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)

MODIFICATIONS NON EN VIGUEUR

• — DORS/2025-280, par. 1(1), (2), (4) et (5)

  • • 1 (1) Les définitions de complétion, fracturation hydraulique, pompe pneumatique, rapport gaz-pétrole, reflux, régulateur pneumatique et taux de purge nominal, au paragraphe 2(1) du Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)Note de bas de page ¹, sont abrogées.

      • Retour à la référence de la note de bas de page ¹DORS/2018-66

    • (2) La définition de fugitive, au paragraphe 2(1) du même règlement, est abrogée.

    • (4) Le passage de la définition de venting précédant l’alinéa a), au paragraphe 2(1) de la version anglaise du même règlement, est remplacé par ce qui suit :

      venting

      venting means the emission of hydrocarbon gas from an upstream oil and gas facility in a controlled manner, other than the emission of gas arising from combustion, due to

    • (5) Le paragraphe 2(1) du même règlement est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce qui suit :

      émission fugitive

      émission fugitive Émission non intentionnelle de gaz d’hydrocarbures provenant d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (fugitive emission)

      étalon de référence

      étalon de référence 

      • a) Dans le cas d’une installation inactive, 0 %;

      • b) dans le cas de toute autre installation de pétrole et de gaz en amont :

        • (i) 0,2 %, si le volume de gaz d’hydrocarbures que l’installation produit au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours visée à la définition de intensité d’émission dépasse, d’une part, le volume de gaz d’hydrocarbures qui est traité à cette installation et, d’autre part, celui qui est transporté depuis celle-ci mais qui n’y est pas produit ni traité, au cours de cette période,

        • (ii) 0,05 %, si le volume de gaz d’hydrocarbures que l’installation traite au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours visée à la définition de intensité d’émission dépasse, d’une part, le volume de gaz d’hydrocarbures qui est produit à cette installation et, d’autre part, celui qui est transporté depuis celle-ci mais qui n’y est pas produit ni traité, au cours de cette période,

        • (iii) 0,11 %, si le volume de gaz d’hydrocarbures qui est transporté depuis l’installation, mais qui n’y est pas produit ni traité, au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours visée à la définition de intensité d’émission dépasse, d’une part, le volume de gaz d’hydrocarbures produit à cette installation et, d’autre part, celui qui y est traité au cours de cette période. (facility emission reference standard)

      ingénieur

      ingénieur Personne autorisée à exercer la profession d’ingénieur ou agréée à cette fin sous le régime du droit de la province où elle l’exerce. (engineer)

      installation de type 1

      installation de type 1 Installation de pétrole et de gaz en amont où l’un des équipements suivants est installé :  

      • a) un compresseur de gaz naturel;

      • b) un réservoir de stockage des hydrocarbures liquides produits à l’installation;

      • c) une torchère permanente. (Type 1 facility)

      installation de type 2

      installation de type 2 Installation de pétrole et de gaz en amont autre qu’une installation de type 1. (Type 2 facility)

      installation inactive

      installation inactive Installation de type 1 ou installation de type 2 où aucune activité de production, de traitement ou de transport d’hydrocarbures n’est menée, ni n’a été menée au cours des trois cent soixante-cinq jours précédents. (inactive facility)

      intensité d’émission

      intensité d’émission À l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont, quotient, exprimé en pourcentage, obtenu par la division du volume total des émissions de gaz d’hydrocarbures de l’installation, au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours précédant le jour du calcul, par le plus élevé des volumes de gaz d’hydrocarbures suivants :

      • a) le volume que l’installation a produit au cours de cette période;

      • b) celui qu’elle a traité au cours de cette période;

      • c) celui qui est égal au volume transporté depuis celle-ci au cours de cette période moins la somme des volumes visés aux alinéas a) et b). (facility emission intensity)

      seuil du taux d’émission

      seuil du taux d’émission  

      • a) Dans le cas d’une installation inactive, 0 kg/h;

      • b) dans le cas de toute autre installation de pétrole et de gaz en amont, le volume total des émissions de gaz d’hydrocarbures de celle-ci, visé à la définition de intensité d’émission, exprimé en kg/h. (facility emission rate) 

      système de mesure et d’enregistrement des émissions

      système de mesure et d’enregistrement des émissions Système qui comprend un ou plusieurs capteurs et d’autres équipements et qui est conçu pour la mesure et l’enregistrement des émissions de gaz d’hydrocarbures dans une installation de pétrole et de gaz en amont. (emission monitoring system)

• — DORS/2025-280, art. 3

  • 3 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 2.1, de ce qui suit :

    • Non-application — partie 1

      • 2.2 (1) La partie 1 ne s’applique pas à l’égard des installations de pétrole et de gaz en amont auxquelles s’applique la partie 2.

      • Application — partie 2

        (2) Si l’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont donne au ministre, conformément à l’article 2.3, un avis de l’utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement des émissions dans l’installation, la partie 2 s’applique à l’égard de cette installation à compter de la date indiquée dans l’avis.

      • Cessation d’application — partie 2

        (3) Si l’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont donne au ministre, conformément à l’article 2.4, un avis d’interruption de l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement des émissions dans l’installation, la partie 2 cesse de s’appliquer à l’égard de cette installation à compter de la date indiquée dans l’avis.

