Titre abrégé

1 Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation du pétrole et du gaz au Canada.

Définitions

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

API

API Sigle désignant l'American Petroleum Institute. (API)

autorisation d’exécuter des travaux de production

autorisation d’exécuter des travaux de production Autorisation que l’Office national de l’énergie accorde à l’exploitant en vertu de l’alinéa 5(1)b) de la Loi. (production operations authorization)

certificat de conformité

certificat de conformité Certificat délivré par la société d’accréditation conformément à l’article 4 du Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation du pétrole et du gaz au Canada. (certificate of fitness)

chantier de production

chantier de production[Abrogée, DORS/2002-170, art. 12(F)]

chantier de production extracôtière

chantier de production extracôtière[Abrogée, DORS/2002-170, art. 12(F)]

chantier de production sur terre

chantier de production sur terre[Abrogée, DORS/2002-170, art. 12(F)]

colonne de production

colonne de production Tubage installé dans un puits de forage à des fins de production ou d’injection. (production casing)

conditions environnementales

conditions environnementales Conditions météorologiques et océanographiques et conditions naturelles connexes, y compris l’état des glaces, qui peuvent influer sur les travaux autorisés en vertu du présent règlement. (physical environmental conditions)

conduite d’écoulement

conduite d’écoulement Pipeline utilisé pour transporter des fluides entre un puits et le matériel de production. La présente définition vise notamment les pipelines à l’intérieur d’un champ et les conduites d’amenée. (flowline)

conduite d’injection

conduite d’injection Pipeline qui sert au transport des fluides jusqu’à un puits d’injection ou un puits de refoulement. (injection line)

déchets

déchets Rebuts, rejets, eaux usées, fluides résiduels de puits ou autres matières inutiles produites au cours de l’exécution de travaux de production ou d’un projet de production. (waste material)

délégué

délégué Délégué à la sécurité ou délégué à l’exploitation, selon le cas, conformément à la Loi. (Chief)

emplacement de production

emplacement de production Emplacement de l’installation de production, actuel ou proposé. (production site)

emplacement de production extracôtière

emplacement de production extracôtière Emplacement de production qui est submergé et qui n’est pas une île, une île artificielle ou une plate-forme de glace. (offshore production site)

emplacement de production sur terre

emplacement de production sur terre Emplacement de production autre que l’emplacement de production extracôtière. (onshore production site)

équipe de production

équipe de production Groupe de personnes autorisées qui sont au service de l’exploitant et dont les principales fonctions consistent à faire fonctionner une installation de production. (production crew)

essai de production

essai de production Essai effectué afin d’établir la relation entre la pression de fond en débit et le débit des fluides du réservoir qui proviennent d’un puits. (production test)

exploitant

exploitant Personne qui demande ou a obtenu l’autorisation d’exécuter des travaux de production. (operator)

fluide

fluide Gaz ou liquide, ou combinaison des deux. (fluid)

gisement de gaz

gisement de gaz Gisement qui contient des hydrocarbures se trouvant principalement à l’état gazeux (monophasique). (gas pool)

gisement de pétrole

gisement de pétrole Gisement qui contient des hydrocarbures se trouvant principalement à l’état liquide (monophasique). (oil pool)

île artificielle

île artificielle Île construite par une personne pour servir d’emplacement à la recherche, notamment par forage, du pétrole ou du gaz, ou pour permettre la production, le stockage, le transport, la distribution, la mesure, la transformation ou la manutention du pétrole ou du gaz. (artificial island)

installation

installation Installation de plongée, de forage ou de production, ou installation d’habitation au large des côtes. (installation)

installation de forage

installation de forage Unité de forage ou appareil de forage, ainsi que sa base de forage. La présente définition comprend tout système de plongée non autonome. (drilling installation)

installation de plongée

installation de plongée Système de plongée et tout navire connexe qui fonctionnent indépendamment d’une installation de forage, de production ou d’habitation. (diving installation)

installation de production

installation de production Matériel de production, y compris les plates-formes, les îles artificielles, les systèmes de production sous-marins, les systèmes de chargement au large des côtes, l’équipement de forage, le matériel afférent aux activités maritimes et les systèmes de plongée non autonomes connexes. (production installation)

installation de production extracôtière

installation de production extracôtière Installation de production située sur l’emplacement de production extracôtière. (offshore production installation)

installation de production sur terre

installation de production sur terre Installation de production située sur l’emplacement de production sur terre. (onshore production installation)

installation d’habitation

installation d’habitation Installation qui sert à loger des personnes à l’emplacement de production ou à l’emplacement de forage et qui fonctionne indépendamment de toute installation de production, de forage ou de plongée. La présente définition vise notamment les systèmes de plongée non autonomes connexes. (accommodation installation)

installation d’habitation au large des côtes

installation d’habitation au large des côtes Installation d’habitation à l’emplacement de production au large des côtes. (offshore accommodation installation)

intervalle d’achèvement

intervalle d’achèvement Intervalle par lequel un fluide entre dans un puits de forage ou en sort. (completion interval)

logement connexe

logement connexe Logement qui fait partie d’une installation, autre que l’installation d’habitation au large des côtes, et qui ne peut fonctionner indépendamment de l’installation. (dependent accommodation)

logement du personnel connexe

logement du personnel connexe[Abrogée, DORS/2002-170, art. 12]

Loi

Loi La Loi sur les opérations pétrolières au Canada. (Act)

matériel de production

matériel de production Matériel de production de pétrole ou de gaz se trouvant sur l’emplacement de production, y compris les installations de séparation, de traitement et de transformation, le matériel et les installations utilisés dans le cadre des travaux de production, les aires d’atterrissage, les héliports, les aires ou réservoirs de stockage et, lorsqu’il n’y a pas exploitation indépendante, les logements sur place. La présente définition exclut les plates-formes, les îles artificielles, les systèmes de production sous-marins, l’équipement de forage, les systèmes de plongée et les pipelines d’exportation connexes. (production facility)

milieu naturel

milieu naturel Milieu physique et biologique de la zone où est exécuté un projet de production. (natural environment)

ouvrage de production

ouvrage de production[Abrogée, DORS/2002-170, art. 12(F)]

ouvrage de production extracôtière

ouvrage de production extracôtière[Abrogée, DORS/2002-170, art. 12(F)]

ouvrage de production sur terre

ouvrage de production sur terre[Abrogée, DORS/2002-170, art. 12(F)]

pipeline d’exportation

pipeline d’exportation Pipeline qui sert au transport du pétrole ou du gaz, soit d’une installation extracôtière à la côte, soit d’une installation sur terre d’une province à un endroit hors de la province. (export pipeline)

plan de travail

plan de travail Plan des activités exécutées par la société d’accréditation et approuvé par le délégué à la sécurité conformément à l’article 6 du Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation du pétrole et du gaz au Canada aux fins de la délivrance d’un certificat de conformité. (scope of work)

projet de production

projet de production Entreprise ayant pour objet la mise en valeur d’un emplacement de production, ou en vue de la production, de pétrole ou de gaz d’un gisement ou d’un champ, y compris toutes les activités connexes. (production project)

projet-pilote

projet-pilote Système de production pour lequel est utilisée une technologie conventionnelle ou expérimentale dans une section limitée d’un gisement, afin de permettre l’obtention de renseignements sur le rendement du réservoir ou sur la production, de façon à optimiser la mise en valeur du champ ou à améliorer le rendement du réservoir ou la production. (pilot scheme)

puits de délimitation

puits de délimitation Puits foré en vue de l’obtention de renseignements sur l’étendue d’un gisement ou d’un champ ou sur les propriétés des roches et des fluides associés. (delineation well)

puits de gaz

puits de gaz Puits qui produit du gaz à partir d’un gisement de gaz ou à partir du chapeau de gaz d’un gisement de pétrole. (gas well)

puits de mise en valeur

puits de mise en valeur Puits foré dans un gisement ou un champ à l’une des fins suivantes :

• a) la production de fluides à partir du puits;

• b) l’observation du rendement d’un réservoir;

• c) l’injection de fluides dans le puits;

• d) le refoulement de fluides dans le puits. (development well)

puits de pétrole

puits de pétrole Puits qui produit du pétrole à partir d’un gisement de pétrole. (oil well)

puits d’injection

puits d’injection Puits qui sert à l’injection de fluides dans un gisement ou un champ. (injection well)

reconditionnement

reconditionnement Travaux de redressement, y compris la remise en production, qui sont effectués sur un puits de production, un puits d’injection, un puits de refoulement ou un puits d’observation pour en rétablir, en accroître ou en modifier le taux de production ou d’injection. (workover)

récupération

récupération Récupération de pétrole ou de gaz effectuée en tenant compte des conditions économiques et opérationnelles prévisibles. (recovery)

société d’accréditation

société d’accréditation S’entend au sens de l’article 2 du Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation du pétrole et du gaz au Canada. (certifying authority)

système de plongée

système de plongée Ensemble des dispositifs ou du matériel utilisés directement ou indirectement pour les opérations de plongée, notamment les dispositifs et le matériel essentiels au plongeur ou au pilote d’un submersible habité. (diving system)

système de plongée non autonome

système de plongée non autonome Système de plongée qui est lié à une installation, autre qu’une installation de plongée, et qui ne peut fonctionner indépendamment de l’installation. (dependent diving system)

système de production sous-marin

système de production sous-marin Matériel et structures, y compris les tubes prolongateurs de production, les conduites d’écoulement et les systèmes connexes de contrôle de la production, situés en surface ou sous la surface du fond marin ou dans le fond marin et utilisés pour la production de pétrole ou de gaz ou pour l’injection de fluides dans un champ qui se trouve sous l’emplacement de production extracôtière. (subsea production system)

travaux de production

travaux de production Travaux liés à la production de pétrole ou de gaz à partir d’un gisement ou d’un champ. (production operation)

tube prolongateur de production

tube prolongateur de production Conduite utilisée pour transporter les fluides vers l’installation de production ou à partir de celle-ci. Sont notamment visées les conduites de production, d’injection, d’exportation, de contrôle et d’instrumentation. (production riser)

véhicule de service

véhicule de service Bâtiment, véhicule, remorqueur, navire, aéronef, aéroglisseur, navire de secours ou autre véhicule utilisé comme moyen de transport ou d’aide pour les personnes se trouvant sur l’emplacement de production. (support craft)

zone de production

zone de production Intervalle de production d’un gisement dont les strates sont délimitées. (production zone)

Application

3 Le présent règlement s’applique :

• a) à l’exploitant qui met en valeur un emplacement de production ou qui produit du pétrole ou du gaz dans une zone visée par la Loi;

• b) aux travaux de production dans une zone visée par la Loi.

Présentation de renseignements

4 Les renseignements dont la présentation est exigée par le présent règlement, à l’exception de la demande d’approbation de plan de mise en valeur accordée en vertu de l’article 5.1 de la Loi ou de la demande d’autorisation d’exécuter des travaux de production, sont préparés et présentés en la forme et de la manière que le délégué juge acceptables.

PARTIE IApprobations et autorisations

Dispositions générales

• 5 (1) L’approbation de forer accordée à l’égard d’un puits de mise en valeur conformément à la partie II du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz naturel au Canada constitue une approbation pour l’application du paragraphe 5.1(1) de la Loi.

