et limiteur

44 Lorsque l’installation de pétrole et de gaz en amont qui comporte une conduite avec une trappe d’accès, une extrémité ouverte, un système d’échantillonnage ou un limiteur de pression, une indication à cet effet doit être consignée.

Révocation de permis

Note marginale :Paragraphe 40(2)

• 45 (1) Le ministre révoque le permis délivré en vertu du paragraphe 40(2) s’il a des motifs raisonnables de croire que le titulaire a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.

• Note marginale :Conditions de révocation

  (2) Il ne peut toutefois révoquer le permis que si, à la fois :

  • a) il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation projetée;

  • b) il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

PARTIE 2Installations extracôtières de pétrole et de gaz en amont

Application

Note marginale :Installations extracôtières

• 46 (1) La présente partie s’applique à l’égard des installations extracôtières de pétrole et de gaz en amont.

• Note marginale :Non-application

  (2) Malgré le paragraphe (1), la présente partie ne s’applique pas à l’égard d’une installation extracôtière si, à la fois :

  • a) un règlement pris en vertu de la Loi de mise en oeuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve-et-Labrador ou de la Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers qui comporte des exigences au moins aussi sévères que celles prévues aux articles 47 à 53 s’applique à cette installation;

  • b) le titre de ce règlement est publié dans le Registre de la protection de l’environnement établi en vertu de l’article 12 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) pour l’application du présent paragraphe.

Limite d’évacuation

Note marginale :15 000 m³ normalisés par année

• 47 (1) L’ installation extracôtière ne peut évacuer, au cours d’une année, plus de 15 000 m³ normalisés de gaz d’hydrocarbures.

• Note marginale :Volumes exclus — santé ou sécurité

  (2) Pour l’application du paragraphe (1), dans la détermination du volume de gaz d’hydrocarbures, il n’est pas pris en compte le volume de gaz d’hydrocarbures évacué d’une installation extracôtière en vue d’éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence.

Note marginale :Renseignements à consigner — volume évacué par année

• 48 (1) Pour chaque année où une installation extracôtière a été exploitée, doit être consigné, documents à l’appui, le volume, exprimé en m³ normalisés, de gaz d’hydrocarbures évacué.

• Note marginale :Renseignements à consigner — situation d’urgence

  (2) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque volume de gaz d’hydrocarbures évacué découlant d’une situation d’urgence visée au paragraphe 47(2) :

  • a) le nom de l’installation extracôtière;

  • b) le volume de gaz d’hydrocarbures évacué, exprimé en m³ normalisés;

  • c) une description de la situation d’urgence.

Compresseurs

Note marginale :Capture ou évacuation d’émissions

49 Les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des joints d’un compresseur centrifuge dans une installation extracôtière doivent :

• a) soit être captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;

• b) soit être dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère.

Note marginale :Dispositif de surveillance continue

• 50 (1) Le débit des émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des évents visés à l’alinéa 49b) doit être mesuré au moyen d’un dispositif de surveillance continue.

• Note marginale :Exigences

  (2) Le dispositif de surveillance continue doit satisfaire aux exigences suivantes :

  • a) il est étalonné conformément aux recommandations du fabricant pour permettre une prise de mesures avec une marge d’erreur maximale de ±10 %;

  • b) il fonctionne de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;

  • c) il est équipé d’une alarme qui se déclenche quand la limite du débit applicable prévue au paragraphe (3) pour les évents d’un compresseur est atteinte.

• Note marginale :Limite du débit

  (3) La limite du débit des émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des évents d’un compresseur est :

  • a) pour un compresseur installé avant le 1^er janvier 2023 :

    • (i) de 0,68 m³ normalisé/min, si sa puissance au frein nominale est supérieure ou égale à 5 MW,

    • (ii) de 0,34 m³ normalisé/min, si sa puissance au frein nominale est inférieure à 5 MW;

  • b) pour un compresseur installé le 1^er janvier 2023 ou après cette date, de 0,14 m³ normalisé/min.

• Note marginale :Mesures correctives

  (4) Si l’alarme se déclenche, des mesures correctives doivent être prises afin de ramener ce débit dans la limite applicable de sorte que l’alarme ne se déclenche pas une fois le compresseur remis en service.

Note marginale :Renseignements à consigner

51 Les renseignements ci-après concernant les compresseurs centrifuges doivent être consignés :

• a) pour chaque compresseur visé à l’article 49 :

  • (i) son numéro de série,

  • (ii) sa marque et son modèle,

  • (iii) une indication précisant s’il a été installé avant le 1^er janvier 2023 ou le 1^er janvier 2023 ou après cette date,

  • (iv) s’il a été installé avant le 1^er janvier 2023, sa puissance au frein nominale,

  • (v) une mention des recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du dispositif de surveillance continue ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %;

• b) pour chaque compresseur pour lequel l’alarme visée au paragraphe 50(4) a été déclenchée :

  • (i) son numéro de série, sa marque et son modèle,

  • (ii) la date à laquelle l’alarme a été déclenchée,

  • (iii) le débit indiqué par le dispositif de surveillance continue lorsque l’alarme s’est déclenchée,

  • (iv) une description des mesures correctives prises ainsi que les dates de prise.

Système de détection des gaz et réparation des fuites

Note marginale :Exigences

• 52 (1) L’installation extracôtière doit être pourvue d’un système de détection de gaz qui satisfait aux exigences prévues à l’article 32 du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de Terre-Neuve et à l’article 32 du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse.

