Titre abrégé

1 Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse.

Définitions

• 2 (1) 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 délivrée à un exploitant par l’Office en vertu de l’alinéa 142(1)b) de la Loi en vue d’exécuter des travaux de production. (production operations authorization)

  autorisation d’exécuter un programme de travaux relatifs à un puits

  autorisation d’exécuter un programme de travaux relatifs à un puits Autorisation délivrée à un exploitant par l’Office en vertu de l’alinéa 142(1)b) de la Loi en vue d’exécuter un programme de travaux relatifs à un puits. (well operation program authorization)

  barrière

  barrière Toute valve ou tout ensemble de valves commandés à distance qui peuvent être soumis régulièrement à un essai sous pression, tout fluide exerçant une pression hydrostatique supérieure à la pression du réservoir, tout bouchon de ciment placé dans le puits de forage, tout équipement mécanique installé dans la tête de puits, la tête d’éruption ou le tube de production ou dans l’espace annulaire ou le puits de forage, ou tout autre mécanisme d’étanchéité installé pour prévenir l’écoulement de fluides d’un puits. (barrier)

  certificat de conformité

  certificat de conformité Certificat, en la forme établie par l’Office, délivré par la société d’accréditation conformément à l’article 4 du Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse. (certificate of fitness)

  colonne de production

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

  compteur de production regroupée

  compteur de production regroupée Compteur qui mesure la production totale de plus d’un puits. (group production meter)

  condensat

  condensat Mélange de substances, dont la plupart sont des pentanes et des mélanges d’hydrocarbures plus lourds, récupéré ou récupérable d’un réservoir souterrain à partir d’un puits et qui peut être gazeux à son état original en réservoir, mais qui est liquide dans les conditions où son volume est mesuré ou estimé. (condensate)

  conditions de l’environnement physique

  conditions de l’environnement physique Conditions météorologiques et océanographiques et conditions physiques connexes, y compris l’état des glaces, qui peuvent influer sur les travaux autorisés en vertu de l’alinéa 142(1)b) de la Loi. (physical environmental conditions)

  conduite d’écoulement

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

  conduite d’injection

  conduite d’injection Conduite d’écoulement utilisée pour transporter des fluides vers un puits d’injection ou un puits de refoulement. (injection line)

  couche

  couche Toute couche ou séquence de couches que le délégué à l’exploitation désigne comme couche. (zone)

  déchets

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

  délégués

  délégués Le délégué à l’exploitation et le délégué à la sécurité. (Chiefs)

  emplacement de production

  emplacement de production Emplacement où une installation de production est ou est censée être installée. (production site)

  essai de production

  essai de production Essai effectué en vue de mesurer les débits de production ou d’injection de fluides dans un puits pénétrant un gisement pour évaluer les propriétés du réservoir. (production test)

  exploitant

  exploitant Personne qui a demandé l’approbation d’un plan de mise en valeur ou dont le plan de mise en valeur a été approuvé, ou qui a demandé ou à qui a été délivré une 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 mélanges d’hydrocarbures principalement à l’état gazeux (monophasique). (gas pool)

  gisement de pétrole

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

  installation

  installation Installation de plongée, de forage, de production ou d’habitation. (installation)

  installation de forage

  installation de forage S’entend au sens du paragraphe 2(1) du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse. (drilling installation)

  installation de plongée

  installation de plongée S’entend au sens du paragraphe 2(1) du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse. (diving installation)

  installation de production

  installation de production Matériel de production ainsi que toute plate-forme, toute île artificielle, tout système de production sous-marin, tout système de chargement extracôtier, tout équipement de forage, tout matériel afférent aux activités maritimes et tout système de plongée non autonome connexes. (production installation)

  installation d’habitation

  installation d’habitation S’entend au sens du paragraphe 2(1) du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse. (accommodation installation)

  intervalle d’achèvement

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

  Loi

  Loi La Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers. (Act)

  matériel de production

  matériel de production Équipement de production d’hydrocarbures se trouvant à l’emplacement de production, y compris le matériel de séparation, de traitement et de transformation, le matériel et les équipements utilisés à l’appui des travaux de production, les aires d’atterrissage, les héliports, les aires ou les réservoirs de stockage et les logements du personnel connexes. La présente définition exclut toute plate-forme, toute île artificielle, tout système de production sous-marin, tout équipement de forage ou tout système de plongée connexes. (production facility)

  milieu naturel

  milieu naturel Environnement physique et biologique aux environs du lieu où est exécuté un projet de production. (natural environment)

  périmètre de sécurité

  périmètre de sécurité Périmètre d’une installation de production, au niveau de la mer et sous celui-ci, couvrant la plus grande des superficies suivantes :

  • a) celle comprise dans un rayon de 500 m de l’installation;

  • b) celle comprise dans un rayon de 50 m du réseau d’ancrage de l’installation. (safety zone)

  plan de mise en valeur approuvé

  plan de mise en valeur approuvé Plan de mise en valeur approuvé conformément à l’article 143 de la Loi. (approved development plan)

  plan de protection de l’environnement

  plan de protection de l’environnement Plan de protection de l’environnement approuvé conformément au paragraphe 51(5). (environmental protection plan)

  production mélangée

  production mélangée Production d’hydrocarbures de plus d’un gisement à partir d’un puits de forage commun ou d’une conduite d’écoulement commune sans mesure séparée des hydrocarbures. (commingled production)

  projet de production

  projet de production Projet visant la mise en valeur d’un emplacement de production d’hydrocarbures ou visant la production d’hydrocarbures à partir d’un champ ou d’un gisement, y compris toutes les activités connexes. (production project)

  projet-pilote

  projet-pilote Projet pour lequel est utilisée une technique conventionnelle ou expérimentale dans une section limitée d’un gisement, afin d’obtenir des renseignements sur le rendement du réservoir ou sur la production qui permettent d’optimiser la mise en valeur du champ ou d’améliorer le rendement du réservoir ou la production. (pilot scheme)

  puits de délimitation

  puits de délimitation Puits dont l’emplacement est tel par rapport à un autre puits pénétrant un gisement d’hydrocarbures que l’on peut vraisemblablement s’attendre à ce qu’il pénètre une autre partie de ce gisement, et que le forage est nécessaire pour en déterminer la valeur exploitable. (delineation well)

  puits de gaz

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

  puits de gisements multiples

  puits de gisements multiples Puits d’exploitation ayant été achevé pour plus d’un gisement. (multi-pool well)

  puits de pétrole

  puits de pétrole Puits producteur de pétrole à partir d’un gisement de pétrole. (oil well)

  puits d’exploitation

  puits d’exploitation Puits dont l’emplacement est tel par rapport à un autre puits pénétrant un gisement d’hydrocarbures qu’il est considéré comme étant un puits complet ou partiel foré aux fins soit de production ou d’observation soit d’injection ou de refoulement des fluides à partir du gisement ou vers celui-ci. (development well)

  puits d’injection

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

  reconditionnement

  reconditionnement Tous les travaux qui nécessitent l’enlèvement de la tête d’éruption d’un puits d’exploitation. (workover)

  récupération

  récupération Récupération d’hydrocarbures dans les conditions économiques et opérationnelles prévisibles. (recovery)

  rejet

  rejet Déversement, dégagement ou écoulement d’une substance. (spill)

  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 des hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse. (certifying authority)

  système d’analyse du débit

  système d’analyse du débit Système utilisé pour mesurer et enregistrer le taux et le volume des fluides produits à partir d’un gisement ou injectés dans celui-ci, utilisés comme combustible ou pour l’ascension artificielle, brûlés ou transférés de l’installation de production; ce système est constitué des débitmètres et de l’équipement connexe qui y est relié, des dispositifs d’analyse des fluides, de l’équipement pour les essais de production, du compteur général et de la boucle d’étalonnage. (flow system)

  système de contrôle de la production

  système de contrôle de la production Système servant au contrôle du fonctionnement de l’équipement de production d’hydrocarbures et à la surveillance de son état, y compris le système de régulation de l’installation et du reconditionnement. (production control system)

  système de production sous-marin

  système de production sous-marin Équipement et structures, y compris les tubes prolongateurs de production, les conduites d’écoulement et les systèmes de contrôle de la production connexes, situés à la surface ou sous la surface du fond marin ou dans le fond marin et utilisés pour la production d’hydrocarbures à partir d’un champ situé sous un emplacement de production extracôtier ou pour l’injection de fluides dans un tel champ. (subsea production system)

  système de sécurité

  système de sécurité Système automatique installé sur l’installation de production, capable de détecter les conditions dangereuses ou les conditions de fonctionnement anormales de l’installation et conçu de façon que, selon la condition, il puisse déclencher un arrêt sécuritaire de l’installation de production ou d’une partie de celle-ci. (safety system)

  travaux de production

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

  travaux relatifs à un puits

  travaux relatifs à un puits À l’égard d’un puits d’exploitation achevé, travaux de ré-achèvement, de stimulation ou de reconditionnement ou opérations au câble. (well operation)

  tube prolongateur de production

  tube prolongateur de production Conduite utilisée pour transporter les fluides vers une installation de production ou à partir de celle-ci, y compris 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 les lieux de travaux de production ou d’un projet de production. (support craft)

  VSSCS

  VSSCS Valve de sécurité de subsurface commandée en surface. (SCSSV)

• (2) Le renvoi, dans le présent règlement, à une norme ou à une spécification est réputé se rapporter à celle-ci compte tenu de ses modifications successives.