• (2) Il est interdit de mettre en valeur un gisement ou un champ à moins de se conformer au plan de mise en valeur qui s’y rapporte et qui a été approuvé conformément à l’article 5.1 de la Loi et de respecter les modalités visées au paragraphe 5.1(4) de la Loi qui se rapportent à ce plan.

6 L’exploitant doit, conformément à l’article 5.1 de la Loi, demander l’approbation pour la modification du plan de mise en valeur approuvé, dans l’un ou l’autre des cas suivants :

• a) il se propose :

  • (i) soit d’apporter des changements importants à la nature ou au calendrier des activités de mise en valeur du gisement ou du champ ou des changements ou ajouts importants aux installations qui s’y trouvent,

  • (ii) soit de mettre en oeuvre, dans le gisement ou le champ, un projet-pilote ou un autre système de production qui diffère du système de production prévu dans le plan de mise en valeur original;

• b) soit le rendement du gisement, soit de nouvelles données géologiques indiquent que la méthode de récupération est à modifier pour récupérer le maximum des réserves de pétrole ou de gaz du gisement ou du champ;

• c) une augmentation dans la récupération ultime des réserves de pétrole ou de gaz du gisement ou du champ serait réalisable, du point de vue économique, en adoptant une nouvelle technologie ou méthode.

• 7 (1) Avant de mettre un gisement ou un champ en production, il faut obtenir l’autorisation d’exécuter des travaux de production pour ce gisement ou ce champ.

• (2) Il est entendu que l’autorisation d’exécuter des travaux de production n’est pas requise pour les travaux suivants :

  • a) l’essai d’écoulement de formation visé à l’article 197 du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz naturel au Canada;

  • b) l’essai d’écoulement de formation prolongé visé à l’article 5.6 de la Loi;

  • c) l’essai de production.

• (3) Avant de commencer à produire du pétrole ou du gaz provenant d’un gisement ou d’un champ, l’exploitant doit présenter au délégué un levé indiquant l’endroit où se trouve l’emplacement de production.

Approbation du plan de mise en valeur

• 8 (1) La personne qui demande à l’Office national de l’énergie d’approuver un plan de mise en valeur ou sa modification doit en présenter au délégué cinq exemplaires.

• (2) Pour l’application de l’alinéa 5.1(3)a) de la Loi, la première partie du plan de mise en valeur doit contenir :

  • a) en ce qui concerne le système de production et ses solutions de rechange, un sommaire des résultats des études et des évaluations effectuées pour la sélection du système de production;

  • b) en ce qui concerne le transport du pétrole ou du gaz à partir du gisement ou du champ, une description du moyen envisagé et des solutions de rechange prises en considération.

• (3) Pour l’application de l’alinéa 5.1(3)b) de la Loi, la seconde partie du plan de mise en valeur doit contenir :

  • a) les résultats des études géologiques;

  • b) les études techniques sur le réservoir, y compris les données et les analyses relatives aux roches et aux fluides;

  • c) les renseignements et les études techniques sur la production;

  • d) le plan de base de l’achèvement des puits;

  • e) les résultats des études et analyses en matière d’environnement;

  • f) les plans de traitement et d’élimination des déchets;

  • g) des données sur les coûts de la mise en valeur;

  • h) des renseignements ayant trait à la rationalisation de l’exploitation, à la sécurité des travaux, à la prévention de la pollution et à la remise en état de l’emplacement;

  • i) une description de l’installation de production censée être utilisée;

  • j) eu égard au plan de travail que la société d’accréditation doit exécuter à l’égard de l’installation de production :

    • (i) la durée prévue de l’exécution du plan de travail,

    • (ii) les droits estimatifs de la société d’accréditation,

    • (iii) une description et l’échéancier des principaux jalons à atteindre au cours du processus menant à la délivrance du certificat de conformité,

    • (iv) la procédure et le format relatifs aux rapports mensuels à présenter au délégué.

Autorisation d’exécuter des travaux de production

• 9 (1) L’exploitant peut demander l’autorisation d’exécuter des travaux de production sur tout ou partie d’un gisement ou d’un champ en présentant au délégué, en cinq exemplaires, la formule de demande établie par l’Office national de l’énergie, dûment remplie, qui contient les renseignements spécifiés par celui-ci.

• (2) L’autorisation d’exécuter des travaux de production est donnée sous réserve de l’approbation par le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité, conformément au paragraphe 60(4), d’un plan de sécurité, d’un plan de protection de l’environnement et, dans le cas des installations de production situées sur l’emplacement de production extracôtière où il y a risque de banquise, d’icebergs à la dérive ou d’île de glace, d’un plan de gestion des glaces.

• (2.1) L’autorisation d’exécuter des travaux de production, dans le cas de l’emplacement de production extracôtière, est donnée à condition que soit délivré un certificat de conformité à l’égard de chacune des installations de production, d’habitation et de plongée situées sur cet emplacement et que le certificat demeure valide et en vigueur.

• (3) L’autorisation d’exécuter des travaux de production est donnée à condition que l’exploitant exécute les travaux conformément aux plans approuvés en vertu du paragraphe 60(4).

Modalités des approbations

• 10 (1) Le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité peut assortir toute approbation qu’il accorde en application des paragraphes 13(3), 14(2), 15(4), 19(3), 29(2), 30(2), 31(2), 32(2), 33(5), 34(4), 36(5), 62(3), 68(5), 71(2) des modalités qu’il juge nécessaires en matière de sécurité, de protection du milieu naturel ou de rationalisation de l’exploitation du pétrole ou du gaz.

• (2) L’exploitant doit se conformer aux modalités visées au paragraphe (1).

• (3) Le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité peut suspendre ou annuler l’approbation visée au paragraphe (1) en cas de manquement aux modalités dont elle est assortie.

Preuve de la responsabilité financière

11 Pour que l’Office national de l’énergie accorde, en vertu de l’alinéa 5(1)b) de la Loi, l’autorisation d’exercer des activités liées à la mise en valeur d’un gisement ou d’un champ ou à la production de pétrole ou de gaz, l’exploitant du gisement ou du champ doit avant le début des activités :

• a) fournir à l’Office national de l’énergie la preuve de sa responsabilité financière, en la forme et en un montant que celui-ci juge acceptables, afin de garantir :

  • (i) d’une part, qu’il terminera les activités,

  • (ii) d’autre part, qu’il remettra l’emplacement où se dérouleront les activités dans l’état indiqué dans le plan de mise en valeur du gisement ou du champ approuvé conformément à l’article 5.1 de la Loi;

• b) fournir à l’Office national de l’énergie la preuve, en la forme et en un montant que celui-ci juge acceptables, qu’il est en mesure de s’acquitter des obligations financières qui pourraient être engagées dans le cadre des activités.

PARTIE IIÉvaluation de puits, de gisements et de champs

Dispositions générales

12 L’exploitant qui fait l’évaluation d’un puits situé dans un gisement ou un champ doit, en plus de se conformer aux parties VI et VII du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz naturel au Canada, se conformer à la présente partie.

Carottage

• 13 (1) Lorsque le carottage est techniquement faisable et qu’il pourrait contribuer à l’évaluation d’un gisement ou d’un champ, l’exploitant doit faire le carottage d’un puits de délimitation dans l’intervalle de réservoir du gisement ou du champ.

• (2) Il est interdit à l’exploitant d’entreprendre le forage d’un puits de mise en valeur dans un gisement, à moins que les conditions suivantes ne soient réunies :

  • a) l’exploitant présente au délégué un programme de carottage de puits de mise en valeur pour ce gisement;

  • b) le délégué approuve le programme visé à l’alinéa a).

• (3) Le délégué approuve le programme de carottage visé à l’alinéa (2)a) à l’égard d’un gisement, s’il est convaincu que ce programme produira suffisamment de données géologiques et de renseignements sur le réservoir pour permettre l’évaluation du gisement.

• (4) L’exploitant doit exécuter les essais courants ou spéciaux exigés aux termes du programme visé au paragraphe (2) sur les échantillons des carottes extraites conformément au paragraphe (1) ou au programme visé au paragraphe (2).

Essais de production

• 14 (1) Avant de mettre un puits de mise en valeur en production ou de soumettre un puits de délimitation ou un puits de mise en valeur à un essai de production, l’exploitant doit présenter au délégué :

  • a) soit un programme d’essai pour le puits;

  • b) soit un programme d’essai déjà approuvé pour un autre puits qu’il entend utiliser pour le puits.

• (2) Le délégué approuve le programme d’essai visé au paragraphe (1) s’il est convaincu qu’il permettra à l’essai de production d’atteindre les objectifs visés au paragraphe (3).

• (3) À moins d’indication contraire dans le programme d’essai approuvé par le délégué en vertu du paragraphe (2), l’exploitant d’un puits de mise en valeur doit, avant de mettre celui-ci en production, le soumettre à un essai de production initial pour, à la fois :

  • a) obtenir des données sur la capacité de débit ou la productivité du puits;

  • b) établir les caractéristiques du réservoir;

  • c) prélever des échantillons représentatifs des fluides présents dans le puits.

• (4) Lorsqu’un puits a subi un reconditionnement susceptible d’en changer la capacité de débit ou la productivité du puits, l’exploitant du puits doit, dès que le reconditionnement est terminé, soumettre le puits à un essai afin de déterminer les effets du reconditionnement sur la capacité de débit ou la productivité du puits.

• (5) L’exploitant qui met à l’essai et évalue un puits doit se conformer au programme d’essai approuvé en vertu du paragraphe (2).

• (6) À la demande de l’agent du contrôle de l’exploitation, l’exploitant d’un puits de délimitation ou d’un puits de mise en valeur doit l’informer de son intention de soumettre le puits à un essai de production, au moins 48 heures à l’avance.

• (7) L’exploitant d’un puits doit présenter sans délai au délégué une copie des résultats de chaque essai de production auquel il a soumis le puits.

Relevé ou mesure de la pression dans le gisement

• 15 (1) Avant de mettre en production un puits de mise en valeur à partir d’un intervalle d’achèvement, l’exploitant doit déterminer la pression statique du gisement ou du champ dans l’intervalle d’achèvement.

• (2) Sous réserve du paragraphe (4), l’exploitant doit effectuer un relevé de la pression :

  • a) 12 mois après la mise en production initiale du gisement ou du champ;

  • b) au moins une fois tous les 12 mois après qu’un relevé de pression a été effectué conformément à l’alinéa a).

• (3) Au moins 60 jours avant d’effectuer le relevé de pression prévu au paragraphe (2), l’exploitant doit présenter au délégué un programme des relevés de pression qui fait état de la méthode utilisée pour faire les relevés ainsi que de l’emplacement d’un nombre suffisant de puits à obturer pour permettre une détermination précise de la pression statique du gisement ou du champ.

• (4) Le délégué :

  • a) approuve le programme des relevés de pression présenté conformément au paragraphe (3), s’il est convaincu que la mise en oeuvre du programme permettra de déterminer avec précision la pression statique du gisement ou du champ;

  • b) peut, à la demande de l’exploitant, approuver la tenue de relevés à des moments différents de ceux visés au paragraphe (2), s’il est convaincu que les besoins opérationnels le justifient.

• (5) L’exploitant qui effectue un relevé de pression d’un gisement doit le faire conformément :

  • a) au programme des relevés de pression approuvé en vertu du paragraphe (4);

  • b) dans le guide G 40 de l’Alberta Energy and Utilities Board, intitulé Pressure and Deliverability Testing Oil and Gas Wells, publié en juin 1997, compte tenu de ses modifications successives.