    • Avis d’utilisation — condition

      • 2.3 (1) L’avis visé au paragraphe 2.2(2) ne peut être donné à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont que si l’intensité d’émission de celle-ci, calculée par un ingénieur, est inférieure à son étalon de référence.

      • Exception

        (2) Toutefois, si l’installation n’est pas exploitée depuis moins de trois cent soixante-cinq jours, l’avis peut être fourni à son égard si l’ingénieur donne une estimation selon laquelle son intensité d’émission sera inférieure à son étalon de référence après une période d’exploitation de trois cent soixante-cinq jours.

      • Avis d’utilisation — contenu

        (3) L’avis est donné par écrit, indique la date prévue du début de l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement des émissions à l’installation et comporte les éléments suivants :

        • a) le nom de l’installation et son adresse municipale ou, à défaut d’adresse, l’un des renseignements suivants :

          • (i) ses latitude et longitude, au millième près,

          • (ii) son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le Système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles,

          • (iii) dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve;

        • b) l’intensité d’émission de l’installation et la date de son calcul;

        • c) le seuil du taux d’émission de l’installation et la date de sa détermination;

        • d) le volume de gaz d’hydrocarbures, qui est produit à l’installation, celui qui y est traité et celui qui est transporté depuis celle-ci durant la période utilisée pour le calcul de l’intensité d’émission prévu à l’alinéa b);

        • e) une description des capteurs et autres équipements qui constituent le système de mesure et d’enregistrement des émissions, notamment les spécifications et les fiches techniques;

        • f) une attestation, signée et datée par un ingénieur, indiquant que le système de mesure et d’enregistrement des émissions est conforme aux exigences prévues à l’article 53;

        • g) le nom, l’adresse et les coordonnées de l’ingénieur auteur de l’attestation.

      • Exception

        (4) Malgré les alinéas (3)b) à d), dans le cas d’une installation qui est exploitée depuis moins de trois cent soixante-cinq jours, l’avis comprend une estimation, préparée par l’ingénieur, des renseignements visés à ces alinéas.

      • Avis d’utilisation donné à l’avance

        (5) L’avis est donné au ministre au moins soixante jours avant la date qui y est indiquée, sauf s’il est donné avant le 1^er mars 2028.

    • Avis — interruption de l’utilisation du système

      2.4 L’avis visé au paragraphe 2.2(3) indique la date d’interruption de l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement des émissions dans l’installation de pétrole et de gaz en amont et est donné par écrit au ministre au moins soixante jours avant cette date.

• — DORS/2025-280, art. 5

  • 5 L’intertitre « Équipement de conservation et de destruction de gaz d’hydrocarbures » précédant l’article 5 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

    Équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures

• — DORS/2025-280, art. 6

  • 6 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 8, de ce qui suit :

    Programme de détection des émissions fugitives et de réparation

    • Inspection complète

      • 8.1 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3) et de l’article 8.14, une inspection complète de l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée aux fins de détection des émissions fugitives :

        • a) dans le cas d’une installation de type 1, une fois par trimestre, chaque année civile, à au moins soixante jours d’intervalle;

        • b) dans le cas d’une installation de type 2, une fois par année civile, à au moins deux cent soixante-dix jours d’intervalle.

      • Installations exclues

        (2) Le paragraphe (1) ne s’applique :

        • a) ni à l’égard d’une installation inactive;

        • b) ni à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont qui produit du pétrole brut, dont l’exploitation débute avant le 1^er janvier 2028 et où, au cours de l’année civile précédente :

          • (i) le volume de pétrole brut produit est d’au plus 600 m³,

          • (ii) le volume combiné de gaz d’hydrocarbures produit et reçu est d’au plus 12 000 m³.

      • Exception — basse température

        (3) Pour un trimestre donné, l’inspection complète de l’installation de type 1 n’est pas requise si, la veille du jour prévu de celle-ci, les prévisions météorologiques indiquent que, ce jour-là, la température sera inférieure à -20 °C dans le lieu où l’installation se trouve.

      • Méthode

        (4) L’inspection complète est effectuée au moyen soit d’un instrument optique de visualisation des gaz qui satisfait aux exigences prévues au paragraphe (5), soit d’un autre instrument qui satisfait aux exigences prévues au paragraphe (6).

      • Instrument optique de visualisation des gaz

        (5) Si l’inspection complète est effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz, celui-ci satisfait aux exigences suivantes :

        • a) il permet de réaliser l’imagerie des gaz qui, à la fois :

          • (i) se situent à l’intérieur du domaine spectral associé au composé dont la concentration est la plus élevée parmi les gaz d’hydrocarbures à mesurer,

          • (ii) sont composés à 50 % de méthane et à 50 % de propane à une concentration totale de 500 ppmv ou à un débit de 60 g/h, lorsqu’ils s’échappent d’un orifice de 0,635 cm de diamètre;

        • b) est utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, ou, si elles ne sont pas disponibles, selon les normes et les pratiques exemplaires de l’industrie.