Application

3 Le présent règlement s’applique :

• a) à l’exploitant qui met en valeur un emplacement de production ou qui produit des hydrocarbures dans la zone;

• b) aux travaux liés à la production d’hydrocarbures à partir d’un puits dans la zone.

Présentation des renseignements

4 Les renseignements dont la présentation est exigée par le présent règlement, à l’exception de la demande d’approbation du plan de mise en valeur ou de la demande d’autorisation d’exécuter des travaux de production, sont présentés au délégué à l’exploitation ou au délégué à la sécurité, ou aux deux, tel qu’il est prévu par la Loi.

PARTIE IApprobations et autorisations

Dispositions générales

• 5 (1) L’approbation de forer accordée à l’égard d’un puits d’exploitation en vertu du Règlement sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse constitue une approbation pour l’application du paragraphe 143(1) de la Loi.

• (2) Il est interdit de mettre en valeur un gisement ou un champ, y compris la mise en route d’un projet-pilote, à moins de se conformer au plan de mise en valeur approuvé.

6 L’exploitant doit, en plus des exigences que l’Office estime indiquées pour une approbation conformément au paragraphe 143(4) de la Loi, demander l’approbation conformément au paragraphe 143(5) de la Loi pour une modification au plan de mise en valeur approuvé dans l’un ou l’autre des cas suivants :

• a) il se propose de prendre l’une des mesures suivantes :

  • (i) apporter des changements importants à la nature ou au calendrier des activités de mise en valeur du gisement ou du champ,

  • (ii) apporter des modifications ou des ajouts importants au matériel de production existant au gisement ou au champ,

  • (iii) mettre en oeuvre, dans le gisement ou le champ, un projet-pilote ou un projet de tarissement du réservoir qui diffère de celui prévu dans le plan de mise en valeur approuvé;

• b) le rendement du gisement ou de nouvelles données géologiques indiquent que la méthode de récupération doit être modifiée pour maximiser la récupération des réserves d’hydrocarbures du gisement ou du champ;

• c) une augmentation de la récupération finale d’hydrocarbures serait économique, en adoptant une nouvelle technologie ou méthode.

• 7 (1) Il est interdit de mettre un gisement ou un champ en production, sauf au cours d’un essai de débit de formation effectué conformément au Règlement sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse, à moins de détenir une autorisation d’exécuter des travaux de production.

• (2) Il est interdit d’effectuer des travaux de production à moins de se conformer :

  • a) au présent règlement;

  • b) au plan de mise en valeur approuvé;

  • c) aux conditions de l’autorisation d’exécuter des travaux de production.

• (3) Avant de commencer à produire des hydrocarbures à partir d’un gisement ou d’un champ, l’exploitant doit présenter au délégué à l’exploitation un levé indiquant l’emplacement de l’installation de production du gisement ou du champ.

Autorisation d’exécuter des travaux de production

• 8 (1) L’exploitant peut demander l’autorisation d’exécuter des travaux de production en présentant au délégué à l’exploitation, en cinq exemplaires, la demande établie en la forme visée à l’article 142 de la Loi et contenant les renseignements fixés par l’Office en application de cet article.

• (2) L’autorisation d’exécuter des travaux de production est subordonnée aux conditions suivantes :

  • a) un certificat de conformité valide, y compris toute modification à celui-ci, est délivré à l’égard de l’installation de production servant aux travaux de production;

  • b) toute approbation exigée par les parties II à XI est obtenue conformément aux exigences applicables;

  • c) un plan de sécurité, y compris toute modification à celui-ci, est approuvé conformément au paragraphe 51(4);

  • d) il existe un plan de protection de l’environnement;

  • e) l’exploitant effectue les travaux de production conformément aux plans visés aux alinéas c) et d), y compris toute modification à ceux-ci, et conformément à toute approbation accordée en vertu du présent règlement.

• (3) Lorsqu’une autorisation d’exécuter des travaux de production a été délivrée, nulle modification aux travaux de production ne peut être apportée à moins qu’une demande révisée ne soit approuvée par l’Office conformément au présent article.

Approbations

9 Le délégué à l’exploitation ou le délégué à la sécurité, ou les deux, tel qu’il est prévu par la Loi, peuvent accorder une approbation en vertu des paragraphes 11(3), 12(2), 13(4), 18(7), 30(2), 31(2), 32(4), 33(4), 36(2) ou 37(2), de l’article 43 ou des paragraphes 49(3), 51(4) ou (5), 60(4), 62(2) ou 72(2).

Preuve de la responsabilité financière

10 Pour l’application du paragraphe 142(4), à l’égard d’une autorisation, délivrée en vertu de l’alinéa 142(1)b) de la Loi, d’exécuter des activités liées à la mise en valeur d’un gisement ou d’un champ ou à la production d’hydrocarbures, l’exploitant doit, avant le début des activités, fournir à l’Office :

• a) la preuve de sa responsabilité financière, d’un type et d’un montant appropriés afin de garantir :

  • (i) qu’il terminera les activités,

  • (ii) qu’il laissera l’emplacement où se dérouleront les activités dans l’état exigé par la partie VII ou par l’Office en vertu du paragraphe 142(4) de la Loi;

• b) la preuve qu’il est en mesure de s’acquitter des obligations financières qui pourraient être engagées relativement aux activités.

PARTIE IIÉvaluation de puits, de gisements et de champs

Carottage

• 11 (1) Il est interdit à l’exploitant d’entreprendre le forage d’un puits d’exploitation dans un gisement ou un champ à moins qu’un programme de carottage pour le gisement ou le champ n’ait été approuvé en vertu du paragraphe (3).

• (2) 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.

• (3) Le délégué à l’exploitation approuve un programme de carottage de puits d’exploitation lorsque ce programme produira suffisamment de données géologiques et de renseignements sur le réservoir pour permettre l’évaluation du gisement ou du champ.

• (4) L’exploitant doit exécuter des essais courants et spéciaux sur les échantillons des carottes extraites conformément au programme approuvé en vertu du paragraphe (3).

Essais de production

• 12 (1) L’exploitant ne peut mettre en production un puits d’exploitation à moins que le délégué à l’exploitation n’ait approuvé, en vertu du paragraphe (2) :

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

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

• (2) Le délégué à l’exploitation approuve le programme d’essai qui permettra à l’exploitant :

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

  • b) d’établir les caractéristiques du réservoir;

  • c) de prélever des échantillons représentatifs des fluides des formations.

• (3) Lorsqu’un puits d’exploitation fait l’objet de travaux qui pourraient en modifier la capacité de débit, la productivité ou l’injectivité, l’exploitant doit, dès que les travaux sont terminés, soumettre le puits à un essai afin de déterminer les effets des travaux sur sa capacité de débit, sa productivité ou son injectivité.

• (4) L’exploitant doit effectuer tout essai et toute évaluation du puits d’exploitation conformément au programme d’essai approuvé en vertu du paragraphe (2).

• (5) Lorsque l’agent du contrôle de l’exploitation demande à l’exploitant de l’informer de son intention de soumettre le puits d’exploitation à un essai de production, ce dernier doit l’informer au moins 48 heures avant le début de l’essai.

• (6) L’exploitant doit présenter sans délai au délégué à l’exploitation les résultats de chaque essai de production auquel il a soumis le puits d’exploitation.

Relevé ou mesure de la pression dans le gisement

• 13 (1) Avant de mettre en production un intervalle d’achèvement d’un puits d’exploitation, l’exploitant doit déterminer la pression statique du gisement dans l’intervalle d’achèvement.

• (2) L’exploitant doit effectuer un relevé de la pression du gisement, conformément au programme approuvé en vertu du paragraphe (4) :

  • a) soit 12 mois après la mise en production initiale du gisement et au moins une fois tous les 12 mois par la suite;

  • b) soit à des moments approuvés en vertu de l’alinéa (4)b).

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

• (4) Le délégué à l’exploitation approuve :

  • a) le programme du relevé de la pression du gisement présenté en vertu du paragraphe (3), lorsque la mise en oeuvre du programme permettra de déterminer avec précision la pression statique du gisement;

  • b) le calendrier d’exécution du relevé de la pression du gisement à des moments autres que ceux visés à l’alinéa (2)a) lorsque les besoins opérationnels le justifient.

• (5) L’exploitant qui effectue le relevé de la pression d’un gisement doit le faire conformément au guide G-40 du Alberta Energy Resources Conservation Board intitulé Pressure and Deliverability Testing Oil and Gas Wells.