• (6) La mesure du niveau des fluides d’un puits doit être effectuée conformément aux méthodes énoncées dans l'Alberta Energy Resources Conservation Board Guide G-5, intitulé Calculating Subsurface Pressure Via Fluid-Level Recorders, 2^e édition, publié en décembre 1978, compte tenu de ses modifications successives.

Diagraphies de production

• 16 (1) L’exploitant d’un puits de production ou d’un puits d’injection doit effectuer une diagraphie de production du puits si celle-ci est techniquement faisable et si elle contribuerait de façon substantielle à l’évaluation du gisement où est situé le puits.

• (2) L’exploitant qui effectue une diagraphie de production conformément au paragraphe (1) doit en présenter immédiatement une copie au délégué.

Échantillonnage et analyse des fluides

• 17 (1) L’exploitant d’un gisement doit, dès l’achèvement d’un puits de délimitation dans le gisement :

  • a) soit prélever du puits un échantillon souterrain des fluides de réservoir;

  • b) soit, lorsqu’il n’est pas faisable de prélever un échantillon souterrain dans le puits de délimitation, prélever à la surface un échantillon des fluides produits et les reconstituer d’après les conditions originales du réservoir.

• (2) L’exploitant d’un gisement doit obtenir et analyser des échantillons de pétrole, de gaz et d’eau prélevés en surface, à un nombre suffisant de puits pour déterminer la composition des fluides du gisement, aux moments suivants :

  • a) au moins une fois tous les 12 mois;

  • b) chaque fois qu’il y a lieu de croire que la composition d’un fluide produit à partir du gisement a changé.

• (3) L’exploitant doit prélever les échantillons visés au paragraphe (2) et analyser les fluides qu’ils contiennent conformément à la norme API RP 44 de l’API intitulée API Recommended Practice for Sampling Petroleum Reservoir Fluids, 1^ère édition, publiée en janvier 1966, compte tenu de ses modifications successives.

• (4) L’exploitant d’un puits de pétrole doit y installer aux endroits appropriés des échantillonneurs proportionnels ou des analyseurs de fluides pour déterminer le moment auquel la quantité d’eau produite par le puits est supérieure à 10 pour cent des liquides produits.

• (5) L’exploitant d’un puits de gaz doit :

  • a) déterminer selon de saines méthodes de production s’il y a production d’eau de formation dans le puits;

  • b) s’il y a production d’eau de formation dans le puits, établir et appliquer une méthode de mesure du taux de production de cette eau;

  • c) à la demande du délégué, lui présenter les résultats obtenus par la méthode visée à l’alinéa b).

• (6) Lorsque de l’eau est produite dans un puits après sa mise en production, l’exploitant du puits doit prélever et analyser des échantillons du puits, afin d’établir l’origine probable de l’eau.

• (7) L’exploitant doit effectuer l’analyse des échantillons d’eau prélevés en application des paragraphes (1), (4) ou (6) conformément à la norme API RP 45 de l’API intitulée API Recommended Practice for Analysis of Oil Field Water, 2^e édition, publiée en novembre 1968, compte tenu de ses modifications successives.

• (8) L’exploitant d’un gisement doit présenter au délégué les résultats d’une analyse de la composition du fluide représentatif produit à partir du gisement et une description des propriétés physiques générales des composantes gazeuses et liquides du fluide, y compris les renseignements énoncés à l’article 11.070 du règlement AR 151/71 de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations, compte tenu de ses modifications successives.

• (9) Sauf dans le cas prévu au paragraphe (5), l’exploitant doit présenter au délégué les premiers résultats des analyses de laboratoire effectuées en conformité avec le présent article dès la fin de chaque analyse.

PARTIE IIIExploitation des puits de mise en valeur

Dispositions générales

• 18 (1) En plus de respecter l’article 220 du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz naturel au Canada, l’exploitant d’un puits de mise en valeur doit achever et exploiter ce puits d’une manière qui soit conforme à de saines pratiques techniques et qui assure à la fois :

  • a) l’intégrité du puits et du matériel utilisé à ce puits à des fins de production;

  • b) l’exploitation du puits en toute sécurité;

  • c) la protection de l’environnement;

  • d) l’évaluation et la surveillance du rendement du puits;

  • e) la récupération efficace du pétrole et du gaz de ce puits.

• (2) L’exploitant d’un puits de mise en valeur doit corriger sans délai tout problème d’ordre mécanique affectant le puits qui pourrait nuire à la production ou à l’injection du puits, si prendre une telle mesure est faisable.

• (3) L’exploitant d’un puits de mise en valeur doit améliorer les profils d’injection ou de production du puits, ou en modifier l’intervalle d’achèvement, si une telle mesure s’impose pour éviter une importante réduction de la récupération ultime du gisement où est situé le puits.

• (4) Lorsque des différences de pression et des caractéristiques d’entrée entre gisements pourraient nuire à la récupération à partir de l’un d’eux à cause d’échanges de fluides entre eux, l’exploitant d’un puits qui pénètre plus d’un gisement doit achever le puits comme s’il s’agissait d’un puits de gisement unique ou d’un puits de gisements multiples séparés, ou de toute autre manière qui réduit au minimum les échanges de fluides entre gisements.

• (5) L’exploitant d’un puits de gisements multiples séparés doit faire un essai de séparation aux moments suivants :

  • a) après l’achèvement du puits, afin de confirmer que la séparation est réalisée tant à l’intérieur qu’à l’extérieur du tubage du puits;

  • b) dès qu’il a des raisons de croire que la séparation n’est plus maintenue.

Approbation des travaux de fond de puits

• 19 (1) Sous réserve des paragraphes (4) et (5), il est interdit à l’exploitant d’entreprendre les travaux suivants à l’égard d’un puits de mise en valeur à moins d’avoir obtenu l’approbation du délégué conformément au paragraphe (3) :

  • a) le reconditionnement;

  • b) des opérations au câble;

  • c) le traitement de stimulation.

• (2) L’exploitant doit présenter au délégué, en la forme et de la manière fixée par celui-ci, la demande d’approbation visée au paragraphe (1), au moins 21 jours avant le début des travaux, en y précisant les procédures à suivre, les équipements à utiliser et l’identité de la personne autorisée à effectuer les travaux.

• (3) Le délégué approuve les travaux visés au paragraphe (1), et pour lesquels une demande d’approbation a été présentée aux termes du paragraphe (2), s’il est convaincu que les travaux seront effectués en toute sécurité et ne nuiront pas à la récupération ultime de pétrole ou de gaz à partir du gisement où est situé le puits.

• (4) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux opérations au câble effectuées au moyen d’une tête d’éruption qui est située au-dessus du niveau de la mer si les travaux :

  • a) soit ne modifieront pas l’intervalle d’achèvement;

  • b) soit ne nuiront pas à la récupération ultime de pétrole ou de gaz à partir du gisement où est situé le puits.

• (5) L’exploitant peut, sans obtenir d’approbation, effectuer les travaux visés au paragraphe (1) s’ils sont nécessaires pour éviter la perte de contrôle du puits et si, moins de 21 jours du début prévu des travaux, ceux-ci se font pressants.

Affichage d’avis

20 L’exploitant doit s’assurer qu’une copie de l’approbation accordée à l’égard d’un puits de mise en valeur en application de l’article 19 est affichée à l’installation de production où se déroulent les travaux.

Rapports

21 L’exploitant doit présenter au délégué pour les travaux effectués en vertu du paragraphe 19(5) et ceux effectués conformément à l’approbation accordée aux termes de l’article 19, un rapport quotidien comportant :

• a) le résumé quotidien des travaux et des problèmes rencontrés;

• b) le schéma des équipements utilisés pour les travaux de fond, le matériel tubulaire, la tête d’éruption et le système de contrôle des travaux de production, ainsi que les données techniques pertinentes;

• c) des renseignements sur la composition et les propriétés physiques du fluide d’achèvement.

22 [Abrogé, DORS/2002-170, art. 28]

Tubage et colonne de production

• 23 (1) L’exploitant d’un puits doit s’assurer que le tubage et la colonne de production utilisés dans le puits sont conçus de manière à permettre :

  • a) l’achèvement du puits de façon efficace et sécuritaire;

  • b) l’installation du matériel d’ascension artificielle lorsqu’il y a lieu de croire que ce matériel pourrait être requis pour maintenir les débits;

  • c) la résistance aux conditions qui pourraient menacer l’intégrité structurale du tubage et de la colonne de production.

• (2) L’exploitant d’un puits doit s’assurer que le tubage de production utilisé dans le puits est équipé et cimenté de manière à assurer une bonne adhérence du ciment à travers la zone de production jusqu’à au moins 60 m au-dessus de la zone et jusqu’à au moins 30 m au-dessous de celle-ci ou jusqu’au sabot du tubage de production, si celui-ci est à moins de 30 m sous la zone de production.

• (3) En plus de se conformer aux articles 63 à 73 du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz naturel au Canada, l’exploitant d’un puits doit s’assurer que le ciment qui se trouve derrière le tubage intermédiaire et la colonne de production du puits est d’une hauteur suffisamment grande pour permettre à la fois :

  • a) la protection contre la corrosion de l’extérieur du tubage ou de la colonne;

  • b) la résistance aux forces que pourrait exercer l’injection de fluides dans l’espace annulaire entre le tubage et la colonne;

  • c) la résistance à tout autre phénomène qui pourrait provoquer l’exercice de forces sur la section non cimentée du tubage ou de la colonne qui seraient supérieures aux limites de contraintes admissibles prévues pour le tubage ou la colonne.

• (4) À la demande du délégué, l’exploitant d’un puits doit lui présenter des preuves, que le délégué juge acceptables, montrant que les exigences du présent règlement relatives au tubage et à la colonne de production du puits sont respectées.

• (5) L’exploitant d’un puits s’assure qu’après leur mise en place initiale et après chaque reconditionnement, le tubage et la colonne de production utilisés dans le puits sont mis à l’essai en fonction de la pression maximale à laquelle ils sont susceptibles d’être soumis.

Espace annulaire du tubage

• 24 (1) L’exploitant d’un puits doit s’assurer que :

  • a) les fluides utilisés pour les travaux d’achèvement ou de reconditionnement du puits sont d’un type qui réduit au minimum les conséquences néfastes sur la zone de production et le matériel utilisé pour les travaux souterrains;

  • b) l’espace annulaire du tubage du puits est équipé de façon à permettre le dégagement du puits.

• (2) L’exploitant d’un puits doit y installer un packer lorsque, selon le cas, le puits :

  • a) est situé dans l’emplacement de production extracôtière;

  • b) doit, conformément à l’article 25, être muni d’une soupape de sûreté souterraine;

  • c) comporte un espace annulaire du tubage qui pourrait être soumis à des pressions supérieures à 13 MPa.