      • Autre instrument

        (6) Si elle n’est pas effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz, l’inspection complète est effectuée au moyen d’un instrument qui satisfait aux exigences suivantes :

        • a) il permet de mesurer des hydrocarbures de 500 ppmv;

        • b) il possède un compteur dont l’échelle est lisible à ±12,5 ppmv d’hydrocarbures;

        • c) il est utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, ou, si elles ne sont pas disponibles, selon les normes et les pratiques exemplaires de l’industrie.

    • Inspection de dépistage

      • 8.11 (1) Sous réserve du paragraphe (2) et de l’article 8.14, une inspection de dépistage des émissions fugitives à l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée une fois au cours de chaque mois où l’exploitant ou son représentant se rend à l’installation.

      • Exceptions

        (2) L’inspection de dépistage n’est pas requise à l’installation de pétrole et de gaz en amont au cours des mois suivants :

        • a) le mois où l’inspection complète y est effectuée;

        • b) le mois où, la veille du jour prévu de l’inspection de dépistage, les prévisions météorologiques indiquent que, ce jour-là, la température sera inférieure à -20 °C dans le lieu où l’installation se trouve.

      • Méthode

        (3) L’inspection de dépistage est effectuée au moyen d’un instrument de surveillance qui, utilisé selon les recommandations du fabricant, permet de détecter toute émission fugitive dont le débit est de 10 kg/h ou plus.

    • Inspection annuelle

      • 8.12 (1) Sous réserve du paragraphe (3) et de l’article 8.14, une inspection annuelle de l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée aux fins de détection des émissions fugitives, par un vérificateur qui, à la fois :

        • a) est indépendant de l’exploitant et du propriétaire de l’installation de pétrole et de gaz en amont faisant l’objet de la vérification;

        • b) possède des connaissances et de l’expérience en matière d’instruments de détection des émissions.

      • Intervalle

        (2) L’inspection annuelle est effectuée chaque année civile, à au moins cent quatre-vingts jours d’intervalle et au moins trente jours après l’inspection complète la plus récente.

      • Exception

        (3) L’inspection annuelle de l’installation n’est pas requise au cours de l’année civile où celle prévue au paragraphe 53.1(1) y est effectuée.

      • Méthode

        (4) L’inspection annuelle est effectuée selon une méthode qui, dans des conditions normalisées, permet de détecter, avec une probabilité d’au moins 90 %, toute émission fugitive dont le débit est de 10 kg/h ou plus.

    • Conduite de l’inspection

      8.13 L’inspection requise aux termes de l’un ou l’autre des articles 8.1 à 8.12 est effectuée :

      • a) par une personne ayant suivi, dans les cinq années précédant le jour où l’inspection est effectuée, une formation sur l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage des instruments qu’elle utilise pour l’inspection;

      • b) au moyen d’instruments étalonnés, entretenus et utilisés selon les recommandations du fabricant, le cas échéant.

    • Exclusion — santé ou sécurité

      8.14 Tout composant d’équipement dont l’inspection risque de causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes n’a pas à faire l’objet des inspections prévues aux articles 8.1 à 8.12.

    • Délai de réparation

      • 8.15 (1) Lorsqu’une émission fugitive est détectée à l’installation de pétrole et de gaz en amont, que ce soit au cours d’une inspection ou non, le composant d’équipement en cause est réparé :

        • a) s’il peut l’être en cours d’utilisation, dans le délai applicable prévu aux paragraphes (2) ou (3);

        • b) sinon, au plus tard avant la fin du prochain arrêt programmé de l’installation.

      • Réparation — débit non établi

        (2) Si le composant d’équipement peut être réparé en cours d’utilisation et que le débit de l’émission fugitive n’est pas établi, la réparation est effectuée dans les vingt-quatre heures suivant la détection de l’émission.

      • Réparation — débit établi

        (3) Si le composant d’équipement peut être réparé en cours d’utilisation et que le débit de l’émission fugitive est établi, la réparation est effectuée :

        • a) dans le cas où le débit est de moins de 1 kg/h, dans les quatre-vingt-dix jours suivant le jour où l’émission est détectée;

        • b) dans le cas où il est de 1 kg/h ou plus mais de moins de 10 kg/h, dans les trente jours suivant le jour où l’émission est détectée;

        • c) dans le cas où il est de 10 kg/h ou plus mais de moins de 100 kg/h, dans les sept jours suivant le jour où l’émission est détectée;

        • d) dans le cas où il est de 100 kg/h ou plus, dans les vingt-quatre heures suivant la détection de l’émission.

      • Débit réduit

        (4) La réparation est toutefois effectuée dans les trente jours suivant le jour où l’émission fugitive est détectée si, au cours de la période de réparation applicable prévue aux alinéas (3)c) ou d), des mesures qui réduisent le débit de l’émission à moins de 10 kg/h sont prises.

      • Volume de gaz d’hydrocarbures

        (5) La mention de volume de gaz d’hydrocarbures aux paragraphes (6) et (7) vaut mention de ce volume exprimé en m³ normalisés.

      • Réparation reportée — émissions faibles

        (6) Malgré les alinéas (3)a) et b) et le paragraphe (4), si le débit des gaz d’hydrocarbures émis par le composant d’équipement est inférieur à 10 kg/h, la réparation peut être reportée jusqu’au jour où le volume total estimé des émissions fugitives qui proviendraient de ce composant et de tout autre composant d’équipement, si ceux-ci n’étaient pas réparés, depuis la date de détection de l’émission fugitive est égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis en conséquence de la dépressurisation temporaire des équipements ou des pipelines requise pour effectuer la réparation.