Diagraphies de puits tubés

• 14 (1) L’exploitant doit effectuer une diagraphie de puits tubé lorsque celle-ci est techniquement faisable et qu’elle contribuerait de façon substantielle à l’évaluation du gisement où est situé le puits.

• (2) L’exploitant qui effectue une diagraphie de puits tubé conformément au paragraphe (1) doit sans délai en présenter un exemplaire au délégué à l’exploitation.

Échantillonnage et analyse des fluides

• 15 (1) L’exploitant qui achève un puits dans un gisement doit, lorsque cette mesure contribuerait à l’évaluation du gisement ou du champ dans lequel le gisement est situé :

  • a) prélever dans le puits un échantillon souterrain des fluides du réservoir;

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

• (2) L’exploitant doit prélever en surface et analyser des échantillons de pétrole, de gaz et d’eau 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 du gisement a changé.

• (3) L’exploitant doit prélever et analyser les échantillons d’hydrocarbures prélevés en application des paragraphes (1) et (2) conformément à la pratique recommandée RP 44 de l’API intitulée Recommended Practice for Sampling Petroleum Reservoir Fluids.

• (4) Lorsque de l’eau est produite à partir d’un puits, l’exploitant doit :

  • a) déterminer, selon les règles de l’art, si de l’eau de formation est produite à partir du puits;

  • b) prélever et analyser des échantillons du puits afin d’établir l’origine probable de l’eau.

• (5) L’exploitant doit analyser les échantillons d’eau prélevés en vertu des paragraphes (1), (2) ou (4) conformément à la pratique recommandée RP 45 de l’API intitulée Recommended Practice for Analysis of Oil-Field Waters.

• (6) L’exploitant doit présenter au délégué à l’exploitation les résultats d’une analyse de la composition du fluide représentatif produit du gisement et une description des propriétés physiques générales des composantes gazeuses et liquides du fluide dont la détermination a été faite conformément à l’article 11.070 du règlement de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations.

PARTIE IIIExploitation des puits

Dispositions générales

• 16 (1) En vue d’assurer l’exploitation en toute sécurité d’un puits d’exploitation, l’exploitant doit l’exploiter d’une manière qui soit conforme au présent règlement et qui assure à la fois :

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

  • b) le déroulement en toute sécurité des travaux relatifs au puits;

  • c) la protection de l’environnement;

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

  • e) la récupération efficace des hydrocarbures du puits.

• (2) L’exploitant doit, lorsqu’il est possible de le faire, corriger sans délai tout problème d’ordre mécanique touchant le puits d’exploitation qui pourrait nuire à la production d’hydrocarbures à partir du puits ou à l’injection de fluides dans le puits.

• (3) L’exploitant doit améliorer les profils d’injection ou de production du puits d’exploitation ou en modifier l’intervalle d’achèvement lorsqu’une telle mesure s’impose pour éviter une importante réduction de la récupération finale d’hydrocarbures.

• (4) Lorsque des différences de pression et de caractéristiques d’entrée entre deux gisements ou plus pourraient nuire à la récupération d’hydrocarbures de l’un de ces gisements, l’exploitant d’un puits d’exploitation pénétrant un de ces gisements doit exploiter ce puits :

  • a) soit comme s’il s’agissait d’un puits de gisement unique;

  • b) soit comme s’il s’agissait d’un puits de gisements multiples achevés séparément;

  • c) soit de toute autre manière qui réduit au minimum les échanges de fluides entre les gisements.

• (5) L’exploitant d’un puits de gisements multiples achevés séparément doit faire un essai de ségrégation :

  • a) après l’achèvement du puits, afin de confirmer que la ségrégation 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 ségrégation n’est plus maintenue.

Autorisation d’exécuter un programme de travaux relatifs à un puits

• 17 (1) Il est interdit d’entreprendre des travaux relatifs à un puits d’exploitation dans un gisement ou un champ à moins que ces travaux ne soient effectués conformément à une autorisation d’exécuter un programme de travaux relatifs à un puits.

• (2) Les renseignements soumis par l’exploitant dans une demande d’autorisation de programme de forage peuvent, lorsqu’ils sont pertinents, être mentionnés dans la documentation présentée en vue d’obtenir une autorisation d’exécuter un programme de travaux relatifs à un puits.

• (3) Tout exploitant peut demander une autorisation d’exécuter un programme de travaux relatifs à un puits en remplissant et en faisant parvenir aux délégués une demande en trois exemplaires, selon les modalités établies par l’Office, accompagnée des renseignements suivants :

  • a) une description des méthodes d’exploitation, des dessins d’aménagement général et des spécifications de l’installation servant aux travaux relatifs à un puits;

  • b) un exemplaire d’un certificat de conformité valide pour l’installation servant aux travaux relatifs à un puits;

  • c) l’emplacement et la configuration des puits existants et proposés visés par la demande;

  • d) un schéma et les spécifications techniques appropriées d’un puits d’exploitation type, y compris la conception du tubage et du tube, la tête de puits, la tête d’éruption, l’équipement de fond de puits, le programme de cimentation et le système de contrôle de la production;

  • e) une description des fluides d’achèvement qui seront utilisés;

  • f) un schéma et les spécifications techniques appropriées du matériel, des équipements et outils servant au contrôle de la pression qui pourront être utilisés lors des travaux relatifs à un puits;

  • g) une description des méthodes d’exécution des travaux relatifs à un puits qui sont prévisibles, y compris les procédures d’urgence de contrôle de la pression;

  • h) conformément aux articles 62 et 63, une description de la formation, des connaissances spécialisées et de l’expérience pertinente du personnel qui sera affecté aux travaux relatifs à un puits.

• (4) L’autorisation d’exécuter un programme de travaux relatifs à un puits :

  • a) est valide pour la période qui y est indiquée, sans dépasser 3 ans;

  • b) est subordonnée à la condition que le certificat de conformité demeure valide et en vigueur;

  • c) est subordonnée à la condition que l’exploitant utilise l’équipement et suive les procédures mentionnés au paragraphe (3);

  • d) est affichée à l’installation de production ou à l’unité mobile de forage en mer ou à bord du navire.

Approbation de travaux relatifs à un puits

• 18 (1) Sous réserve du paragraphe (2), il est interdit d’entreprendre des travaux relatifs à un puits d’exploitation dans un gisement ou un champ, à moins d’avoir obtenu des délégués, en vertu du présent article, l’approbation d’exécuter ces travaux.

• (2) L’exploitant peut, sans avoir obtenu l’approbation visée au paragraphe (1), réaliser des travaux au câble ou des opérations tube serpentin par le truchement d’une tête d’éruption située au-dessus de la surface de la mer, à condition que :

  • a) de tels travaux soient approuvés dans l’autorisation d’exécuter un programme de travaux relatifs à un puits;

  • b) les travaux :

    • (i) ne modifient pas un intervalle d’achèvement,

    • (ii) ne nuisent pas à la récupération,

    • (iii) n’endommagent pas les équipements d’achèvement ni les barrières servant à contrôler la pression;

  • c) les renseignements visés au paragraphe 17(3) sur l’équipement, les méthodes d’exécution des travaux et les qualités et la formation du personnel effectuant les travaux aient été présentés aux termes de ce paragraphe.

• (3) Tout exploitant peut demander l’approbation d’exécuter des travaux relatifs à un puits en remplissant et en faisant parvenir aux délégués, au moins 21 jours avant le début des travaux, lorsque faire se peut, une demande en trois exemplaires, selon les modalités fixées par les délégués.

• (4) L’exploitant doit soumettre les renseignements suivants avec la demande d’approbation d’exécuter des travaux relatifs à un puits :

  • a) le nom et le type du puits;

  • b) le nom de l’entrepreneur et une description de l’équipement qui sera utilisé;

  • c) une description technique des travaux, y compris :

    • (i) l’objet des travaux,

    • (ii) un schéma et une description du matériel tubulaire et de l’équipement de fond de puits,

    • (iii) un schéma et les spécifications techniques appropriées de la tête d’éruption et du système de contrôle de la production en place,

    • (iv) la pression statique en fond de puits,

    • (v) une description des fluides de reconditionnement et d’achèvement, ainsi que des propriétés de ces fluides,

    • (vi) les méthodes proposées pour les travaux.

• (5) Lorsque l’exploitant prévoit la suspension ou l’abandon d’un intervalle d’achèvement d’un puits d’exploitation, il fournit les renseignements suivants avec la demande d’approbation d’exécuter des travaux relatifs à un puits :

  • a) les taux de production, ainsi que les rapport volumétriques ou les taux d’injection des fluides correspondants;

  • b) la pression statique en tête de puits;

  • c) la pression en fond de puits et les caractéristiques de production des puits adjacents;

  • d) une évaluation de l’effet des travaux proposés sur la récupération finale.

