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)

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.