      • Réparation — arrêt de l’installation nécessaire

        (7) Si le composant d’équipement ne peut pas être réparé en cours d’utilisation, le prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont est fixé au plus tard au jour où le volume total estimé des émissions fugitives qui proviendraient de ce composant et de tout autre composant d’équipement, si ceux-ci n’étaient pas réparés, depuis la date de détection de l’émission fugitive est égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis en conséquence de la dépressurisation temporaire des équipements ou des pipelines requise pour effectuer la réparation.

      • Vérification de la réparation

        (8) Le composant d’équipement est considéré comme étant réparé si l’émission fugitive ne peut plus être détectée au moyen d’une méthode permettant de détecter les gaz d’hydrocarbures d’un débit d’au plus 60 g/h ou d’une concentration d’au plus 500 ppmv.

    • Demande — réparation pendant l’utilisation

      • 8.16 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut demander au ministre de prolonger le délai de réparation prévu aux alinéas 8.15(3)a) ou b) ou au paragraphe 8.15(4) ou, dans le cas où la réparation est reportée au titre du paragraphe 8.15(6), de prolonger le délai nécessaire à l’achèvement de la réparation, si, à la fois :

        • a) la demande est présentée au moins quinze jours avant l’expiration du délai de réparation ou avant le jour auquel la réparation a été reportée, selon le cas;

        • b) le composant d’équipement émet des gaz d’hydrocarbures à un débit inférieur à 10 kg/h.

      • Demande de report de l’arrêt

        (2) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut demander au ministre de reporter le jour du prochain arrêt programmé de l’installation fixé en application du paragraphe 8.15(7), la demande devant être présentée au moins quinze jours avant ce jour.

      • Contenu

        (3) La demande présentée au titre des paragraphes (1) ou (2) comporte les renseignements prévus à l’annexe 1 ainsi que les éléments suivants :

        • a) s’agissant d’une demande présentée au titre du paragraphe (1), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant l’expiration du délai de réparation applicable ou avant le jour auquel la réparation a été reportée, selon le cas;

        • b) s’agissant d’une demande présentée au titre du paragraphe (2), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant la fin du prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont;

        • c) les documents établissant que l’exploitant dispose d’un plan de réparation du composant d’équipement qui comporte :

          • (i) la date d’achèvement prévue de la réparation,

          • (ii) les mesures qui seront prises pour assurer l’achèvement de la réparation au plus tard à cette date,

          • (iii) la justification, documents à l’appui, du fait que cette date est la première date à laquelle la réparation peut être effectuée,

          • (iv) les mesures qui seront prises pour éliminer ou, à défaut, réduire le plus possible tout effet nocif que les émissions de gaz d’hydrocarbures pourraient avoir sur l’environnement ou sur la santé ou la sécurité des personnes avant l’achèvement de la réparation;

        • d) un énoncé portant que la mise en oeuvre du plan commencera dans les trente jours suivant la date à laquelle la prolongation ou le report aura été accordé.

      • Conditions

        (4) Si la demande comporte les éléments prévus au paragraphe (3), le ministre :

        • a) s’agissant d’une demande visée au paragraphe (1), prolonge d’une période d’au plus six mois le délai de réparation ou celui nécessaire à l’achèvement de la réparation, selon le cas;

        • b) s’agissant d’une demande visée au paragraphe (2), reporte d’une période d’au plus six mois le jour fixé du prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont.

      • Renouvellement

        (5) Le ministre renouvelle la prolongation ou le report accordé en vertu du paragraphe (4) si, à la fois :

        • a) l’exploitant lui présente une demande de renouvellement qui comporte les renseignements prévus à l’annexe 1 et les éléments suivants :

          • (i) les renseignements prévus aux alinéas (3)c) et d),

          • (ii) s’agissant d’une demande de renouvellement de la prolongation accordée au titre de l’alinéa (4)a), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant l’expiration du délai de réparation prolongé ou de la période supplémentaire accordée, selon le cas,

          • (iii) s’agissant d’une demande de renouvellement du report accordé au titre de l’alinéa (4)b), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant le jour auquel le prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont a été reporté;

        • b) la demande de renouvellement est présentée :

          • (i) dans le cas d’une prolongation visée à l’alinéa (4)a), au moins quarante-cinq jours avant l’expiration du délai de réparation prolongé ou de la période supplémentaire accordée, selon le cas,

          • (ii) dans le cas d’un report visé à l’alinéa (4)b), au moins quarante-cinq jours avant le jour auquel le prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont a été reporté;

        • c) la prolongation ou le report, selon le cas, n’a pas déjà été renouvelé.

      • Rejet

        (6) Le ministre rejette toute demande visée au présent article s’il a des motifs raisonnables de croire que l’exploitant y a fourni des renseignements faux ou trompeurs.

    • Révocation

      • 8.17 (1) Le ministre révoque la prolongation ou le report accordé en vertu du paragraphe 8.16(4) ou renouvelé en vertu du paragraphe 8.16(5) s’il a des motifs raisonnables de croire que l’exploitant a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande.