• (6) Outre les exigences visées au paragraphe (5), lorsque l’exploitant demande au délégué à l’exploitation l’approbation d’abandonner une couche ou un puits, il doit lui soumettre les documents suivants :

  • a) un rapport qui contient les données suivantes :

    • (i) la quantité de pétrole et de gaz récupérés du puits qui pénètre le gisement,

    • (ii) la quantité estimative de gaz et de pétrole restant dans le gisement que pénètre le puits;

  • b) la documentation qui démontre :

    • (i) qu’une production économique à partir du puits ne peut être maintenue,

    • (ii) que les autres méthodes de récupération ont été minutieusement évaluées,

    • (iii) que les autres utilisations possibles du puits ont été évaluées.

• (7) Les délégués approuvent la demande d’approbation des travaux relatifs à un puits et toute modification de l’approbation lorsque les travaux pourront être effectués en toute sécurité et ne créeront pas de gaspillage.

• (8) L’exploitant doit s’assurer qu’une copie de l’approbation d’exécuter des travaux relatifs à un puits est affichée à l’installation de production ou à l’unité mobile de forage en mer ou à bord du navire.

• (9) Si les travaux relatifs à un puits ne peuvent être effectués conformément à l’approbation, l’exploitant doit prendre les mesures suivantes :

  • a) laisser le puits dans un état aussi sécuritaire que possible;

  • b) informer les délégués que les travaux n’ont pu être effectués conformément à l’approbation;

  • c) compléter les travaux selon une approbation révisée.

• (10) Lorsque des mesures immédiates doivent être prises pour éviter la perte de contrôle d’un puits, le consentement préalable des délégués n’a pas à être obtenu.

• (11) Lorsque des travaux relatifs à un puits sont effectués aux termes du paragraphe (10), l’exploitant doit en informer les délégués sans délai et présenter les renseignements sur ces travaux dès que possible conformément au paragraphe (4).

• (12) Lorsque l’agent du contrôle de l’exploitation en fait la demande, l’exploitant d’un puits doit l’informer, au moins 48 heures à l’avance, du moment auquel il se propose d’effectuer des travaux relatifs à un puits ayant fait l’objet d’une approbation.

Précautions

• 19 (1) L’exploitant doit s’assurer que deux barrières pour contenir la pression sont en place pendant l’exécution des travaux relatifs à un puits.

• (2) L’exploitant doit soumettre la tête d’éruption, la colonne de production et le train de tubes à un essai sous pression à la pression maximale à laquelle ces éléments seront vraisemblablement soumis après l’installation initiale et après chaque opération de reconditionnement.

• (3) L’exploitant doit s’assurer qu’au cours des travaux relatifs à un puits, la pression d’injection maximale n’excède pas la moindre des pressions suivantes :

  • a) la pression d’éclatement de l’élément le plus faible du tubage ou du tube employé durant l’injection;

  • b) la pression d’exploitation nominale de la tête d’éruption et de la tête de puits.

Rapport concernant les travaux relatifs à un puits

• 20 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant doit présenter au délégué à l’exploitation, dans les 30 jours suivant l’achèvement des travaux relatifs à un puits, un rapport comportant :

  • a) un schéma et les spécifications techniques appropriées de l’équipement de fond de puits, du matériel tubulaire, de la tête d’éruption et du système de contrôle de la production;

  • b) une description des propriétés du fluide d’achèvement;

  • c) un résumé des travaux exécutés et des problèmes rencontrés.

• (2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux travaux au câble ou aux opérations tube serpentin visés au paragraphe 18(2) si l’exploitant présente un rapport annuel de tous les travaux au câble ou des opérations tube serpentin qu’il a effectués l’année précédente.

Abandon ou suspension d’une couche ou d’un puits

• 21 (1) L’abandon ou la suspension d’une couche ou d’un puits doit être conforme au Règlement sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse.

• (2) En plus de satisfaire aux exigences visées au paragraphe (1), l’exploitant doit exécuter un essai de débit si le délégué à l’exploitation l’exige.

• (3) Sous réserve du paragraphe (4), lorsqu’un puits est fermé pour une période de plus de 3 mois, les mesures suivantes doivent être prises :

  • a) la VSSCS doit être fermée;

  • b) un bouchon doit être placé dans le tube sous la limite inférieure des boues;

  • c) le bouchon doit être soumis à un essai sous pression à une pression d’au moins 7000 kPa au-dessus de la pression statique dans la tête de puits.

• (4) L’exploitant peut demander au délégué à l’exploitation une prolongation du délai pour placer un bouchon dans le tube sous la limite inférieure des boues.

Colonne de production et tube

• 22 (1) L’exploitant doit s’assurer que la colonne de production et le tube utilisés dans le puits sont conçus de manière à :

  • a) permettre l’installation de l’équipement d’ascension artificielle lorsqu’il y a lieu de croire que cet équipement pourrait être requis pour maintenir les débits et accroître la récupération finale à partir du gisement ou du champ;

  • b) permettre la résistance aux conditions qui pourraient menacer l’intégrité structurale de la colonne de production et du tube;

  • c) satisfaire, dans le cas de service corrosif, aux exigences de la norme NACE MR0175-92 Item No. 53024 de la National Association of Corrosion Engineers intitulée Standard Material Requirements, Sulfide Stress Cracking Resistant - Metallic Materials for Oilfield Equipment.

• (2) L’exploitant doit s’assurer que la colonne de production utilisée dans le puits est équipée et suffisamment cimentée de manière à ce que :

  • a) toutes les couches d’hydrocarbures soient isolées;

  • b) les intervalles à pression anormale soient isolées des intervalles à pression normale;

  • c) que le ciment adhère adéquatement à travers chaque couche de production :

    • (i) d’une part, jusqu’à au moins 60 m au-dessus de la couche de production,

    • (ii) d’une part, jusqu’à au moins 30 m au-dessous de la couche de production ou jusqu’au sabot de guidage de la colonne de production, si celle-ci est à moins de 30 m sous la couche de production;

  • d) toutes les forces que pourrait exercer l’injection de fluides dans l’espace annulaire ou tout autre phénomène ne se traduisent pas par des contraintes supérieures aux limites nominales de la colonne.

• (3) L’exploitant doit s’assurer que tout dispositif de suspension du tube ainsi que le tube et l’équipement de fond de puits qui font partie intégrante d’un train de tubes sont conçus de façon à offrir une résistance suffisante contre l’éclatement, la tension, l’affaissement et le flambement qui peuvent résulter des charges d’installation et d’exploitation ainsi que des différences de température et de pression et ce, afin que les travaux de production et d’entretien puissent être effectués de manière sécuritaire et efficace.

• (4) L’exploitant doit, à la demande du délégué à la sécurité, effectuer une analyse de contrainte triaxiale sur tout matériel tubulaire installé dans le puits.

Fluides pour les travaux relatifs à un puits

23 L’exploitant doit s’assurer que les fluides utilisés dans l’exécution de travaux relatifs à un puits sont d’un type qui réduit au minimum les conséquences néfastes sur la couche de production et sur l’équipement de subsurface.

Espace annulaire entre les éléments du matériel tubulaire du puits

24 L’exploitant doit s’assurer qu’un puits n’est pas mis en production sans que l’espace annulaire entre la colonne de production et le tube soit :

• a) efficacement isolé de l’intervalle d’achèvement;

• b) rempli d’un fluide de masse volumique suffisante pour exercer une pression supérieure à la pression de formation, sauf lorsque le procédé d’allégement au gaz est utilisé dans le puits.

Valves de sécurité de subsurface commandées en surface

• 25 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant d’un puits d’exploitation doit s’assurer que le puits est muni de VSSCS installés aux endroits suivants :

  • a) dans le tube à au moins 30 m sous le fond marin;

  • b) dans l’espace annulaire du puits à au moins 30 m sous le fond marin lorsqu’est utilisé le procédé d’allégement au gaz et que la tête de puits est située au-dessus du niveau de la mer.

• (2) Lorsqu’un puits d’exploitation est situé dans une couche où se trouve du pergélisol en sédiments non consolidés, l’exploitant du puits doit installer une VSSCS dans le tube à au moins 30 m sous la base du pergélisol.

• (3) L’exploitant d’un puits d’exploitation ne peut exploiter le puits que si les spécifications, la conception, l’installation, le fonctionnement et la mise à l’essai de chaque VSSCS installée dans le puits sont conformes à la spécification Spec 14A de l’API intitulée Specification for Subsurface Safety Valve Equipment et à la pratique recommandée RP 14B de l’API intitulée Recommended Practice for Design, Installation, Repair and Operation of Subsurface Safety Valve Systems.

• (4) L’exploitant d’un puits d’exploitation doit s’assurer que chaque VSSCS installée dans le puits est soumise aux essais suivants :

  • a) un essai de pression immédiatement après son installation;

  • b) un essai de fonctionnement au moins tous les six mois après l’exécution de l’essai visé à l’alinéa a).