Soupape de sûreté souterraine

• 25 (1) L’exploitant d’un puits doit s’assurer :

  • a) dans le cas d’un puits situé dans un emplacement de production extracôtière, que celui-ci est muni d’une soupape de sûreté souterraine installée à au moins 30 m sous le fond marin ou le fond d’une étendue d’eau douce;

  • b) dans le cas d’un puits situé dans un emplacement de production sur terre et susceptible de jaillir sans matériel d’ascension artificielle, que celui-ci est muni d’une soupape de sûreté souterraine lorsque, selon le cas :

    • (i) la distance qui sépare le puits d’une habitation occupée est telle que, compte tenu du débit et de la pression statique du puits, toute éruption qui s’y produirait pourrait vraisemblablement mettre en danger cette habitation ou ses occupants,

    • (ii) le gaz produit a une teneur en hydrogène sulfuré supérieure, en volume, à 50 moles par kilomole,

    • (iii) le puits est situé dans une zone où le risque d’endommagement du puits est anormalement élevé, ou encore où un rejet pourrait causer de graves dommages à l’environnement.

• (2) Lorsque le puits est situé dans une zone où le pergélisol est formé de sédiments fragmentés, l’exploitant du puits doit installer une soupape de sûreté souterraine à au moins 30 m sous la base du pergélisol.

• (3) L’exploitant du puits visé aux paragraphes (1) ou (2) ne peut exploiter celui-ci que si les spécifications, la conception, l’installation, le fonctionnement et la mise à l’essai de chaque soupape de sûreté souterraine installée dans le puits sont conformes à la norme API Spec 14A de l’API intitulée API Specification for Subsurface Safety Valve Equipment, 7^e édition, publiée en janvier 1988, compte tenu de ses modifications successives, et à la norme API RP 14B de l’API intitulée API Recommended Practice for Design, Installation and Operation of Subsurface Safety Valve Systems, 2^e édition, publiée en novembre 1981, compte tenu de ses modifications successives.

• (4) Lorsqu’une soupape de sûreté souterraine commandée en surface est installée dans un puits, l’exploitant du puits doit :

  • a) la mettre à l’essai dès son installation;

  • b) la soumettre à un essai au moins une fois tous les six mois après la tenue de l’essai visé à l’alinéa a).

• (5) Il est interdit à l’exploitant de produire du pétrole ou du gaz à partir d’un puits muni d’une soupape de sûreté souterraine qui n’est pas en bon état de fonctionnement.

Tête de puits et tête d’éruption

• 26 (1) L’exploitant d’un puits doit s’assurer que la tête de puits et la tête d’éruption :

  • a) dans le cas d’un puits situé dans un emplacement de production extracôtière, sont conformes à la norme API RP 17A de l’API intitulée API Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems, 1^ère édition, publiée le 1^er septembre 1987, compte tenu de ses modifications successives;

  • b) dans le cas d’un puits situé dans un emplacement de production sur terre, sont conformes à la norme API Spec 6A de l’API intitulée API Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment, 16^e édition, publiée le 1^er octobre 1989, compte tenu de ses modifications successives;

  • c) ont une pression nominale supérieure à la pression maximale à laquelle elles sont susceptibles d’être soumises;

  • d) sont conçues de manière à résister aux températures, à la corrosion et aux conditions environnementales;

  • e) sont conçues de manière à supporter les contraintes résultant de l’élongation du tubage et de la colonne de production;

  • f) sous réserve du paragraphe (2), sont munies de deux vannes principales.

• (2) Une tête d’éruption peut n’avoir qu’une seule vanne principale s’il s’agit d’un puits à basse pression produisant des hydrocarbures non corrosifs ou d’un puits d’injection d’eau.

• (3) Lorsqu’un puits est situé dans une zone où le raclage par les glaces risque d’en menacer l’intégrité, l’exploitant du puits doit prendre les mesures nécessaires pour protéger adéquatement la tête du puits.

• (4) L’exploitant d’un puits doit s’assurer qu’après sa mise en place initiale et après chaque reconditionnement, la tête d’éruption utilisée dans le puits est mise à l’essai en fonction de la pression maximale à laquelle elle est susceptible d’être soumise.

Travaux simultanés de forage et de production

• 27 (1) Lorsque l’exploitant entend effectuer l’une des activités suivantes concurremment avec les travaux de production, il décrit cette activité dans le plan de sécurité soumis conformément au paragraphe 60(1) :

  • a) le forage d’un puits;

  • b) l’achèvement, le reconditionnement ou la stimulation d’un puits;

  • c) les opérations au câble ou à outils pompés dans un puits;

  • d) la construction.

• (2) [Abrogé, DORS/2002-170, art. 31]

PARTIE IVExigences relatives à la rationalisation de l’exploitation

Gestion du réservoir

• 28 (1) Toute méthode de récupération incluse dans le plan de mise en valeur d’un gisement ou d’un champ doit assurer la récupération maximale du pétrole et du gaz à partir du gisement ou du champ.

• (2) L’exploitant doit disposer les puits de façon à permettre, dans la mesure du possible, la récupération maximale du pétrole et du gaz provenant du gisement ou du champ.

• (3) L’exploitant doit mener des études sur le forage intercalaire et en présenter les résultats au délégué, s’il a des raisons de croire que le forage intercalaire pourrait permettre de récupérer davantage de pétrole ou de gaz provenant du gisement ou du champ.

Équilibre des volumes d’extraction et d’injection

• 29 (1) L’exploitant d’un gisement de pétrole qui exécute un projet de récupération de pétrole qui comprend le maintien de la pression doit s’assurer de ne pas injecter de fluides dans le gisement autrement que sur la base de l’équilibre dans chaque maille du puits ou dans le gisement; il ne peut, sans l’autorisation du délégué :

  • a) injecter dans le gisement un volume de fluide différent de celui qui est extrait du gisement;

  • b) autoriser pour le gisement un taux de production qui engendrerait dans le gisement une pression moindre que celle qui est indiquée dans le plan de mise en valeur qui a été approuvé.

• (2) Le délégué approuve un déséquilibre des volumes ou un taux de production différent par dérogation au paragraphe (1) s’il est convaincu que la récupération ultime de pétrole ou de gaz à partir du gisement ne diminuera pas par suite de la dérogation.

• (3) L’exploitant doit maintenir les volumes ou le taux approuvés par le délégué conformément au paragraphe (2).

Recyclage du gisement de gaz ou du chapeau de gaz

• 30 (1) Il est interdit à l’exploitant d’exécuter un projet de recyclage à l’égard d’un gisement de gaz ou d’un chapeau de gaz sans avoir obtenu au préalable l’approbation du délégué.

• (2) Le délégué approuve le projet de recyclage d’un gisement de gaz ou d’un chapeau de gaz s’il est convaincu que le projet permettra la récupération maximale des hydrocarbures liquides du gisement ou du chapeau.

Production simultanée ou purge du chapeau de gaz

• 31 (1) Il est interdit à l’exploitant d’exécuter un projet de purge du chapeau de gaz ou un projet visant la production simultanée de pétrole et de gaz à partir d’un gisement ou d’un champ qui comporte un chapeau de gaz, à moins que le délégué ait approuvé le projet.

• (2) Le délégué approuve un projet de purge du chapeau de gaz ou un projet visant la production simultanée de pétrole et de gaz à partir d’un gisement ou d’un champ qui comporte un chapeau de gaz, s’il est convaincu que ce projet permettra la récupération maximale du pétrole ou du gaz du gisement ou du champ.

Production mélangée

• 32 (1) Il est interdit à l’exploitant de produire du pétrole ou du gaz de plus d’un gisement dans un puits de forage ou une conduite d’écoulement communs sans mesurer séparément le pétrole et le gaz récupérés de chaque gisement, à moins d’avoir obtenu au préalable l’approbation expresse du délégué.

• (2) Le délégué approuve une production mélangée pour l’application du paragraphe (1), s’il est convaincu que la production mélangée ne nuira pas à la récupération ultime de pétrole ou de gaz à partir du champ ou que la production mélangée se justifie économiquement.

• (3) Lorsqu’il y a production mélangée aux termes d’une approbation accordée en vertu du paragraphe (2), l’exploitant de l’installation de production doit mesurer le volume total mélangé et évaluer le taux de production de chaque fluide produit dans les gisements.

Brûlage à la torche et dégagement du gaz

• 33 (1) Il est interdit à l’exploitant de brûler à la torche ou de rejeter dans l’atmosphère du gaz durant les travaux de production sans l’approbation du délégué à l’exploitation autrement qu’en conformité avec les paragraphes (2) à (4).

• (2) Sous réserve des modalités fixées par l’Office national de l’énergie en vertu du paragraphe 5.1(4) de la Loi, l’exploitant d’un puits peut brûler à la torche ou rejeter dans l’atmosphère du gaz :

  • a) soit pendant une période maximale de 24 heures au cours des essais de production, à des taux et en des quantités ne dépassant pas ceux nécessaires pour décharger et nettoyer le puits;

  • b) soit au cours des essais de production prolongés ou des travaux de nettoyage du puits, aux taux, en des quantités et pendant la période approuvés en vertu du paragraphe (4).

• (3) L’exploitant peut brûler à la torche ou rejeter dans l’atmosphère du gaz durant les travaux de production pour réduire une pression anormale ou, le cas échéant, pour remédier à une situation d’urgence.

• (4) Le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité peut approuver le brûlage à la torche ou le rejet de gaz au cours des travaux de production, aux taux, en des quantités et pendant la période indiqués dans l’approbation, si le brûlage ou le rejet ne constitue pas un gaspillage et ne présente pas de risque indu pour la sécurité.

Brûlage du pétrole ou élimination par tout autre moyen

• 34 (1) Il est interdit à l’exploitant d’aliéner du pétrole, notamment par brûlage, sans l’approbation du délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité, sauf dans les cas suivants :

  • a) le brûlage ou l’élimination du pétrole s’impose dans une situation d’urgence;

  • b) le brûlage ou l’élimination s’impose pendant un laps de temps raisonnable après le début des travaux d’achèvement, de reconditionnement ou de stimulation d’un puits;

  • c) la quantité de pétrole à brûler ou à éliminer est inférieure à un mètre cube par heure.

• (2) Il est interdit à l’exploitant d’un puits, pendant que le puits est soumis à un essai, de produire à partir de celui-ci une quantité de pétrole supérieure à celle qui peut être contenue dans des réservoirs convenables ou aliénée, notamment par brûlage, d’une façon approuvée par le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité.

• (3) L’exploitant d’un puits doit immédiatement informer par écrit le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité de toute aliénation de pétrole, notamment par brûlage, visant à remédier à une situation d’urgence.

• (4) Le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité approuve l’aliénation de pétrole, notamment par brûlage, s’il est convaincu qu’elle est nécessaire, qu’elle peut s’effectuer en toute sécurité et qu’elle ne polluera pas indûment le milieu naturel.

PARTIE VTaux de production

Dispositions générales

35 Sous réserve de tout arrêté pris par le délégué en vertu de l’article 17 de la Loi, l’exploitant doit se conformer à de saines pratiques de production pour produire du pétrole ou du gaz en provenance d’un gisement ou d’un champ, afin d’en maximiser la récupération selon le taux applicable qui est précisé dans le plan de mise en valeur approuvé pour ce gisement ou ce champ.

PARTIE VIMesures et essais

Dispositions générales

• 36 (1) Sous réserve du paragraphe (4), l’exploitant d’un puits, d’un gisement ou d’un champ doit mesurer et consigner le débit et le volume total :

  • a) de chaque fluide :

    • (i) produit ou injecté dans un puits,

    • (ii) aliéné, notamment par vente ou brûlage à la torche;

  • b) du gaz utilisé :

    • (i) comme combustible pour les travaux de production,

    • (ii) pour les travaux d’allégement au gaz;

  • c) du pétrole qui est utilisé comme fluide hydraulique pour le matériel d’ascension artificielle;

  • d) de chaque fluide d’arrivée ou de sortie d’une batterie ou d’une usine de traitement dans le champ.