      • Limites

        (2) Il ne peut toutefois révoquer la prolongation ou le report que s’il donne à l’exploitant :

        • a) les motifs écrits de la révocation projetée;

        • b) la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

    • Renseignements à consigner — inspections et émissions fugitives

      8.18 Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard des inspections et des émissions fugitives de l’installation de pétrole et de gaz en amont :

      • a) relativement à chaque inspection effectuée :

        • (i) la date et l’heure,

        • (ii) son type (inspection complète, annuelle ou de dépistage),

        • (iii) la méthode utilisée,

        • (iv) la marque et le numéro de modèle de chaque instrument utilisé,

        • (v) les détails concernant l’étalonnage de chaque instrument utilisé,

        • (vi) un énoncé indiquant si des émissions fugitives ont été détectées ou non;

      • b) les nom et coordonnées du vérificateur qui a effectué l’inspection annuelle ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur;

      • c) relativement à chaque personne qui a effectué l’inspection complète ou de dépistage :

        • (i) son nom, ses coordonnées ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur si celui-ci n’est pas l’exploitant,

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

        • (iii) la description de la formation reçue;

      • d) si, en application de l’alinéa 8.1(2)b), l’installation n’a pas eu à faire l’objet d’une inspection complète :

        • (i) le volume de pétrole brut, exprimé en m³, qu’elle a produit au cours de l’année civile précédente,

        • (ii) le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³, qu’elle a produit et reçu au cours de l’année civile précédente;

      • e) si, en application du paragraphe 8.1(3) ou de l’alinéa 8.11(2)b), l’installation n’a pas fait l’objet d’une inspection complète ou de dépistage, la température qu’indiquaient, la veille du jour prévu de l’inspection, les prévisions météorologiques pour ce jour au lieu où se trouve l’installation;

      • f) relativement à chaque émission fugitive détectée :

        • (i) l’identifiant unique, le cas échéant, que lui a attribué l’exploitant,

        • (ii) la description et l’emplacement du composant d’équipement qui l’a émise,

        • (iii) la date où elle a été détectée,

        • (iv) la date où elle a cessé,

        • (v) son débit, exprimé en kg/h, avant la réparation du composant d’équipement en cause, si ce débit est établi,

        • (vi) si la réparation du composant d’équipement en exige l’arrêt, le jour du prochain arrêt programmé de l’installation et les calculs ayant servi à fixer ce jour,

        • (vii) si des mesures qui réduisent le débit de l’émission à moins de 10 kg/h sont prises au titre du paragraphe 8.15(4), son débit, exprimé en kg/h, établi à la suite de la prise de ces mesures,

        • (viii) si la réparation du composant d’équipement a été reportée au titre du paragraphe 8.15(6), les calculs ayant servi à fixer le jour auquel la réparation du composant d’équipement a été reportée,

        • (ix) la méthode utilisée pour vérifier la réparation du composant d’équipement réparé.

• — DORS/2025-280, art. 7

  • 7 Les articles 9 à 19 et les intertitres précédant l’article 20 du même règlement sont abrogés.

• — DORS/2025-280, art. 8

  • • 8 (1) Le passage du paragraphe 20(1) du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

      • Application des articles 26, 27 et 37 à 45

        • 20 (1) Les articles 26, 27 et 37 à 45 s’appliquent à l’égard de l’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 supérieur à 60 000 m³ normalisés, déterminé de la manière suivante :

    • (2) L’article 20 du même règlement est abrogé.

• — DORS/2025-280, art. 9

  • • 9 (1) Le passage de l’article 21 du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

      • Renseignements à consigner — non-application

        21 Si aucun des articles 26, 27 et 37 à 45 ne s’applique, pour un mois donné, à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont, les renseignements ci-après sont consignés, documents à l’appui :

    • (2) L’article 21 du même règlement est abrogé.

• — DORS/2025-280, art. 10

  • 10 Les articles 22 à 27 du même règlement sont abrogés.

• — DORS/2025-280, art. 11

  • 11 Les intertitres précédant l’article 28 et les articles 28 à 36 du même règlement sont abrogés.

• — DORS/2025-280, art. 12

  • 12 L’intertitre précédant l’article 37 et les articles 37 à 45 du même règlement sont abrogés.

• — DORS/2025-280, art. 13

  • 13 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 45, de ce qui suit :

    Destruction de gaz d’hydrocarbures et évacuation

    Champ d’application

    • Application des articles 46 à 50

      45.1 Les articles 46 à 50 s’appliquent à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont à compter :

      • a) du 1^er janvier 2030, si l’exploitation débute avant le 1^er janvier 2028;

      • b) de la date du début de l’exploitation, si elle débute le 1^er janvier 2028 ou ultérieurement.

• — DORS/2025-280, art. 14

  • 14 L’article 45.1 du même règlement et l’intertitre « Champ d’application » le précédant sont abrogés.

• — DORS/2025-280, art. 16

  • 16 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 45.1, de ce qui suit :

    Destruction de gaz d’hydrocarbures

    • Étude technique requise

      • 46 (1) Sauf si elle est nécessaire pour éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence, la destruction de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont est étayée par une étude technique qui conclut que l’usage des gaz aux fins de production de chaleur ou d’énergie utiles n’est pas possible dans les circonstances.