Équipement de têtes de puits et de têtes d’éruption

• 26 (1) L’exploitant doit s’assurer que l’équipement de la tête de puits et de la tête d’éruption, y compris tous les dispositifs de suspension de tubage et de tube et les dispositifs d’étanchéité, est conçu, construit, installé et entretenu de manière à supporter :

  • a) les charges imposées dans le puits, notamment celles attribuables aux différences de pression et de température;

  • b) la corrosion, l’érosion et l’usure.

• (2) L’exploitant d’un puits d’exploitation exposé à un environnement corrosif doit s’assurer que l’équipement de la tête de puits et de la tête d’éruption est conçu et construit conformément à la norme NACE MR0175-92 Item No. 53024 de la National Association of Corrosion Engineers intitulée Standard Material Requirements, Sulfide Stress Cracking Resistant - Metallic Materials for Oilfield Equipment.

• (3) L’exploitant doit s’assurer que tout l’équipement de production au-dessus du niveau de l’eau satisfait aux spécifications suivantes :

  • a) la partie II de la spécification Spec 6FB de l’API intitulée Specification for Fire Test for End Connections;

  • b) la spécification Spec 6FA de l’API intitulée Specification for Fire Test For Valves.

• (4) L’exploitant doit s’assurer que l’équipement de la tête de puits et de la tête d’éruption est conforme à ce qui suit :

  • a) lorsque la tête de puits est au-dessus du niveau de l’eau, à la spécification Spec 6A de l’API intitulée Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment;

  • b) lorsque la tête de puits est au-dessous du niveau de l’eau :

    • (i) à la pratique recommandée RP 17A de l’API intitulée Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems,

    • (ii) à la spécification Spec 17D de l’API intitulée Specification for Subsea Wellhead and Christmas Tree Equipment.

• (5) L’exploitant doit configurer l’accès à l’espace annulaire d’un puits de production de façon à permettre la surveillance et le dégagement de la pression dans l’espace annulaire entre la colonne de production et le tube.

• (6) L’appareillage de la tête de puits et de la tête d’éruption doit être conçu d’une manière qui permette de mesurer :

  • a) la pression et la température en tête de tube;

  • b) la pression en tête de tubage et, dans le cas d’une tête de puits située au-dessus du niveau de la mer, dans chaque espace annulaire entre les tubages.

Valves de fermeture d’urgence

• 27 (1) L’exploitant doit s’assurer que chaque tête d’éruption est munie d’au moins deux valves de fermeture d’urgence :

  • a) le long de chaque trajet d’écoulement par le truchement de la tête;

  • b) dans l’accès à l’espace annulaire, dans le cas d’un puits configuré pour l’utilisation du procédé d’allégement au gaz ou dans le cas où la tête d’éruption est sous-marine.

• (2) Les valves de fermeture d’urgence visées au paragraphe (1) doivent être à fermeture à sécurité intrinsèque à la pression d’exploitation maximale, en condition d’aspiration dans le tube et au taux d’écoulement maximal susceptible de se produire dans le tube.

• (3) Chaque tube prolongateur pour pétrole ou gaz d’une installation de production, à l’exception d’une colonne montante d’exportation vers un système de chargement de pétrolier, doit être muni d’une valve d’accastillage à fermeture d’urgence à sécurité intrinsèque située à un endroit sécuritaire et accessible de l’installation pour protéger le tube des dommages et en permettre l’inspection, l’entretien et la réparation.

• (4) Chaque conduite d’écoulement pour hydrocarbures d’une installation de production, à l’exception des conduites d’écoulement reliant l’installation à un système de chargement de pétrolier, doit être munie d’une valve sous-marine à fermeture d’urgence à sécurité intrinsèque située à une distance sécuritaire de l’installation.

• (5) Les valves de fermeture d’urgence visées aux paragraphes (1), (3) et (4) doivent :

  • a) être conçues, construites et installées selon la spécification Spec 14D de l’API intitulée Specification for Wellhead Surface Safety Valves and Underwater Safety Valves for Offshore Service;

  • b) être entretenues et réparées selon la pratique recommandée RP 14H de l’API intitulée Recommended Practice for Installation, Maintenance and Repair of Surface Safety Valves and Underwater Safety Valves Offshore.

• (6) Il est interdit à l’exploitant d’exploiter un puits d’exploitation à moins que les valves de fermeture d’urgence visées au paragraphe (1) et que les VSSCS visées à l’article 25 ne soient en état de marche.

• (7) Il est interdit à l’exploitant d’exploiter une installation de production à moins que les valves de fermeture d’urgence visées aux paragraphes (3) et (4) ne soient en état de marche.

Travaux simultanés de forage et de production

• 28 (1) L’exploitant d’une installation de production doit inclure dans le plan de sécurité présenté en vertu du paragraphe 51(1) des mesures visant à assurer la sécurité des personnes se trouvant à bord de l’installation et la protection de l’environnement s’il entend effectuer concurremment avec la production d’hydrocarbures l’une des activités suivantes :

  • a) le forage et l’achèvement d’un puits;

  • b) des travaux relatifs à un puits;

  • c) des travaux de construction ou des travaux connexes.

• (2) Il est interdit à l’exploitant d’entreprendre concurremment avec la production d’hydrocarbures une activité visée au paragraphe (1), sauf en conformité avec le plan de sécurité approuvé en vertu du paragraphe 51(4).

PARTIE IVExigences relatives à la rationalisation de l’exploitation

Gestion du réservoir

• 29 (1) L’exploitant doit prendre les dispositions nécessaires pour permettre la récupération maximale de pétrole et de gaz à partir d’un gisement ou d’un champ.

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

• (3) L’exploitant doit mener des études sur le forage intercalaire et des études sur la récupération assistée et en présenter les résultats au délégué à l’exploitation lorsqu’il a des raisons de croire que le forage intercalaire ou l’application d’un plan de récupération assistée pourrait entraîner une récupération accrue de pétrole et de gaz à partir d’un gisement ou d’un champ.

Équilibre des volumes d’extraction et d’injection

• 30 (1) L’exploitant d’un gisement de pétrole qui exécute un projet de récupération de pétrole comprenant le maintien de la pression ne peut injecter de fluides dans le gisement autrement que sur la base de l’équilibre pour chaque maille ou pour le gisement et il ne peut, sans l’approbation accordée en vertu du paragraphe (2) :

  • a) injecter dans le gisement un volume de fluides supérieur ou inférieur à celui qui en est extrait;

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

• (2) Le délégué à l’exploitation approuve un déséquilibre des volumes ou un taux de production différent lorsque la récupération finale à partir du gisement ne diminuera pas.

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

Production mélangée

• 31 (1) Il est interdit à l’exploitant d’effectuer des opérations de production mélangée, sauf conformément à l’approbation accordée en vertu du paragraphe (2).

• (2) Le délégué à l’exploitation peut approuver la production mélangée pourvu que celle-ci ne réduise pas la récupération finale d’hydrocarbures à partir des gisements.

• (3) L’exploitant qui effectue des opérations de production mélangée doit estimer le volume total et le taux de production de chaque fluide produit à partir de chaque gisement.

Brûlage à la torche et ventilation du gaz

• 32 (1) Il est interdit à l’exploitant d’un puits de brûler à la torche ou de ventiler du gaz pendant des travaux de production autrement qu’en conformité avec les paragraphes (2) à (4).

• (2) Sous réserve des conditions imposées par l’Office en vertu du paragraphe 142(4) de la Loi, l’exploitant d’un puits peut brûler à la torche ou ventiler du gaz dans les cas suivants :

  • a) soit durant un essai de production, sur une période ne dépassant pas 24 heures et à des taux et volumes égaux ou inférieurs à ceux nécessaires pour décharger et nettoyer le puits;

  • b) soit un essai de production prolongé ou des travaux de nettoyage prolongés du puits, sur une période et à des taux et volumes approuvés en vertu du paragraphe (4).

• (3) L’exploitant d’un puits peut brûler à la torche ou ventiler du gaz durant des travaux de production afin de réduire une pression anormale ou si une situation d’urgence l’exige.

• (4) Les délégués peuvent approuver le brûlage à la torche ou la ventilation de gaz au cours de travaux de production, au taux et au volume et pendant la période indiqués dans l’approbation, lorsque l’opération ne constitue pas du gaspillage ni ne présente de risque indu pour la sécurité.

Élimination du pétrole

• 33 (1) Il est interdit à l’exploitant d’éliminer du pétrole, notamment par brûlage, autrement qu’en conformité avec les paragraphes (2) à (5).

• (2) L’exploitant peut éliminer du pétrole, notamment par brûlage, conformément à l’article 17 du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse, dans les cas suivants :

  • a) durant un essai de production, sur une période ne dépassant pas 24 heures et à des taux et volumes égaux ou inférieurs à ceux nécessaires pour décharger, nettoyer et évaluer un puits;

  • b) durant un essai de production prolongé ou des travaux de nettoyage prolongés d’un puits, sur une période et aux taux et volumes précisés dans l’approbation;

  • c) il s’agit de pétrole résiduaire ou contaminé dont la récupération n’est pas économique.