• (2) Lorsque l’exploitant utilise un compteur pour mesurer le débit et le volume total d’un fluide visé au paragraphe (1), ce compteur doit :

  • a) être installé et utilisé conformément aux instructions du fabricant;

  • b) avoir une plage de fonctionnement qui convient à l’utilisation projetée;

  • c) être utilisé dans les limites de sa plage de fonctionnement;

  • d) s’il s’agit d’un compteur du volume des ventes et si les variations de température peuvent influer sur la précision des mesures, être muni de dispositifs d’enregistrement ou de compensation en continu de la température.

• (3) L’exploitant d’un puits, d’un gisement ou d’un champ doit s’assurer que les vannes, les compteurs et les robinets de vérification sont installés de façon qu’il puisse maintenir un débit raisonnablement uniforme dans le compteur visé au paragraphe (2).

• (4) L’exploitant d’un gisement doit répartir au prorata la production regroupée de pétrole et de gaz des puits du gisement conformément au système d’écoulement et à la méthode de répartition approuvés par le délégué pour ce gisement.

• (5) Le délégué approuve le système d’écoulement et la méthode de répartition visés au paragraphe (4) s’il est convaincu que le système ou la méthode permettra de déterminer avec suffisamment de précision la production des puits individuels.

Compteurs du volume des ventes

37 Le propriétaire d’un compteur du volume des ventes utilisé pour des travaux de production doit, à la demande du délégué, lui présenter les renseignements suivants :

• a) les spécifications du compteur, y compris les débits minimal et maximal, les températures et les pressions de fonctionnement, les matériaux dont est fait le compteur et les méthodes d’installation recommandées;

• b) la description détaillée des dispositifs de compensation de la gravité, de la température ou de la pression, des appareils de contrôle de la teneur en eau et en sédiments de fond, des désaérateurs, des appareils d’échantillonnage, du matériel d’impression des relevés de volumes ou des appareils de contrôle utilisés conjointement avec le compteur;

• c) le détail des conditions réelles d’utilisation du compteur, y compris la gamme des débits, que le débit soit intermittent ou continu, la pression maximale, la chute de pression et la gamme de températures;

• d) le détail de la précision du compteur ainsi que du matériel d’étalonnage nécessaire et des méthodes d’étalonnage;

• e) une copie de chaque rapport d’étalonnage du compteur.

Étalonnage des compteurs de production regroupée et des compteurs de production d’essai

38 L’exploitant d’un gisement qui utilise un compteur de production regroupée ou un compteur de production d’essai pour mesurer les fluides produits à partir du gisement doit étalonner le compteur et le tenir étalonné conformément à la partie 14 du règlement AR 151/71 de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations, compte tenu de ses modifications successives.

Étalonnage des compteurs d’eau

39 L’exploitant doit étalonner chaque compteur d’eau qu’il utilise et le tenir étalonné conformément à la partie 14 du règlement AR 151/71 de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations, compte tenu de ses modifications successives.

Étalonnage des compteurs de gaz

40 L’exploitant doit étalonner chaque compteur de gaz qu’il utilise et le tenir étalonné conformément à la partie 14 du règlement AR 151/71 de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations, compte tenu de ses modifications successives.

Mesure du condensat

• 41 (1) L’exploitant d’un puits, d’un gisement ou d’un champ qui utilise un compteur volumétrique ou un compteur à turbine pour mesurer le condensat doit étalonner ce compteur et le tenir étalonné conformément à la partie 14 du règlement AR 151/71 de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations, compte tenu de ses modifications successives.

• (2) L’exploitant qui utilise un débitmètre à diaphragme pour mesurer le condensat doit munir ce débitmètre d’un dispositif d’enregistrement.

Registre des relevés de compteur

42 L’exploitant d’un puits, d’un gisement ou d’un champ doit tenir un registre du débit relevé à chaque compteur de production regroupée ou à chaque compteur de production d’essai qu’il utilise, conserver ce registre pendant un an et, au cours de cette période, le présenter au délégué chaque fois qu’il en fait la demande.

Précision des mesures et remplacement ou réétalonnage des compteurs

• 43 (1) Le seuil de précision acceptable pour la mesure de la production mensuelle totale de pétrole ou de gaz dans un emplacement de production est celui établi dans la partie 14 du règlement AR 151/71 de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations, compte tenu de ses modifications successives.

• (2) L’exploitant d’un puits doit mettre celui-ci à l’essai assez souvent pour s’assurer que le seuil de précision visé au paragraphe (1) est respecté.

• (3) À la demande du délégué, l’exploitant doit, par un essai, vérifier la précision de tout compteur qu’il utilise et en présenter les résultats au délégué.

• (4) L’exploitant doit remplacer ou réétalonner tout appareil de mesure qu’il utilise et qui ne présente pas la précision exigée par la présente partie.

PARTIE VIIConception et construction de l’installation de production

Dispositions générales

44 L’exploitant ne peut utiliser un emplacement de production que si le matériel de production qui s’y trouve est aménagé de façon à :

• a) assurer la sécurité des êtres humains;

• b) réduire au minimum les risques de dommages à l’environnement;

• c) permettre un accès facile au matériel de production.

45 [Abrogé, DORS/96-115, art. 5]

Vannes d’arrêt d’urgence

• 46 (1) L’exploitant d’un puits doit installer à la tête de puits et à la tête d’éruption une vanne d’arrêt d’urgence à sécurité intrinsèque lorsque :

  • a) soit le puits produit du gaz dont la teneur en hydrogène sulfuré est supérieure, en volume, à 50 moles par kilomole;

  • b) soit le puits est situé dans un chantier de production extracôtière;

  • c) soit un écoulement de fluides du puits par suite de la rupture d’une conduite d’écoulement ou d’une conduite d’injection est susceptible de mettre en danger des êtres humains ou de provoquer un déversement grave dans le milieu naturel.

• (2) L’exploitant d’un puits doit s’assurer que toutes les vannes d’arrêt d’urgence sont conformes à la norme API Spec 14D de l’API intitulée API Specification for Wellhead Surface Safety Valves and Underwater Safety Valves for Offshore Service, 7^e édition, publiée en janvier 1988, compte tenu de ses modifications successives.

• (3) L’exploitant d’un puits doit entretenir et inspecter toutes les vannes d’arrêt d’urgence installées à la tête de puits et à la tête d’éruption, conformément à la norme API RP 14H de l’API intitulée API Recommended Practice for Use of Surface Safety Valves and Underwater Safety Valves Offshore, 2^e édition, publiée le 30 avril 1984, compte tenu de ses modifications successives.

• (4) L’exploitant d’une installation de production extracôtière ne peut mettre en service un pipeline de pétrole ou de gaz desservant l’installation que si ce pipeline est équipé de vannes d’arrêt d’urgence conformément à la norme API RP 14C de l’API intitulée API Recommended Practice for Analysis, Design Installation and Testing of Basic Surface Safety Systems for Offshore Production Platforms, 4^e édition, publiée le 1^er septembre 1986, compte tenu de ses modifications successives.

Moteurs diesels à terre

47 L’exploitant qui utilise un moteur diesel pour effectuer des travaux d’achèvement, de reconditionnement, de stimulation ou des opérations au câble dans un emplacement de production sur terre doit s’assurer que le moteur diesel est à au moins 25 m du puits, sauf si ce moteur est :

• a) soit situé dans une enceinte résistante au feu;

• b) soit muni de l’un ou l’autre des dispositifs suivants :

  • (i) une vanne d’arrêt de l’entrée d’air,

  • (ii) un système permettant l’injection des gaz inertes dans les cylindres du moteur, muni d’une télécommande facilement accessible,

  • (iii) un conduit d’entrée d’air convenable qui tire l’air à au moins 25 m du puits.

48 [Abrogé, DORS/96-115, art. 6]

Dispositifs de décharge

• 49 (1) L’exploitant de l’installation de production doit raccorder chaque soupape de surpression et chaque plaque de rupture utilisée pour le transport d’hydrocarbures liquides dans l’installation :

  • a) soit à un bassin de vidange;

  • b) soit à un réservoir, entouré ou non d’une berme, de dimension suffisante pour contenir le volume maximal de liquides qui pourraient s’échapper avant que le système puisse être fermé.

• (2) L’exploitant de l’installation de production doit raccorder chaque soupape de surpression servant au transport du gaz dans l’installation :

  • a) soit à un réseau-torche;

  • b) soit à un système de rejet.

• (3) Si la teneur en hydrogène sulfuré des fluides produits à l’installation de production dépasse, en volume, 10 moles par kilomole, l’exploitant de l’installation doit s’assurer que celle-ci est équipée d’un réseau-torche qui permet l’inflammation en continu.

Systèmes d’alarme

• 50 (1) Il est interdit à l’exploitant de l’installation de production de produire du pétrole ou du gaz provenant de l’installation, sauf si celle-ci est équipée d’un système d’alarme capable d’avertir l’intéressé de toute situation dangereuse qui peut :

  • a) soit le mettre en danger;

  • b) soit mettre en danger l’installation;

  • c) soit être nocif pour le milieu naturel.

• (2) L’exploitant de l’installation de production doit s’assurer que les manuels d’exploitation de l’installation contiennent les renseignements suivants :

  • a) la description du système d’alarme et des méthodes utilisées pour déceler les conditions qui nécessitent le déclenchement d’une alarme;

  • b) la description de chaque signal d’alarme;

  • c) les emplacements des détecteurs de fumée, d’incendie et de gaz;

  • d) la description de la source d’énergie du système d’alarme;

  • e) l’entretien et l’étalonnage nécessaires du système d’alarme;

  • f) le nombre de détecteurs de gaz portatifs et leur emplacement.

• (3) Chaque système d’alarme dont l’installation de production doit être équipée en application du présent règlement doit :

  • a) toujours être en état de fonctionnement;

  • b) lorsqu’il fait l’objet d’une inspection, de travaux d’entretien ou de réparations, porter une indication à cet effet;

  • c) être conçu de manière à être protégé contre les manipulations non autorisées.

• (4) Pendant l’inspection, l’entretien ou la réparation d’un système d’alarme de l’installation de production, l’exploitant de l’installation doit s’assurer que les fonctions du système sont effectuées manuellement.

Systèmes de communication

• 51 (1) Il est interdit d’exploiter un emplacement de production doté de personnel, sauf s’il est équipé à la fois :

  • a) d’un système de communication radiophonique ou téléphonique;

  • b) d’un système de communication de secours.

• (2) Les systèmes de communication visés au paragraphe (1) doivent toujours être en état de fonctionnement.

• (3) Il est interdit d’exploiter une installation de production extracôtière dotée de personnel, sauf si elle est munie d’un système de communication radiophonique bidirectionnel qui permet à la fois :

  • a) de maintenir une liaison radiophonique efficace entre l’installation, la base côtière, les navires de service, les navires de secours et les autres installations extracôtières se trouvant à proximité;

  • b) de maintenir des communications efficaces avec le trafic maritime dans le voisinage.

• (4) Il est interdit d’exploiter une installation de production extracôtière dotée de personnel, sauf si elle est équipée à la fois :

  • a) d’un réseau téléphonique interne;

  • b) d’un système de sonorisation dont les haut-parleurs sont situés de manière à rendre les messages audibles partout dans l’installation;

  • c) d’un moyen de transmettre des données écrites à la base côtière de l’installation.