      • Révision

        (2) L’étude technique est révisée tous les douze mois par un ingénieur et, si la conclusion visée au paragraphe (1) n’est plus justifiée, la destruction de gaz d’hydrocarbures à l’installation doit cesser.

    • Équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures

      • 47 (1) L’équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures, à l’exception du système d’oxydation catalytique, utilisé à l’installation de pétrole et de gaz en amont, doit satisfaire aux conditions suivantes :

        • a) être doté d’un système de combustion qui, lorsque les gaz d’hydrocarbures y sont acheminés, à la fois :

          • (i) maintient une combustion stable des gaz d’hydrocarbures, sans émissions visibles,

          • (ii) assure une efficacité minimale de conversion de carbone de 98 %;

        • b) être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant ou, si elles ne sont pas disponibles, selon les normes et les pratiques exemplaires de l’industrie.

      • Inspection visuelle

        (2) Dans le cas où le système de combustion mentionné à l’alinéa (1)a) n’est pas doté d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme, l’équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures fait l’objet d’une inspection visuelle au moins une fois tous les sept jours pour assurer le maintien d’une combustion stable des gaz d’hydrocarbures.

      • Système d’oxydation catalytique

        (3) Le système d’oxydation catalytique utilisé à l’installation de pétrole et de gaz en amont aux fins de destruction de gaz d’hydrocarbures doit satisfaire aux conditions suivantes :

        • a) être utilisé de sorte que les gaz d’hydrocarbures n’y soient pas acheminés lorsque la température du catalyseur est inférieure à celle recommandée par le fabricant de l’équipement;

        • b) être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant.

    • Dossier à tenir

      • 48 (1) Si des gaz d’hydrocarbures sont détruits à l’installation de pétrole et de gaz en amont, un dossier comportant les copies ci-après est tenu :

        • a) une copie de l’étude technique prévue au paragraphe 46(1);

        • b) le cas échéant, une copie des conclusions de toute révision de cette étude effectuée en application du paragraphe 46(2).

      • Renseignements à consigner

        (2) Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard de l’équipement de destruction des gaz d’hydrocarbures à l’installation :

        • a) une indication précisant si l’équipement est un système de combustion ou un système d’oxydation catalytique;

        • b) dans le cas où l’équipement est un système de combustion :

          • (i) une indication précisant s’il est doté d'un système de détection automatique de l’extinction de la flamme et précisant la manière dont la flamme est rallumée en cas d'extinction,

          • (ii) s’il n’est pas doté d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme, une indication précisant les inspections visuelles effectuées en conformité avec le paragraphe 47(2);

        • c) une indication précisant la façon dont la conformité de l’équipement aux exigences prévues aux paragraphes 47(1) ou (3), selon le cas, est assurée ainsi qu’une description de la façon dont l’équipement est utilisé et entretenu, qui comprend les recommandations du fabricant ou, si ces dernières ne sont pas disponibles, une liste des normes et des pratiques exemplaires de l’industrie en la matière.

    Évacuation

    • Interdiction — évacuations

      • 49 (1) Il est interdit d’évacuer les gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont.

      • Exceptions

        (2) Les gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont peuvent toutefois être évacués si, selon le cas :

        • a) l’évacuation est faite dans le cadre de l’entretien programmé de l’équipement ou de la dépressurisation temporaire programmée de l’équipement ou des pipelines et des mesures sont prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué;

        • b) elle est nécessaire pour éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence;

        • c) le pouvoir calorifique ou le débit des gaz d’hydrocarbures n’est pas suffisant pour assurer une destruction continue des gaz par l’équipement de destruction des gaz d’hydrocarbures;

        • d) l’utilisation de l’équipement de destruction ou de conservation des gaz d’hydrocarbures prolongerait l’interruption de l’approvisionnement du public en gaz d’hydrocarbures;

        • e) l’installation produit du pétrole brut et les conditions suivantes sont réunies :

          • (i) son exploitation débute avant le 1^er janvier 2028,

          • (ii) au cours de l’année civile précédant l’évacuation, le volume de pétrole brut qui y est produit est d’au plus 600 m³ et le volume total de gaz d’hydrocarbures qui en est évacué est d’au plus 12 000 m³,

          • (iii) l’évacuation ne provient pas d’un dispositif pneumatique qui génère de l’énergie mécanique au moyen de gaz sous pression,

          • (iv) des mesures, comme la destruction ou la conservation de gaz d’hydrocarbures, sont prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué.

      • Limite d’évacuation

        (3) Malgré le paragraphe (2), il est interdit d’évacuer, au cours d’une année civile, plus de 12 000 m³ de gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont visée à l’alinéa (2)e).

    • Renseignements à consigner — évacuation

      50 Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard des évacuations de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont :

      • a) s’agissant des évacuations visées aux alinéas 49(2)a) à d) :

        • (i) la date, l’heure et la durée,

        • (ii) le composant d’équipement à l’origine de l’évacuation, 

        • (iii) le débit des gaz d’hydrocarbures évacués, exprimé en kg/h, dans des conditions normalisées,

        • (iv) les circonstances et les raisons à l’origine de l’évacuation, notamment une mention de celle des exceptions visées au paragraphe 49(2) qui justifie l’évacuation dans ces circonstances, explications à l’appui,

        • (v) les mesures prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué;

      • b) s’agissant de l’évacuation visée à l’alinéa 49(2)e) :

        • (i) le volume de pétrole brut, exprimé en m³, produit au cours de l’année civile précédente,

        • (ii) le volume de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³, évacué au cours de l’année civile précédente,

        • (iii) les mesures prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué.