• (3) L’exploitant peut éliminer du pétrole, notamment par brûlage, lorsqu’une situation d’urgence l’exige et que l’exploitant à la fois :

  • a) prend les mesures voulues pour limiter les dommages causés au milieu naturel;

  • b) nettoie, autant que faire se peut, tout dégât important dû à la pollution causée par l’élimination;

  • c) avise l’Office de l’élimination.

• (4) Les délégués approuvent l’élimination du pétrole, notamment par brûlage, lorsque l’opération ne constitue pas du gaspillage, ne présente pas de risque indu pour la sécurité ni n’endommage le milieu naturel.

• (5) Il est interdit à l’exploitant, pendant qu’un puits est soumis à un essai de production, de produire à partir de celui-ci une quantité de pétrole supérieure à celle qui peut, en toute sécurité, être emmagasinée ou éliminée, notamment par brûlage, conformément à l’article 17 du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse.

PARTIE VTaux de production

Dispositions générales

34 L’exploitant doit produire des hydrocarbures à partir d’un gisement ou d’un champ en se conformant à de saines pratiques de production, de manière à réaliser une récupération maximale des hydrocarbures à partir du gisement ou du champ au 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

• 35 (1) Sous réserve de l’article 36, l’exploitant doit mesurer et consigner le débit et le volume total :

  • a) de chaque fluide :

    • (i) produit de chaque puits ou injecté dans celui-ci,

    • (ii) transféré de l’installation de production, vendu, brûlé ou éliminé;

  • b) du gaz utilisé :

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

    • (ii) soit pour le procédé par allégement au gaz;

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

  • d) de chaque fluide d’arrivée ou de sortie d’une usine de traitement.

• (2) Lorsque l’exploitant utilise un compteur pour mesurer un fluide visé au paragraphe (1), ce compteur doit :

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

  • b) avoir une plage d’écoulement 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 doit s’assurer que les valves, les compteurs et les robinets d’irrigation sont installés de façon à pouvoir maintenir un débit raisonnablement uniforme dans tout compteur visé au paragraphe (2).

Production au prorata

• 36 (1) L’exploitant doit répartir la production regroupée de pétrole et de gaz des puits dans un gisement au prorata des puits conformément au système d’écoulement, à la méthode de calcul de l’écoulement et à la méthode de répartition approuvés en vertu du paragraphe (2).

• (2) Le délégué à l’exploitation approuve le système d’écoulement, la méthode de calcul de l’écoulement et la méthode de répartition lorsque ceux-ci permettent de déterminer avec suffisamment de précision la production des puits individuels et le volume de fluides transféré de l’installation de production.

Compteur de transfert

• 37 (1) L’exploitant doit, pour chaque compteur de transfert utilisé au cours de travaux de production, soumettre à l’Office le détail des spécifications et des procédures d’utilisation du compteur que l’Office spécifie.

• (2) Le délégué à l’exploitation approuve le compteur de transfert visé au paragraphe (1) à titre de partie intégrante du système d’écoulement lorsque le compteur et les procédures d’utilisation permettent de déterminer les volumes avec la précision requise aux fins du transfert.

• (3) L’exploitant doit soumettre au délégué à l’exploitation, à la demande de ce dernier, une copie de tout rapport d’étalonnage de compteur aux fins de la vérification de l’exactitude.

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

• 38 (1) L’exploitant qui utilise un compteur de production regroupée ou un compteur de production d’essai pour mesurer les fluides produits à partir d’un gisement doit étalonner le compteur et le tenir étalonné conformément à la partie 14 du règlement de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations.

• (2) L’exploitant doit remplacer tout compteur de production regroupée dont la tolérance moyenne de l’indice du compteur ne satisfait pas aux exigences de l’article 14.12 du règlement de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations.

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 de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations.

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 de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations.

Mesure du condensat

• 41 (1) L’exploitant qui utilise un compteur volumétrique ou un compteur à turbines pour mesurer le condensat doit étalonner le compteur et le tenir étalonné conformément à la partie 14 du règlement de l’Alberta intitulé Oil and Gas Conservation Regulations.

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

Registre des relevés de compteur

42 L’exploitant 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 à l’exploitation à la demande de ce dernier.

Fréquence des essais

43 L’exploitant d’un puits d’exploitation qui produit du pétrole ou du gaz à partir d’un gisement ou d’un champ doit effectuer des essais sur le puits au moins deux fois par mois.

Précision des mesures

44 À la demande du délégué à l’exploitation, l’exploitant doit vérifier, par un essai, la précision de tout compteur qu’il utilise pour mesurer la production d’hydrocarbures et en présenter les résultats au délégué.

PARTIE VIIExigences environnementales

Équipement de surveillance de l’environnement physique

45 L’exploitant d’une installation de production doit la munir d’équipement et de matériel permettant d’observer, de mesurer et d’enregistrer les conditions de l’environnement physique visées aux paragraphes 46(2) et (3).

Observations et rapports sur l’environnement physique

• 46 (1) L’exploitant d’une installation de production doit tenir un dossier complet des observations qu’il fait de l’environnement physique pendant la durée du projet de production.

• (2) L’exploitant d’une installation de production doit observer et consigner les conditions 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 la période 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.

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

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

  • b) lorsque la vitesse du vent excède 35 km/h, au moins une fois toutes les trois heures.

• (4) L’exploitant d’une installation de production doit, pendant 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 ces conditions ou ces mouvements varient considérablement par rapport aux prévisions.

Perturbations dues aux travaux de construction

47 Il est interdit de construire ou d’installer une installation de production sauf si celle-ci est conçue et construite ou installée de façon à réduire autant que possible toute perturbation permanente du fond marin ou de tout autre élément du milieu naturel.

Dangers

48 L’exploitant d’une installation de production doit prendre toutes les précautions raisonnables pour protéger l’installation et l’équipement connexe à l’emplacement de production contre tout danger d’origine naturelle et tout danger lié aux travaux qui y sont exécutés.

Manutention des déchets et de l’eau extraite

• 49 (1) L’exploitant doit s’assurer que les déchets produits et stockés à l’emplacement de production sont traités, manutentionnés et éliminés en conformité avec le plan de protection de l’environnement.

• (2) Il est interdit à l’exploitant d’exécuter un projet d’injection souterraine de l’eau extraite d’un puits sauf en conformité avec une approbation accordée en vertu du paragraphe (3).

• (3) Le délégué à l’exploitation approuve un projet d’injection souterraine de l’eau extraite d’un puits lorsque celui-ci prévient la pollution en surface et ne nuira pas à la récupération d’hydrocarbures du gisement ou du champ.

Mise hors service

50 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 approuvé ou les conditions d’une autorisation délivrée en vertu de l’alinéa 142(1)b) de la Loi.

PARTIE VIIIExploitation

Plan de sécurité et plan de protection de l’environnement

• 51 (1) L’exploitant d’une installation doit établir et soumettre au délégué à la sécurité un plan de sécurité portant sur tous les aspects de la sécurité et de la santé du personnel ainsi que de l’intégrité de l’installation, lequel plan comprend :

  • a) un énoncé de la politique de l’exploitant en matière de gestion de sécurité et une description des mesures mises en place pour en assurer l’efficacité;

  • b) un sommaire des résultats de toutes les études réalisées pour relever les dangers et évaluer les risques à l’égard de l’installation et les moyens pour diminuer ces risques;

  • c) une description des caractéristiques incluses dans la conception de l’installation et de l’équipement fourni pour éliminer les dangers et réduire les risques à l’égard de la santé et de la sécurité du personnel;

  • d) une description des procédures mises en place et des manuels fournis relativement à l’utilisation et à l’entretien de l’installation en toute sécurité;

  • e) les normes adoptées pour régir la formation et l’agrément du personnel;

  • f) un organigramme des rapports hiérarchiques à bord de l’installation et à la base de l’exploitant à terre et leur interrelation;

  • g) des plans d’urgence à appliquer pour faire face aux accidents qui influent sur la sécurité des personnes se trouvant à bord de l’installation ou sur l’intégrité de celle-ci et pour en atténuer les effets;

  • h) une description de l’équipement de surveillance de l’environnement physique;

  • i) la distance de l’installation de production à laquelle le navire de secours visé à l’article 56 doit se trouver durant les opérations courantes.

• (2) L’exploitant doit établir et soumettre au délégué à l’exploitation un plan de protection de l’environnement qui porte sur la protection du milieu naturel et qui comprend :

  • a) un énoncé du programme mis en place pour surveiller l’incidence sur le milieu naturel des travaux courants à bord de toute installation, ainsi que des mesures adoptées pour réduire au minimum ou atténuer cette incidence;

  • b) des plans d’urgence à appliquer pour faire face au rejet accidentel d’hydrocarbures ou de matières dangereuses et pour en atténuer les effets;

  • c) une description de l’équipement et des procédures de traitement, de manutention et d’élimination des déchets;

  • d) des programmes de surveillance permettant de vérifier que la composition des déchets rejetés est conforme aux limites indiquées dans le plan de protection de l’environnement;

  • e) un sommaire des substances chimiques qui seront utilisées lors des travaux et lors de l’entretien de l’installation;

  • f) les plans de restauration de l’environnement à l’emplacement de production à la fin de la production.