• (5) Il est interdit d’exploiter une installation de production extracôtière qui n’est habituellement pas dotée de personnel, sauf si elle est équipée à la fois :

  • a) d’un système de communication radiophonique bidirectionnel durant toute période où elle est dotée de personnel;

  • b) d’un système capable de détecter, dans les conditions ambiantes, toute situation dangereuse qui pourrait menacer la sécurité de l’installation ou causer des dommages au milieu naturel, et d’alerter le centre de contrôle de l’installation.

52 Il est interdit de manipuler sans autorisation ou de mettre en marche sans raison l’équipement de sécurité exigé par l’article 25 ou la présente partie.

PARTIE VIIIQuestions environnementales

Rapports sur le milieu physique

• 53 (1) L’exploitant d’une installation de production extracôtière doit tenir, sous forme de rapports de sondage ou sous toute autre forme approuvée par le délégué, un dossier complet des observations faites du milieu naturel pendant la durée du projet de production.

• (2) Le délégué approuve les rapports de sondage ou toute autre forme de dossier visée au paragraphe (1) s’il est convaincu qu’ils contiennent tous les renseignements exigés par le présent règlement.

• (3) Le délégué peut demander à l’exploitant de l’installation de production située sur l’emplacement de production sur terre d’observer et d’enregistrer, aux intervalles fixés par lui, la direction et la vitesse des vents ainsi que la température et la quantité des précipitations; l’exploitant doit obtempérer à cette demande.

• (4) L’exploitant d’une installation de production extracôtière doit observer et consigner les conditions environnementales suivantes :

  • a) la position et le mouvement des glaces flottantes ou des icebergs aux environs de l’installation;

  • b) au moins une fois toutes les trois heures :

    • (i) la direction et la vitesse du vent,

    • (ii) la direction, la hauteur et la période des vagues,

    • (iii) la direction, la hauteur et l’amplitude de la houle,

    • (iv) la direction et la vitesse du courant,

    • (v) la pression barométrique et la température de l’air,

    • (vi) la température de l’eau,

    • (vii) la visibilité;

  • c) chaque jour, la quantité de précipitations de la journée précédente.

• (5) L’exploitant d’une installation de production flottant doit observer et enregistrer le tangage, le roulis et le pilonnement de l’installation de production ainsi que la tension de chaque ligne d’ancrage :

  • a) lorsque la vitesse du vent n’excède pas 35 km à l’heure, au moins une fois toutes les six heures;

  • b) lorsque la vitesse du vent excède 35 km à l’heure, au moins une fois toutes les trois heures.

• (6) L’exploitant d’un emplacement de production extracôtière doit, durant la période où des travaux sont exécutés, obtenir des prévisions sur les conditions météorologiques et les mouvements des glaces chaque jour et chaque fois, au cours de la journée, que les conditions météorologiques ou les mouvements des glaces varient considérablement par rapport aux prévisions.

Perturbations dues aux travaux de construction

54 Il est interdit de construire une installation qui fait partie d’un projet de production, sauf si l’installation a été conçue et est construite de façon à réduire autant que possible :

• a) les perturbations permanentes du fond marin, des cours d’eau, de la surface du sol, de la faune, de la végétation ou de tout autre élément du milieu naturel;

• b) dans les régions de pergélisol, les variations permanentes du régime thermique du sol.

Dangers

55 L’exploitant de l’emplacement de production doit prendre toutes les précautions raisonnables pour protéger l’installation de production ainsi que les équipements connexes et les personnes qui s’y trouvent contre tout danger d’origine naturelle et tout danger lié aux travaux qui y sont exécutés.

Manutention des déchets et du pétrole

56 L’exploitant de l’emplacement de production doit s’assurer que les déchets et le pétrole qui y sont produits ou stockés sont manutentionnés et aliénés de façon à ne pas menacer la santé et la sécurité des êtres humains et à ne pas causer de dommages au milieu naturel.

Traitement des eaux usées

57 L’exploitant d’un emplacement de production doit recueillir, traiter et éliminer tous les déchets qui y sont produits de façon à éviter tout risque pour la santé et la création d’une nuisance et à maintenir la qualité du milieu naturel.

Eaux extraites et eaux traitées

• 58 (1) Il est interdit à l’exploitant d’utiliser un système de rejet à la mer de l’eau extraite d’un puits, sauf si le système est conçu et entretenu de façon à garantir que la teneur moyenne en pétrole de cette eau ne dépasse pas la limite moyenne mensuelle ou le volume quotidien maximal spécifiés dans les conditions de l’autorisation d’exécuter des travaux de production applicable à l’exploitation qui a produit l’eau.

• (2) Il est interdit à l’exploitant d’éliminer l’eau traitée, sauf si celle-ci est d’une qualité égale ou supérieure à celle qui se trouve en deçà des limites de contamination indiquées dans les conditions de l’autorisation d’exécuter des travaux de production applicable à l’exploitation qui a produit l’eau.

• (3) L’exploitant d’une installation de production doit mettre en oeuvre des méthodes convenables d’échantillonnage et d’analyse afin de garantir que la qualité de l’eau extraite d’un puits et de l’eau traitée est conforme aux conditions de l’autorisation d’exécuter des travaux de production applicable à l’exploitation qui a produit l’eau.

• (4) Il est interdit à l’exploitant d’éliminer l’eau extraite d’un puits par déversement à la surface des terres ou dans des étendues d’eau douce.

• (5) Il est interdit à l’exploitant d’éliminer par évaporation l’eau extraite d’un puits d’un emplacement de production sur terre en utilisant des fosses de surface sans revêtement, sauf si l’élimination se fait :

  • a) à un endroit où la nature même du sol empêche la contamination des eaux souterraines;

  • b) en une quantité et pour une période ne dépassant pas celles précisées dans les conditions de l’autorisation d’exécuter des travaux de production applicable.

• (6) Il est interdit à l’exploitant de mettre en oeuvre un projet d’évacuation souterraine de l’eau extraite d’un puits, à moins de présenter au délégué à l’exploitation une demande d’approbation d’un projet d’injection qui

  • a) prévient la pollution en surface;

  • b) aide à maintenir la pression d’un gisement.

• (7) Le délégué à l’exploitation approuve le projet d’évacuation souterraine s’il est convaincu que l’évacuation souterraine préviendra la pollution en surface et aidera à maintenir la pression du gisement.

Mise hors service

59 Il est interdit de mettre hors service une installation de production dans un gisement ou un champ autrement qu’en conformité avec le plan de mise en valeur de ce gisement ou de ce champ approuvé en vertu de l’article 5.1 de la Loi.

PARTIE IXExploitation

Plans de sécurité, de protection de l’environnement et de gestion des glaces

• 60 (1) L’exploitant doit soumettre au délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité, en la forme et de la manière que celui-ci juge acceptables, les plans suivants :

  • a) un plan de sécurité et ses modifications concernant la sécurité des personnes se trouvant à l’installation de production et l’intégrité de celle-ci et, dans le cas de l’emplacement de production extracôtière, de toute installation servant au logement de personnes qui est exploitée indépendamment de l’installation de production; figurent notamment dans ce plan :

    • (i) la marche à suivre pour l’exploitation, l’inspection, la surveillance et l’entretien qui figure dans un manuel d’exploitation,

    • (ii) la description des installations et équipements ainsi que de la formation et de l’expérience des personnes se trouvant à l’installation,

    • (iii) les questions de santé et de sécurité au travail,

    • (iv) les plans d’urgence,

    • (v) toute autre question pertinente;

  • b) un plan de protection de l’environnement qui porte sur la protection du milieu naturel contre le pétrole et le gaz, les polluants ou les déchets dégagés, émis ou éliminés au cours des travaux de production;

  • c) lorsqu’il y a risque de banquise, d’icebergs à la dérive ou d’île de glace à l’emplacement de production, un plan de gestion des glaces qui comprend des systèmes de détection des glaces, de surveillance, de collecte des données, de rapport, de prévision et, le cas échéant, d’évitement ou de déviation des glaces.

• (2) Les plans soumis conformément au paragraphe (1) doivent traiter des situations anormales ou d’urgence qui peuvent raisonnablement être prévues, y compris les situations suivantes :

  • a) blessures graves ou perte de vie;

  • b) abordages;

  • c) perte de contrôle de puits;

  • d) incendie ou explosion;

  • e) événement d’ordre environnemental qui provoque des charges supérieures aux charges nominales de l’ouvrage.

• (3) Les plans visés au paragraphe (1) doivent être coordonnés avec les plans municipaux, provinciaux ou nationaux applicables.

• (4) Le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité approuve les plans visés au paragraphe (1) s’il est convaincu que leur mise à exécution :

  • a) dans le cas du plan de sécurité, permet de suffisamment préserver la sécurité, la santé et la formation des personnes se trouvant à l’installation ainsi que l’intégrité de celle-ci;

  • b) dans le cas du plan de protection de l’environnement, assure une protection suffisante du milieu naturel;

  • c) dans le cas du plan de gestion des glaces, permet la mise en place de mesures indiquées, compte tenu des conditions des glaces, de façon à assurer la sécurité de l’installation et des personnes qui s’y trouvent.

• (5) L’exploitant doit s’assurer qu’une copie de chacun des plans visés au paragraphe (1) et approuvé en vertu du paragraphe (4) :

  • a) est gardée à l’installation de production et à toute installation servant de logement visée à l’alinéa (1)a);

  • b) est mise à la disposition de toute personne qui se trouve à l’installation de production ou à toute installation servant de logement visée à l’alinéa (1)a) et qui demande à la consulter.

• (6) L’exploitant doit, en tout temps, avoir à sa disposition et en état de fonctionnement le matériel nécessaire à la mise à exécution d’un plan approuvé en vertu du paragraphe (4).

Matériel

61 L’exploitant de l’installation de production doit s’assurer que les équipements et la machinerie connexe qui y sont utilisés :

• a) le sont dans les limites de sécurité;

• b) sont munis d’un système de commande et de dispositifs de sécurité qui assurent la protection des personnes se trouvant à l’installation et du milieu naturel;

• c) ne sont utilisés que s’il est possible d’entrer dans l’aire où ils se trouvent et d’en sortir en toute sécurité;

• d) sont installés et utilisés de façon à réduire autant que possible la production de niveaux acoustiques nocifs pour les êtres humains et la faune;

• e) sont disposés de façon à réduire au minimum les risques de danger pour l’installation de production ou la personne chargée de l’exploitation et les dommages permanents causés au milieu naturel.

Essai des vannes et des capteurs et rapports connexes

• 62 (1) L’exploitant d’une installation de production sur terre doit :

  • a) mettre à l’essai au moins une fois tous les six mois les vannes d’arrêt d’urgence à sécurité intrinsèque dont sont munies les têtes de puits de l’ouvrage, afin d’en vérifier le fonctionnement et la résistance à la pression, et remplacer sans délai les vannes défectueuses;

  • b) mettre à l’essai au moins une fois tous les 12 mois les soupapes de décharge de tout réservoir sous pression situé aux emplacements des puits ou batteries faisant partie de l’ouvrage;

  • c) mettre à l’essai au moins une fois tous les trois mois les capteurs de pression de l’ouvrage;

  • d) mettre à l’essai au moins une fois par mois les dispositifs de contrôle du niveau des liquides de l’ouvrage, par l’actionnement du capteur de chaque dispositif;

  • e) mettre à l’essai au moins une fois par mois les vannes d’arrêt automatique de l’admission dans les compresseurs ou les réservoirs de l’ouvrage, ainsi que les vannes d’arrêt automatique commandées par un capteur de faible niveau, installées sur les conduites d’écoulement de l’ouvrage.