    PARTIE 2Installations de pétrole et de gaz en amont utilisant un système de mesure et d’enregistrement des émissions

    Utilisation du système

    • Avis donné

      • 51 (1) L’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui donne au ministre l’avis visé au paragraphe 2.2(2) veille à ce que l’intensité d’émission de l’installation, calculée par un ingénieur, demeure inférieure à son étalon de référence.

      • Mise à jour

        (2) L’intensité d’émission et le seuil du taux d’émission de l’installation de pétrole et de gaz en amont sont mis à jour annuellement et à la suite :

        • a) de chaque analyse effectuée en application du paragraphe 53.2(2);

        • b) de tout changement physique apporté à l’installation, ou tout changement apporté à son fonctionnement, qui aurait une incidence d’au moins 10 % sur le volume de ses émissions de gaz d’hydrocarbures ou sur le volume de gaz d’hydrocarbures qui y est produit ou traité ou depuis laquelle il est transporté.

      • Rajustement du seuil du taux d’émission

        (3) Lorsque le seuil du taux d’émission est mis à jour, notamment en application du paragraphe (2), il doit être rajusté pour tenir compte de tout changement du volume des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation, exprimé en kg/h, qui, selon l’estimation d’un ingénieur, se produira pendant la période de trois cent soixante-cinq jours suivant un changement physique apporté à l’installation, ou un changement apporté à son fonctionnement, depuis la date de la dernière détermination du seuil.

      • Renseignements à consigner

        (4) Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont :

        • a) son intensité d’émission et son seuil du taux d’émission à la date indiquée dans l’avis donné aux termes du paragraphe 2.2(2);

        • b) les mises à jour de son intensité d’émission et de son seuil du taux d’émission ainsi que la raison et la date des mises à jour.

    • Fonctionnement continu

      • 52 (1) Sauf lors de l’entretien préventif du système ou d’un de ses éléments, le système de mesure et d’enregistrement des émissions fonctionne sans interruption.

      • Entretien préventif

        (2) Il est interdit de procéder à l’entretien préventif durant toute période où l’émission de gaz d’hydrocarbures est projetée ou peut survenir.

    Exigences – système

    • Capteurs et autres équipements

      • 53 (1) Le système de mesure et d’enregistrement des émissions remplit les exigences suivantes :

        • a) ses capteurs et autres équipements, à la fois :

          • (i) dans des conditions contrôlées en laboratoire, permettent la détection des émissions de gaz d’hydrocarbures dont le débit total est de 1 kg/h ou plus,

          • (ii) sont situés de sorte à permettre la détection des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation;

        • b) ses capteurs prennent une mesure :

          • (i) dans le cas d’une installation de type 1, au moins toutes les quinze minutes,

          • (ii) dans le cas d’une installation de type 2 ou d’une installation inactive, au moins toutes les douze heures;

        • c) il enregistre les mesures prises en application de l’alinéa b);

        • d) il émet une alerte lorsque le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées à l’installation dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 1 kg/h ou plus.

      • Étalonnage

        (2) Les capteurs et autres équipements du système de mesure et d’enregistrement des émissions sont étalonnés conformément aux recommandations du fabricant de façon à permettre une prise de mesure avec une marge d’erreur maximale de ±​20 %.

    Inspection

    • Inspection annuelle

      • 53.1 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), une inspection annuelle est effectuée aux fins de détection des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont, chaque année civile, à au moins cent quatre-vingts jours d’intervalle, par un vérificateur qui, à la fois :

        • a) est indépendant de l’exploitant et du propriétaire de l’installation de pétrole et de gaz en amont faisant l’objet de la vérification;

        • b) possède des connaissances et de l’expérience en matière d’instruments de détection des émissions. 

      • Exception

        (2) L’inspection annuelle n’est pas requise si celle prévue au paragraphe 8.12(1) est effectuée au cours de l’année civile concernée.

      • Exception

        (3) Tout composant d’équipement dont l’inspection risque de causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes n’a pas à faire l’objet d’une inspection annuelle.

      • Méthodes

        (4) L’inspection annuelle est effectuée selon les méthodes qui, dans des conditions normalisées, permettent de détecter, avec une probabilité d’au moins 90 %, les émissions de gaz d’hydrocarbures dont le débit total est de 10 kg/h ou plus.

      • Renseignements à consigner — inspection annuelle

        (5) Les renseignements ci-après sont consignés à l’égard de chaque inspection annuelle :

        • a) la date et l’heure;

        • b) les nom et coordonnées du vérificateur ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur;

        • c) la description des méthodes et des équipements utilisés;

        • d) les détails concernant l’étalonnage de chaque instrument utilisé;

        • e) un énoncé indiquant si des émissions de gaz d’hydrocarbures ont été détectées ou non;

        • f) si des émissions ont été détectées :

          • (i) leur débit total, exprimé en kg/h,

          • (ii) leur identifiant unique, si l’exploitant leur en a attribué un,

          • (iii) le cas échéant, les mesures prises pour les réduire.