• (3) Les plans soumis conformément aux paragraphes (1) et (2) doivent traiter des situations anormales et d’urgence qu’il est raisonnable de prévoir, y compris les situations suivantes :

  • a) blessures graves, homme à la mer ou décès;

  • b) abordages;

  • c) perte de contrôle de puits;

  • d) prévision ou existence de conditions de l’environnement physique qui peuvent provoquer des charges, ou des effets dus aux charges, supérieurs aux charges, ou aux effets dus aux charges, nominaux de l’installation;

  • e) rejets de pétrole;

  • f) incendies;

  • g) explosions.

• (4) Le délégué à la sécurité approuve le plan de sécurité soumis aux termes du paragraphe (1), y compris toutes ses modifications, lorsque son application permettra d’assurer la sécurité, la santé et la formation des personnes se trouvant à bord de l’installation et de préserver l’intégrité de celle-ci.

• (5) Le délégué à l’exploitation approuve le plan de protection de l’environnement soumis aux termes du paragraphe (2), y compris toutes ses modifications, lorsque son application assure la protection du milieu naturel.

• (6) L’exploitant doit s’assurer qu’un exemplaire de chaque plan approuvé en vertu des paragraphes (4) et (5) :

  • a) est conservé à l’installation;

  • b) est mis à la disposition de toute personne se trouvant à l’installation qui en fait la demande.

• (7) L’exploitant doit mettre à jour l’inventaire de l’équipement décrit dans chaque plan approuvé en vertu des paragraphes (4) et (5) et présenter l’inventaire à jour aux délégués dans les 45 jours suivant toute modification ou réparation majeure d’un composant important de l’équipement.

• (8) Les plans visés aux paragraphes (1) et (2) doivent prévoir la coordination avec les plans d’intervention d’urgence municipaux, provinciaux ou fédéraux applicables.

• (9) L’exploitant doit s’assurer que tout l’équipement requis par les plans approuvés en vertu des paragraphes (4) et (5) est disponible et en état de fonctionnement.

• (10) À la demande des délégués, l’exploitant doit leur soumettre les dessins et autres documents mentionnés dans les plans visés aux paragraphes (1) et (2).

Exigences relatives à l’équipement

52 L’exploitant d’une installation de production doit s’assurer que l’équipement et la machinerie connexe qui y sont utilisés :

• a) sont utilisés dans des limites de fonctionnement sûres;

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

• c) ne sont utilisés que s’il y a un moyen sûr d’entrer dans l’aire où ils se trouvent et d’en sortir;

• d) sont disposés de façon à réduire au minimum les risques pour l’installation de production ou pour le personnel d’exploitation et les dommages permanents au milieu naturel.

Essais des valves et des capteurs

• 53 (1) Sous réserve du paragraphe (3), l’exploitant d’une installation de production doit s’assurer que :

  • a) les composants du système de sécurité de l’installation sont soumis à des essais et les défectuosités en sont consignées conformément à la pratique recommandée RP 14C de l’API intitulée Recommended Practice for Analysis, Design, Installation and Testing of Basic Surface Safety Systems for Offshore Production Platforms;

  • b) chaque station d’arrêt d’urgence qui fait partie du système de sécurité est soumise à des essais au moins une fois tous les 30 jours;

  • c) au moins une fois par mois :

    • (i) chaque valve de sécurité de surface installée sur une tête d’éruption est soumise à des essais de fonctionnement et de détection des fuites,

    • (ii) chaque capteur de pression est soumis à des essais,

    • (iii) chaque dispositif de contrôle du niveau des liquides est soumis à des essais par actionnement du capteur,

    • (iv) chaque clapet de retenue installé sur le réseau de tuyauteries est soumis à des essais de détection des fuites,

    • (v) chaque valve d’arrêt automatique de l’admission dans un réservoir ou un compresseur actionnée par un capteur est soumise à des essais,

    • (vi) chaque valve d’arrêt installée sur une canalisation de décharge de liquide d’un réservoir et actionnée par un capteur de faible niveau est soumise à des essais,

    • (vii) chaque valve d’arrêt installée sur un tube prolongateur de production et un collecteur connexe est soumise à des essais;

  • d) chaque dispositif d’arrêt installé sur un compresseur et déclenché par capteurs de température est soumis à des essais au moins une fois tous les six mois;

  • e) chaque valve régulatrice de pression est soumise au moins une fois tous les 12 mois à des essais, soit au banc, soit, lorsque c’est possible, sur place au moyen d’une source de pression externe;

  • f) tous les systèmes de détection d’incendie, d’hydrogène sulfuré ou de gaz sont soumis à des essais de fonctionnement tous les trois mois et sont réétalonnés au besoin.

• (2) La mise à l’essai de la station d’arrêt d’urgence visée à l’alinéa (1)b) peut être effectuée en actionnant une valve de sécurité de surface installée sur une tête d’éruption, une valve de sécurité de subsurface installée dans le tube, ou toute autre valve qui peut être activée à partir de la station.

• (3) L’alinéa (1)c) ne s’applique ni aux valves ni aux capteurs qui sont situés sous le niveau de la mer.

• (4) L’exploitant doit faire rapport sans délai au délégué à la sécurité de toute défaillance ou de toute mise à l’essai infructueuse du système de sécurité de l’installation de production ou d’un de ses composants.

Entretien et remplacement de l’équipement

54 L’exploitant d’une installation de production doit s’assurer que :

• a) tout équipement défectueux utilisé dans l’installation et représentant un danger pour le personnel ou l’installation est réparé ou remplacé sans délai;

• b) toute méthode utilisée dans l’installation que l’exploitant a des raisons de croire dangereuse est révisée sans délai et que le personnel touché est informé des révisions;

• c) toute documentation comprenant une méthode qui a été révisée en vertu de l’alinéa b) est modifiée en conséquence;

• d) des programmes sont mis sur pied pour surveiller, conformément à de saines pratiques techniques, l’étendue de la corrosion et de l’érosion des éléments de l’installation;

• e) à la demande du délégué à la sécurité, les résultats des programmes mis sur pied conformément à l’alinéa d) lui sont communiqués.

Véhicules de service

• 55 (1) L’exploitant d’une installation de production ne peut utiliser un véhicule de service que si celui-ci est conçu, construit et entretenu de façon à pouvoir fonctionner en toute sécurité dans les conditions prévisibles de l’environnement physique aux environs du lieu où est située l’installation et il doit le démontrer au délégué à la sécurité, lorsque ce dernier lui en fait la demande.

• (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 aides maritimes, à la navigation et à la sécurité exigées par la Loi sur la marine marchande du Canada;

  • 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 toutes les personnes à bord du navire dans toutes les conditions qu’il est raisonnable de prévoir.

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

• (4) Un véhicule de service ne peut pénétrer dans le périmètre de sécurité d’une installation de production sans le consentement du chargé de projet.

Navire de secours

• 56 (1) L’exploitant d’une installation de production habitée doit s’assurer qu’un navire de secours est disponible durant une tempête, à une distance de l’installation approuvée par le chargé de projet que le navire peut couvrir en au plus 20 minutes aller-retour à moins d’une approbation contraire du chargé de projet en ce qui concerne le temps de déplacement en vertu de l’article 198.2 de la Loi.

• (2) Lorsque le navire de secours dépasse la distance ou l’intervalle de temps visé au paragraphe (1) sans le consentement du chargé de projet, le chargé de projet et le capitaine du navire de secours doivent tous deux consigner l’incident et soumettre à l’Office, dans les 48 heures, un rapport écrit avec raisons à l’appui.

• (3) Le navire de secours ne peut pénétrer dans le périmètre de sécurité d’une installation de production sans le consentement du chargé de projet.

• (4) Sous la direction du chargé de projet, le navire de secours doit se placer près de l’installation dans les cas suivants :

  • a) le temps, les conditions de la mer ou l’état des glaces limitent le déploiement sécuritaire de canots de sauvetage motorisés à partir de l’installation;

  • b) un hélicoptère atterrit ou décolle de l’installation;

  • c) des opérations de plongée sont en cours;

  • d) des essais aux tiges ou des essais de production sont menés;

  • e) des opérations de contrôle de venues sont réalisées;

  • f) des couches à pression anormale sont pénétrées;

  • g) des exercices d’abandon de navire ou de repêchage d’un homme à la mer sont en cours;

  • h) des personnes travaillent au-dessus de l’eau.

• (5) Le chargé de projet et le capitaine du navire de secours doivent indiquer dans les registres appropriés l’heure à laquelle le navire entre en fonction en mode de secours et en mode de secours rapproché et l’heure à laquelle il cesse ces fonctions.