• (2) L’exploitant d’une installation de production sur terre qui comprend une usine à gaz ou une raffinerie doit mettre à l’essai chaque soupape de décharge de l’usine ou de la raffinerie au moins une fois tous les 12 mois ou, avec l’approbation du délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité, pendant les périodes d’arrêt de l’installation pour entretien.

• (3) Le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité approuve la mise à l’essai des soupapes de décharge pendant les périodes d’arrêt visées au paragraphe (2), s’il est convaincu que l’essai assure la sécurité de l’installation et la protection du milieu naturel.

• (4) L’exploitant d’une installation de production extracôtière doit :

  • a) mettre à l’essai les composants du dispositif de sécurité de l’ouvrage visé à l’article 45 et en consigner les défectuosités, conformément à l’annexe D de la norme API RP 14C de l’API intitulée API Recommended Practice for Analysis, Design, Installation and Testing of Basic Surface Safety Systems for Offshore Production Platforms, 4^e édition, publiée le 1^er septembre 1986, compte tenu de ses modifications successives;

  • b) mettre à l’essai chaque système d’arrêt d’urgence qui fait partie du dispositif de sécurité visés à l’article 45 au moins une fois par mois en activant, à chaque station de commande, une vanne d’arrêt commandée à distance;

  • c) mettre à l’essai les vannes et les capteurs associés à la production d’hydrocarbures qui font partie du dispositif de sécurité de l’installation aux intervalles suivants :

    • (i) dans le cas des vannes d’arrêt d’urgence installées à la tête de puits au-dessus du niveau de l’eau, au moins une fois par mois pour la vérification de leur fonctionnement et la détection des fuites,

    • (ii) dans le cas des capteurs de pression, au moins une fois par mois,

    • (iii) dans le cas des dispositifs de contrôle du niveau des liquides, au moins une fois par mois par actionnement du capteur,

    • (iv) dans le cas des clapets de retenue installés sur les conduites d’écoulement, au moins une fois par mois pour la détection des fuites,

    • (v) dans le cas des vannes d’arrêt automatique de l’admission dans un réservoir ou un compresseur actionnées par un capteur, au moins une fois par mois,

    • (vi) dans le cas des vannes d’arrêt installées sur les canalisations de décharge de liquides d’un réservoir et actionnées par un capteur de faible niveau, au moins une fois par mois,

    • (vii) dans le cas des dispositifs d’arrêt installés sur les compresseurs et actionnés par des capteurs de température, au moins une fois tous les six mois,

    • (viii) dans le cas des systèmes de détection d’incendie ou de gaz, au moins une fois tous les six mois,

    • (ix) dans le cas des soupapes de surpression, par mise à l’essai au banc ou, lorsque cela est possible, sur place au moyen d’une source de pression externe, au moins une fois tous les 12 mois;

  • d) réétalonner tout système de détection d’incendie ou de gaz dans tous les cas où la mise à l’essai démontre que le système n’est plus fonctionnel.

• (5) L’exploitant de l’installation de production extracôtière doit :

  • a) présenter au délégué à la sécurité, au plus tard le 45^e jour suivant le début de la production de pétrole ou de gaz à l’installation, l’inventaire des équipements de sécurité et de prévention de la pollution dont celle-ci est équipée;

  • b) mettre à jour l’inventaire et le présenter au délégué à la sécurité dans les 45 jours suivant, selon le cas :

    • (i) toute modification importante du dispositif de sécurité de l’installation,

    • (ii) toute réparation importante d’un élément essentiel de ce dispositif.

• (6) L’exploitant de l’installation de production extracôtière doit signaler au délégué à la sécurité toute défaillance ou toute mise à l’essai infructueuse du dispositif de sécurité ou de l’un de ses éléments, dans les 30 jours qui suivent.

Véhicules de service

• 63 (1) L’exploitant de l’installation de production ne peut utiliser un véhicule de service que si celui-ci est conçu, construit et entretenu de façon à être capable de fonctionner en toute sécurité dans les conditions prévisibles du milieu naturel de la zone où se trouve l’installation et que s’il démontre cette capacité au délégué à la sécurité à la demande de celui-ci.

• (2) Il est interdit à quiconque d’utiliser un navire comme véhicule de service, sauf si ce navire a à son bord l’équipement suivant :

  • a) les feux et l’appareil de signalisation sonore exigés par la règle 42 du Règlement sur les abordages, comme s’il s’agissait d’un navire auquel s’applique cette règle;

  • b) un équipement d’urgence et des dispositifs de sauvetage en nombre suffisant et d’un type qui permettent l’évacuation et la survie de tous les passagers du navire dans toutes les conditions raisonnablement prévisibles.

• (3) Lorsqu’un passager monte à bord d’un véhicule de service, le responsable du véhicule doit l’aviser, au moment de l’embarquement, des consignes et mesures de sécurité qui s’appliquent à ce véhicule.

Véhicules de secours

• 64 (1) L’exploitant de l’installation de production extracôtière dotée de personnel doit s’assurer qu’un véhicule de secours est disponible :

  • a) en tout temps, dans un rayon de 5 km de l’ouvrage;

  • b) durant les tempêtes, à une distance de l’ouvrage que le véhicule de secours peut couvrir en au plus 20 minutes de déplacement à partir de l’ouvrage.

• (2) Le véhicule de secours doit à la fois :

  • a) être capable de recevoir toutes les personnes évacuées de l’installation;

  • b) avoir à bord du matériel de premiers soins et des personnes capables d’administrer les premiers soins aux personnes secourues;

  • c) être capable de porter secours aux personnes tombées dans l’eau à proximité de l’installation;

  • d) être équipé de manière à pouvoir servir, dans une situation d’urgence, de centre de communication entre l’installation, les autres navires et installations à proximité, le véhicule de sauvetage, la base côtière et les installations terrestres de sauvetage.

• (3) L’exploitant de l’installation de production extracôtière dotée de personnel doit s’assurer que le véhicule de secours visé au paragraphe (1) :

  • a) prend part au sauvetage des personnes de l’installation en cas d’urgence;

  • b) se tient aussi près de l’installation qu’il est nécessaire pour pouvoir secourir les personnes :

    • (i) durant l’atterrissage ou le décollage d’un hélicoptère,

    • (ii) lorsqu’elles travaillent par-dessus bord,

    • (iii) lorsqu’elles travaillent dans l’eau ou près de l’eau;

  • c) aide à éviter les abordages entre l’installation et tout objet constituant un danger.

Transport

65 L’exploitant de l’installation de production doit s’assurer que le transport des personnes à destination ou en provenance de celle-ci s’effectue en toute sécurité.

Communications

• 66 (1) L’exploitant de l’installation de production extracôtière dotée de personnel doit s’assurer que le matériel de communication de celle-ci n’est utilisée que par des personnes formées à cette fin.

• (2) Les personnes visées au paragraphe (1) doivent assurer en permanence :

  • a) l’écoute radio sur la fréquence de 156,8 MHz;

  • b) la surveillance de toutes les communications maritimes et aériennes concernant le déplacement des véhicules de service entre l’installation de production extracôtière et le rivage.

Accès au règlement

67 L’exploitant d’un emplacement de production doit y garder un exemplaire du présent règlement et le mettre à la disposition de quiconque demande à le consulter.

Suspension des travaux

• 68 (1) L’exploitant d’une installation de production doit immédiatement suspendre les travaux de production dans les cas où leur poursuite :

  • a) soit entraînerait le déversement d’une substance dans le milieu naturel en une quantité supérieure aux limites précisées dans les conditions de l’autorisation d’exécuter des travaux de production applicable;

  • b) soit menacerait la sécurité des êtres humains ou des puits, l’intégrité de l’installation ou la sécurité de son exploitation.

• (2) Lorsque l’exploitant suspend les travaux de production conformément au paragraphe (1), il ne peut les reprendre tant qu’ils ne peuvent être poursuivis en toute sécurité et sans déversement non autorisé dans le milieu naturel.

• (3) Lorsqu’une blessure grave ou un accident mortel ou que de graves dommages sont causés au matériel sur l’emplacement de production, l’exploitant de celui-ci doit immédiatement suspendre tous les travaux ayant contribué à la blessure, à l’accident ou aux dommages et ne peut les reprendre qu’avec l’approbation du délégué à la sécurité.

• (4) Si un puits de l’emplacement de production extracôtière ou un puits faisant partie d’un ensemble de puits de l’emplacement de production sur terre devient ou risque de devenir incontrôlable, l’exploitant doit, jusqu’à ce que le puits ne présente plus de danger, obturer tous les autres puits de l’emplacement ou de l’ensemble.

• (5) Le délégué à la sécurité approuve la reprise des travaux de production suspendus en application du paragraphe (3) s’il est convaincu que ces travaux peuvent être repris en toute sécurité.

Travaux sous-marins

69 L’exploitant d’une installation de production extracôtière doit être en mesure de repérer facilement tout système de production sous-marin.

PARTIE XSécurité et formation

Qualités requises

• 70 (1) L’exploitant de l’emplacement de production doit s’assurer que tous les superviseurs y travaillant ont acquis, avant d’assumer leurs fonctions, une expérience suffisante et la formation nécessaire pour les exécuter en toute sécurité.

• (2) L’exploitant de l’emplacement de production doit, sur demande, fournir au délégué à la sécurité un bref exposé des titres de compétences de tout superviseur qui y travaille.

Formation

• 71 (1) Il est interdit à l’exploitant d’effectuer des travaux de production qui exigent des aptitudes spéciales que ne possèdent pas les personnes qui prendront part aux travaux, sauf si :

  • a) l’exploitant présente au délégué une description de la formation supplémentaire qu’il entend donner à ces personnes;

  • b) le délégué approuve la formation projetée visée à l’alinéa a);

  • c) l’exploitant s’assure que les personnes ont réussi la formation approuvée.

• (2) Le délégué approuve la formation projetée visée à l’alinéa (1)a) s’il est convaincu qu’elle suffit à assurer l’exécution des travaux de production en toute sécurité.

Exercices de sécurité et de protection de l’environnement

• 72 (1) L’exploitant de l’emplacement de production doit s’assurer que les personnes qui s’y trouvent connaissent bien les consignes visant à assurer la sécurité personnelle, les méthodes d’évacuation de l’emplacement et les responsabilités qui leur incombent selon les plans d’urgence pour toute installation de production située sur l’emplacement.

• (2) L’exploitant d’une installation de production où du pétrole peut être produit doit, au moins une fois tous les 12 mois, tenir sur place des exercices concernant les mesures à prendre en cas de rejet de pétrole et les méthodes de nettoyage.