    Émissions

    • Délai de réduction des émissions

      • 53.2 (1) Lorsque le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées à l’installation de pétrole et de gaz en amont dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 1 kg/h ou plus, le dépassement est ramené à moins de 1 kg/h dès que possible, mais au plus tard :

        • a) si le dépassement est de 1 kg/h ou plus, mais de moins de 10 kg/h, trente jours après la date où les émissions ont été détectées;

        • b) s’il est de 10 kg/h ou plus, mais de moins de 100 kg/h, sept jours après la date où les émissions ont été détectées;

        • c) s’il est de 100 kg/h ou plus, vingt-quatre heures après la détection des émissions.

      • Analyse requise

        (2) Une analyse est effectuée à l’égard de chaque situation où le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 10 kg/h ou plus.

      • Renseignements à consigner — système et émissions

        (3) Les renseignements ci-après sont consignés :

        • a) à l’égard de chaque arrêt du système de mesure et d’enregistrement des émissions, la date, l’heure et la durée de l’arrêt;

        • b) à l’égard de chaque situation où le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 1 kg/h ou plus :

          • (i) le débit total maximum des émissions, exprimé en kg/h, s’il est connu,

          • (ii) la date et l’heure auxquelles les émissions ont été détectées,

          • (iii) la date et l’heure auxquelles le dépassement a été ramené à moins de 1 kg/h,

          • (iv) la liste des mesures prises pour réduire le débit total des émissions,

          • (v) le cas échéant, la période pendant laquelle il y a eu arrêt de l’installation;

        • c) les résultats de chaque analyse effectuée en application du paragraphe (2).

    Rapport annuel

    • Remise au ministre

      53.3 Au plus tard le 30 juin de chaque année, un rapport annuel comportant, relativement à l’année civile précédente, les éléments ci-après est remis au ministre à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont :

      • a) relativement à l’inspection annuelle :

        • (i) les renseignements prévus au paragraphe 53.1(5) ou ceux visés aux alinéas 8.18a), b) et f), selon le cas,

        • (ii) toute mesure du débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées à l’installation prise et enregistrée par le système de mesure et d’enregistrement des émissions pendant l’inspection;

      • b) les renseignements prévus aux alinéas 53.2(3)b) et c) relativement au débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation au cours de l’année civile;

      • c) les mises à jour de l’intensité d’émission et du seuil du taux d’émission de l’installation, les calculs à l’appui de ces mises à jour ainsi que la raison et la date de celles-ci;

      • d) la dernière intensité d’émission et le dernier seuil du taux d’émission de l’installation calculés pour l’année civile précédant celle relativement à laquelle le rapport est remis au ministre.

• — DORS/2025-280, art. 17

  • 17 Les paragraphes 54(1) et (2) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

    • Rapport d’enregistrement

      • 54 (1) Toute installation de pétrole et de gaz en amont est enregistrée au moyen d’un rapport d’enregistrement qui comporte les renseignements prévus à l’annexe 3 et qui est soumis au ministre.

      • Date d’enregistrement

        (2) Elle est enregistrée dans les cent vingt jours suivant le 1^er janvier 2028 ou, s’il est postérieur, le jour où débute son exploitation.

• — DORS/2025-280, art. 18

  • 18 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 55, de ce qui suit :

    Avis supplémentaire

    • Renseignements requis

      • 55.1 (1) Si l’installation de pétrole et de gaz en amont est enregistrée conformément au paragraphe 54(1) avant le 1^er janvier 2028, un avis supplémentaire comportant les renseignements prévus à l’article 7 de l’annexe 3 est donné au ministre au plus tard le 30 avril 2028.

      • Présomption

        (2) Les renseignements fournis au ministre en application du paragraphe (1) sont réputés être fournis dans le rapport d’enregistrement de l’installation.

• — DORS/2025-280, art. 19

  • 19 Les renvois qui suivent le titre « ANNEXE 1 », à l’annexe 1 du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :

    (paragraphe 8.16(3) et alinéa 8.16(5)a))

• — DORS/2025-280, art. 20

  • 20 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 4, de ce qui suit :

    • 4.1 La date de détection de l’émission fugitive.

    • 4.2 Le débit de l’émission fugitive, exprimé en kg/h.

    • 4.3 Si la réparation a été reportée au titre du paragraphe 8.15(6), le jour auquel elle l’a été et les calculs ayant servi à fixer ce jour.

    • 4.4 Si le composant d’équipement ne peut pas être réparé en cours d’utilisation, le jour du prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont fixé en application du paragraphe 8.15(7) et les calculs ayant servi à fixer ce jour.

• — DORS/2025-280, art. 21

  • 21 L’annexe 2 du même règlement est abrogée.

• — DORS/2025-280, art. 22

  • 22 Les renvois qui suivent le titre « ANNEXE 3 », à l’annexe 3 du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :

    (paragraphes 54(1) et (3) et 55.1(1))

• — DORS/2025-280, art. 23

  • 23 L’annexe 3 du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 6, de ce qui suit :

    • 7 Un énoncé précisant s’il s’agit d’une installation de type 1, d’une installation de type 2 ou d’une installation inactive.