• Note marginale :Réparation

  (2) Toute fuite doit être réparée dans les sept cent trente jours suivant la date de sa détection soit au moyen d’un système de détection de gaz, soit au moyen de méthodes auditives, olfactives ou visuelles, y compris l’observation d’égouttement d’hydrocarbures liquides du composant d’équipement.

Note marginale :Renseignements à consigner

53 Les renseignements ci-après concernant la détection et la réparation des fuites doivent être consignés :

• a) la date de la détection de chaque fuite;

• b) le type d’équipement sur lequel la fuite a été détectée ainsi qu’une indication de son emplacement dans l’installation ou son identifiant;

• c) une description de la manière dont la fuite a été détectée;

• d) une description des démarches entreprises pour réparer chaque fuite détectée ainsi que les dates auxquelles ces démarches ont été entreprises.

PARTIE 3Administration

Enregistrement

Note marginale :Rapport d’enregistrement

• 54 (1) Toute installation de pétrole et de gaz en amont à l’égard de laquelle s’applique l’un des articles 5, 9, 11, 14 et 15 ou les articles 26 à 45 et toute installation extracôtière à l’égard de laquelle s’applique l’article 46 doit être enregistrée en faisant parvenir au ministre le rapport d’enregistrement de l’installation qui comporte les renseignements visés à l’annexe 3.

• Note marginale :Date d’enregistrement

  (2) L’enregistrement doit se faire au plus tard :

  • a) soit le cent vingtième jour suivant le 1^er janvier 2020;

  • b) soit, si elle est postérieure, celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :

    • (i) le cent vingtième jour suivant le premier jour où l’un des articles 5, 9, 11, 14, 15 et 46 s’applique à l’égard de l’installation,

    • (ii) le cent vingtième jour suivant le premier jour du mois visé au paragraphe 20(1) à compter duquel l’installation devient assujettie aux articles 26 à 45.

• Note marginale :Mise à jour des renseignements

  (3) S’il y a un changement de sorte qu’un renseignement fourni dans le rapport d’enregistrement n’est plus exact, un avis à cet effet qui comporte les renseignements à jour, ainsi que ceux visés à l’article 4 de l’annexe 3, doit être fourni au ministre au plus tard le quatre-vingt-dixième jour suivant ce changement.

Note marginale :Fourniture des renseignements

• 55 (1) Les renseignements requis en vertu de l’article 54 pour les fins du rapport d’enregistrement peuvent être fournis au ministre par l’entremise de toute entité approuvée par lui.

• Note marginale :Rapport d’enregistrement réputé fourni

  (2) Si tous les renseignements requis pour les fins du rapport d’enregistrement ont été fournis au ministre par l’entremise de l’entité approuvée, l’exploitant de cette installation en avise le ministre. Le rapport d’enregistrement est réputé avoir été fourni au ministre à la date de la réception de l’avis.

• Note marginale :Approbation de l’entité

  (3) Le ministre peut approuver l’entité pour l’application du paragraphe (1), s’il a conclu avec cette entité un arrangement aux termes duquel les renseignements visés à l’article 54 qui sont fournis à cette entité sont accessibles au ministre.

• Note marginale :Publication — liste des entités approuvées

  (4) Le ministre publie la liste des entités approuvées dans le Registre de la protection de l’environnement établi en vertu de l’article 12 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).

• Note marginale :Retrait de l’approbation

  (5) Le ministre peut retirer l’approbation à une entité. Il publie alors un avis à cet effet dans le Registre de la protection de l’environnement.

Consignation, mise à jour et conservation des documents

Note marginale :Délai de consignation et de mise à jour

• 56 (1) Les renseignements à consigner en vertu du présent règlement doivent l’être dans les trente jours suivant la date à laquelle ils deviennent disponibles. En outre, ils doivent être mis à jour dans les trente jours suivant la date à laquelle les renseignements deviennent disponibles.

• Note marginale :Période de conservation — indéfiniment

  (2) Tout renseignement à conserver, documents à l’appui, qui s’applique de manière continue et qui ne requiert pas une mise à jour doit être conservé indéfiniment.

• Note marginale :Période de conservation — cinq ans

  (3) Toutefois, si ce renseignement requiert une mise à jour, sa version avant sa mise à jour doit être conservée pour une période de cinq ans après la mise à jour.

• Note marginale :Période de conservation — cinq ans

  (4) Tout renseignement à conserver, documents à l’appui, qui s’applique seulement à l’égard d’un jour donné, doit être conservé pour une période de cinq ans suivant ce jour donné.

• Note marginale :Conservation des documents

  (5) Tout document à conserver en vertu du présent règlement est conservé pour une période de cinq ans.

• Note marginale :Lieu de conservation

  (6) Ces renseignements et documents sont conservés dans l’installation de pétrole et de gaz en amont en cause ou dans un autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés.

• Note marginale :Fourniture

  (7) Sur demande du ministre, l’exploitant lui fournit, dans les soixante jours suivant la date de la demande, tout renseignement et document conservés.

Modification corrélative au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)

57 [Modification]

Entrée en vigueur

Note marginale :1^er janvier 2020

• 58 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le présent règlement entre en vigueur le 1^er janvier 2020.

• Note marginale :1^er janvier 2023

  (2) Les articles 26, 27 et 37 à 41 du présent règlement et les alinéas 30p), q), v), w) et x) de l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), édictés par l’article 57 du présent règlement, entrent en vigueur le 1^er janvier 2023.