Méthodes d’entretien et remplacement du matériel

73 L’exploitant de l’installation de production doit :

• a) réparer ou remplacer sans délai tout équipement défectueux qui est utilisé dans l’installation et qui constitue un risque pour la sécurité de celle-ci ou de la personne s’y trouvant;

• b) revoir sans délai les méthodes qui y sont utilisées s’il a des raisons de croire qu’elles sont dangereuses et informer tous les intéressés des modifications apportées;

• c) le cas échéant, insérer dans les manuels d’exploitation les nouvelles méthodes applicables aux travaux de production;

• d) instituer, conformément aux règles de l’art, des programmes de contrôle de la corrosion et de l’érosion des éléments de l’installation de production ainsi que des têtes de puits et du matériel tubulaire des puits de l’installation et, à la demande du délégué à la sécurité, lui faire rapport des résultats de ces programmes.

PARTIE XIAccès, inspections et enquêtes

Accès autorisé

• 74 (1) Il est interdit à toute personne de pénétrer sur l’emplacement de production sur terre ou dans la zone de sécurité de l’installation de production extracôtière, sauf dans une situation d’urgence; l’interdiction ne s’applique pas aux personnes suivantes :

  • a) les membres de l’équipe de production ou les personnes autorisées par l’exploitant;

  • b) l’agent du contrôle de l’exploitation ou l’agent de la sécurité;

  • c) la personne désignée par le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité qui est accompagnée par l’agent du contrôle de l’exploitation ou l’agent de la sécurité, ou la personne autorisée par l’exploitant.

• (2) L’exploitant de l’installation de production extracôtière doit prendre des mesures raisonnables pour s’assurer que la personne responsable du navire ou de l’aéronef qui s’approche de la zone de sécurité de l’installation ou qui manoeuvre dans cette zone en est informée des limites.

• (3) Pour l’application des paragraphes (1) et (2), la zone de sécurité de l’installation de production extracôtière est la plus grande des superficies suivantes :

  • a) 50 m au-delà des limites du réseau d’ancrage, dans le cas d’une installation ancrée;

  • b) un rayon de 500 m de l’installation.

• 75 (1) L’agent du contrôle de l’exploitation ou l’agent de la sécurité qui a des motifs raisonnables de croire que l’état des équipements utilisés dans la production de pétrole ou de gaz risque de causer la mort ou des blessures corporelles graves, de faire exploser un puits ou de polluer le milieu naturel doit, par un avis écrit, demander à l’exploitant responsable de l’équipement d’en vérifier le fonctionnement dans la mesure du possible; celui-ci doit immédiatement obtempérer.

• (2) L’exploitant qui, conformément au paragraphe (1), vérifie le matériel et conclut que celui-ci ne fonctionne pas conformément aux exigences applicables prévues dans les manuels d’exploitation de l’installation de production doit immédiatement remplacer ou réparer ce matériel.

• (3) Le délégué doit, sur la recommandation de l’agent du contrôle de l’exploitation ou l’agent de la sécurité, ordonner à l’exploitant de réparer ou de remplacer l’équipement visé au paragraphe (1), s’il ne peut être vérifié adéquatement; l’exploitant doit immédiatement obtempérer.

Enquêtes sur les accidents

76 Le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité fait enquête sur tout accident ou autre événement survenu sur l’emplacement de production qui :

• a) soit cause des dommages importants aux équipements de production ou entraîne leur défaillance;

• b) peut entraîner le déversement d’une substance dans le milieu naturel en une quantité supérieure aux limites précisées dans l’autorisation d’exécuter des travaux de production.

PARTIE XIIRegistres et rapports

Système d’unités

77 L’exploitant doit utiliser le Système international d’unités (SI) pour enregistrer les données et rédiger les rapports présentés au délégué.

Rapports d’accident ou d’événement graves

• 78 (1) L’exploitant de l’installation de production doit immédiatement aviser le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité, par le moyen de communication le plus rapide à sa disposition, des faits suivants : décès, disparition de personnes, blessures corporelles graves, menace imminente pour la sécurité de personnes se trouvant à l’installation ou du public, incendie, explosion d’un puits, déversement d’hydrocarbures ou de fluides toxiques, dommages importants causés à l’installation ou autre accident ou événement grave qui s’y produit.

• (2) Lorsque survient un accident ou événement visé au paragraphe (1), l’exploitant de l’installation de production doit, dès que possible, après en avoir informé le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité conformément à ce paragraphe, lui présenter un rapport écrit de l’accident ou de l’événement.

Noms et désignations

• 79 (1) Le délégué peut donner un nom à un gisement ou à un champ.

• (2) L’exploitant doit utiliser le nom donné par le délégué conformément au paragraphe (1) dans tous les registres, rapports et autres documents exigés sous le régime de la Loi.

• (3) Le délégué peut fixer les limites d’un gisement ou d’un champ.

• (4) L’exploitant d’un puits doit, dès son achèvement, lui attribuer à la fois :

  • a) une désignation permanente distincte constituée d’un numéro d’achèvement et du nom du gisement où se trouve le puits;

  • b) une désignation provisoire, qui indique l’état du puits, conformément au paragraphe (5).

• (5) La désignation visée à l’alinéa (4)b) indique l’état du puits comme suit :

  • a) «O» désigne un puits en service;

  • b) «S» désigne un puits en suspension;

  • c) «A» désigne un puits abandonné.

Changement d’exploitant

80 L’exploitant de l’installation de production qui propose un changement d’exploitant doit en aviser par écrit le délégué à l’exploitation en fournissant :

• a) les motifs du changement projeté;

• b) les documents, que l’Office national de l’énergie juge acceptables, montrant que le nouvel exploitant sera en mesure de respecter les engagements et obligations de l’actuel exploitant qui découlent de la Loi et du présent règlement.

Avancement des travaux de construction

81 L’exploitant de l’emplacement de production ou de l’installation de production doit présenter au délégué, dans les 15 jours suivant la demande de ce dernier, un rapport résumant, pour le mois visé par la demande, l’avancement des travaux de construction et les autres événements importants survenus sur l’emplacement ou durant la construction de l’installation.

Registre des travaux

• 82 (1) L’exploitant d’un chantier de production doit conserver à un point de contrôle central et, sur demande, mettre à la disposition du délégué, un registre contenant des données à jour sur tous les points suivants relatifs au chantier :

  • a) les exercices de sécurité ou d’intervention d’urgence;

  • b) le nombre de personnes se trouvant, à tout moment, sur l’emplacement de production;

  • c) les mouvements des véhicules de service;

  • d) toute inspection, réparation ou modification du matériel ou tout dommage important qu’il a subi;

  • e) l’inspection de toute installation de production sur le chantier et de tout matériel connexe en vue de la détection de la corrosion et de l’érosion, ainsi que les travaux d’entretien qui en ont résulté;

  • f) la perte de combustible ou le rejet de pétrole ou de produits chimiques;

  • g) les données sur la pression, la température et le débit des compresseurs, des installations de traitement et du matériel de transformation;

  • h) l’étalonnage des compteurs et des instruments;

  • i) l’inspection des soupapes de sûreté de surface et souterraines;

  • j) l’exploitation des puits sur le chantier;

  • k) tout déversement d’hydrocarbures ou de produits chimiques dans le milieu naturel.

• (2) À moins d’approbation contraire du délégué, l’exploitant doit conserver le registre visé au paragraphe (1) pendant au moins cinq ans et en mettre l’original ou un exemplaire, avant sa destruction, à la disposition du délégué.

Registre de production

• 83 (1) L’exploitant d’un gisement doit conserver un registre de production pour ce gisement et le présenter au délégué à sa demande.

• (2) L’exploitant d’un gisement doit conserver le registre visé au paragraphe (1) jusqu’à la cessation de la production du champ dans lequel se trouve le gisement.

Rapport de production mensuel

• 84 (1) L’exploitant doit présenter au délégué, au plus tard le 15^e jour de chaque mois ou à une date ultérieure autorisée par celui-ci et en la forme approuvée par lui, un rapport en trois exemplaires qui résume les travaux de production que l’exploitant a exécutés durant le mois précédent.

• (2) L’exploitant doit suivre les méthodes reconnues de comptabilisation de la production que le délégué a approuvées et lui a communiquées par écrit.

Rapport mensuel des usines de transformation de gaz et des raffineries de pétrole

85 L’exploitant d’une usine de transformation de gaz ou d’une raffinerie de pétrole où est traité le pétrole ou le gaz doit présenter au délégué, au plus tard le 15^e jour de chaque mois ou à une date ultérieure que celui-ci peut autoriser et en la forme approuvée par lui, un rapport en trois exemplaires qui indique les quantités de fluides transformées dans l’usine ou la raffinerie durant le mois précédent.

Présentation des données

• 86 (1) L’exploitant doit présenter au délégué, en la forme approuvée par celui-ci et en trois exemplaires, les résultats, données, analyses et schémas de principe :

  • a) des essais, mesures, diagraphies et échantillonnages de fluides exécutés en conformité avec la partie II;

  • b) des travaux de fond de puits ou des essais de séparation exigés par la partie III.

• (2) L’exploitant doit présenter les résultats, données, analyses et schémas visés au paragraphe (1) dans les 60 jours qui suivent la fin de l’essai, de la mesure, de la diagraphie, de l’échantillonnage ou de l’analyse.

Projets-pilotes

• 87 (1) L’exploitant doit, en conformité avec les modalités du plan de mise en valeur du gisement ou du champ, présenter au délégué des évaluations provisoires de tout projet-pilote qu’il y mène.

• (2) Au terme d’un projet-pilote, l’exploitant doit présenter au délégué un rapport faisant état :

  • a) des résultats du projet-pilote, avec les données et analyses à l’appui;

  • b) des conclusions de l’exploitant quant à la possibilité de passer à la mise en production à plein rendement.

Rapport annuel de production et rapport annuel sur les incidences environnementales

• 88 (1) L’exploitant doit présenter au délégué, au plus tard le 1^er mars de chaque année, un rapport annuel de production et un rapport annuel sur les incidences environnementales pour l’année précédente qui ont trait au gisement ou au champ.

• (2) Le rapport annuel de production visé au paragraphe (1) doit, s’il y a lieu, comprendre les documents suivants :

  • a) des graphiques de la production et de l’injection pour le gisement ou le champ;

  • b) une étude de la production et de l’injection de chaque puits situé dans le gisement ou le champ;

  • c) une étude de la capacité de production du gisement ou du champ;

  • d) des prévisions sur la réduction de la capacité de production du gisement ou du champ;

  • e) des précisions sur le rendement du gisement;

  • f) une étude de la production d’eau;

  • g) un résumé des essais, études et changements du rendement de chaque puits et du matériel de production utilisé dans le gisement ou le champ;

  • h) une étude du rendement des soupapes de sûreté souterraines;

  • i) une liste des modifications importantes apportées à toute installation de production se trouvant dans le gisement ou le champ.

• (3) Dans le cas d’une installation extracôtière, le rapport annuel sur les incidences environnementales visé au paragraphe (1) doit comprendre une rétrospective des conditions environnementales générales durant l’année précédente, y compris les conditions météorologiques et océanographiques et l’état des glaces, ainsi qu’une description des activités de gestion des glaces et l’indication des périodes d’arrêt dues aux conditions atmosphériques ou à l’état des glaces.

• (4) Si le rendement d’un puits ou d’un gisement diffère sensiblement des prévisions contenues dans le rapport annuel de production précédent de ce puits ou de ce gisement, l’exploitant doit présenter au délégué, sur demande, aux intervalles fixés par celui-ci, des évaluations du rendement du puits ou du gisement.

PARTIE XIII[Abrogée, DORS/2002-170, art. 76]