• (6) Le navire de secours doit :

  • a) soit maintenir un pont dégagé en tout temps;

  • b) soit satisfaire aux exigences de la norme TP 7920F de la Garde côtière canadienne intitulée Normes relatives aux navires de secours.

• (7) Le navire de secours doit pouvoir recevoir toutes les personnes se trouvant à bord de l’installation de production qu’il dessert et être équipé à cette fin.

Surveillance des véhicules de service

57 L’exploitant doit s’assurer que la position et l’état de tout véhicule de service sont surveillés au moyen d’un service central de surveillance de navires et d’un service de contrôle de vol d’hélicoptères.

Communications

• 58 (1) L’exploitant d’une installation de production habitée doit s’assurer que l’équipement de communication de l’installation est utilisé par un personnel formé à cette fin.

• (2) Le personnel visé au paragraphe (1) doit assurer en permanence :

  • a) l’écoute radio sur la fréquence 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 et le rivage.

Accès aux règlements

59 L’exploitant d’un emplacement de production doit y conserver une copie du présent règlement et le mettre à la disposition de quiconque demande à le consulter.

Suspension des travaux

• 60 (1) L’exploitant doit s’assurer que tous les travaux de production à une installation sont suspendus immédiatement dans le cas où s’ils étaient poursuivis :

  • a) soit ils compromettraient la sécurité des personnes se trouvant à bord de l’installation, la sécurité d’un puits, l’intégrité de l’installation ou la sécurité de son exploitation;

  • b) soit ils entraîneraient le rejet d’une substance dans le milieu naturel en une quantité supérieure aux limites indiquées dans le plan de protection de l’environnement ou précisées dans les conditions de l’autorisation d’exécuter les travaux de production.

• (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, un accident mortel ou de graves dommages à l’équipement se produisent à un emplacement de production, l’exploitant 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 accordée en vertu du paragraphe (4).

• (4) Le délégué à l’exploitation ou le délégué à la sécurité, ou les deux, tel qu’il est prévu par la Loi, approuvent la reprise des travaux suspendus en application du paragraphe (3) lorsqu’ils établissent que ces travaux peuvent être repris en toute sécurité.

• (5) En cas de perte de contrôle d’un puits à une installation de production, l’exploitant doit, jusqu’à ce que le puits ne présente plus de danger, fermer les obturateurs de tous les autres puits de l’installation.

Emplacement sous-marin

61 L’exploitant doit être en mesure de repérer facilement et à tout moment le système de production sous-marin.

PARTIE IXSécurité et formation du personnel

Dispositions générales

• 62 (1) Il est interdit à l’exploitant d’effectuer des travaux de production qui exigent des aptitudes spéciales du personnel avant :

  • a) qu’il ait présenté au délégué à la sécurité la description de la formation qu’il entend exiger des employés qui prendront part aux travaux;

  • b) que la formation visée à l’alinéa a) ait été approuvée en vertu du paragraphe (2);

  • c) qu’il se soit assuré que les employés ont réussi la formation approuvée.

• (2) Le délégué à la sécurité approuve la formation visée à l’alinéa (1)a) si elle permet d’assurer l’exécution des travaux de production en toute sécurité.

Qualités requises

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

• (2) L’exploitant doit fournir aux délégués, lorsqu’ils le demandent, un bref exposé des qualités et de la formation du personnel employé à un emplacement de production.

Exercices concernant les rejets de pétrole

64 L’exploitant d’une installation de production où du pétrole peut être produit doit tenir des exercices périodiques concernant les mesures à prendre en cas de rejet de pétrole.

PARTIE XAccès autorisé, inspections et enquêtes

Périmètres de sécurité

• 65 (1) Il est interdit à toute personne, autre qu’un agent du contrôle de l’exploitation, un agent de la sécurité ou une personne désignée par le délégué à l’exploitation ou le délégué à la sécurité ou autorisée par l’exploitant, sauf dans une situation d’urgence, de pénétrer dans le périmètre de sécurité.

• (2) L’exploitant doit prendre des mesures raisonnables pour s’assurer que la personne responsable d’un navire ou d’un aéronef qui s’approche du périmètre de sécurité ou qui manoeuvre dans ce périmètre est informée des limites de celui-ci.

Agent du contrôle de l’exploitation et agent de la sécurité

• 66 (1) Lorsque l’agent du contrôle de l’exploitation ou l’agent de la sécurité a des motifs raisonnables de croire que l’état du matériel de production risque d’occasionner un décès ou des blessures graves, la perte de contrôle d’un puits ou la pollution du milieu naturel, il peut, par avis écrit, demander à l’exploitant responsable du matériel d’en vérifier le fonctionnement en autant que faire se peut; l’exploitant doit obtempérer sans délai.

• (2) L’exploitant qui, conformément au paragraphe (1), vérifie le matériel de production et conclut que celui-ci ne fonctionne pas conformément aux spécifications du fabricant doit sans délai le remplacer ou le réparer.

• (3) Le délégué à l’exploitation ou le délégué à la sécurité peut, sur la recommandation de l’agent du contrôle de l’exploitation ou de l’agent de la sécurité, ordonner à l’exploitant de réparer ou de remplacer le matériel de production visé au paragraphe (1) si ce dernier ne peut être vérifié adéquatement; l’exploitant doit obtempérer sans délai.

Enquêtes sur les accidents

• 67 (1) Le délégué à l’exploitation ou le délégué à la sécurité mène ou fait mener une enquête sur tout incident, accident ou autre événement survenu à un emplacement de production qui entraîne :

  • a) soit des dommages importants à l’installation de production ou une panne de celle-ci;

  • b) soit un rejet ou un risque de rejet d’une substance dans le milieu naturel en une quantité supérieure aux limites indiquées dans le plan de protection de l’environnement ou précisées dans les conditions de l’autorisation d’exécuter des travaux de production pour le gisement ou le champ ou toute partie du gisement ou du champ situés au sein de l’emplacement.

• (2) Le délégué à l’exploitation ou le délégué à la sécurité peut mener ou faire mener une enquête sur tout incident, accident ou autre événement survenu à un emplacement de production qui entraîne un décès, la disparition d’une personne, des blessures graves, une menace imminente à la sécurité du personnel ou du public, un incendie, une explosion, la perte de contrôle d’un puits, le rejet de pétrole, de gaz ou de matières dangereuses, des dommages importants à un véhicule de service ou la disparition d’un véhicule de service ou tout autre incident, accident ou événement grave à l’emplacement.

PARTIE XIRegistres et rapports

Système d’unités

68 L’exploitant doit utiliser le système international d’unités (SI) pour enregistrer les données et pour rédiger les rapports présentés au délégué à l’exploitation ou au délégué à la sécurité.

Noms et désignations

• 69 (1) Le délégué à l’exploitation donne un nom à tout gisement ou champ.

• (2) Le délégué à l’exploitation peut fixer les limites d’un gisement ou d’un champ en vue de le nommer.

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

  • a) une désignation permanente distincte constituée d’un numéro d’achèvement et du nom du gisement ou du champ, donné conformément au paragraphe (1), où se trouve le puits;

  • b) une désignation provisoire qui indique l’état du puits conformément au paragraphe (4).

• (4) La désignation visée à l’alinéa (3)b) indique l’état du puits de la façon suivante :

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

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

  • c) « A » désigne un puits abandonné.

• (5) L’exploitant doit :

  • a) soumettre au délégué à l’exploitation toute modification qu’il entend apporter à la désignation d’un puits ou au nom d’un gisement ou d’un champ;

  • b) dans le cas d’un puits, aviser le délégué à l’exploitation de toute modification de l’état du puits qui peut influer sur la désignation visée à l’alinéa (3)b) et de toute modification corrélative de cette désignation.

Changement d’exploitant

• 70 (1) Lorsque l’exploitant d’une installation de production propose un changement d’exploitant, il doit présenter au délégué à l’exploitation un rapport établissant les motifs du changement.

• (2) Le nouvel exploitant doit présenter les informations nécessaires à l’Office pour lui permettre de vérifier s’il est en mesure de respecter les engagements et les obligations de l’ancien exploitant aux termes de la Loi et du présent règlement.

État d’avancement des travaux de construction

71 L’exploitant d’un emplacement de production ou d’une installation de production doit présenter au délégué à l’exploitation ou au délégué à la sécurité, dans les 15 jours suivant leur demande, un rapport résumant, pour le mois visé par la demande, l’état d’avancement des travaux de construction et les autres événements importants survenus à l’emplacement ou durant la construction de l’installation.

Registre quotidien des travaux

• 72 (1) L’exploitant doit conserver à un point de contrôle central et, à la demande des délégués, mettre à leur disposition un registre quotidien des travaux à jour sur les points suivants :

  • a) la sécurité et la protection de l’environnement;

  • b) l’identité de toutes les personnes se trouvant, à tout moment, à l’installation de production;

  • c) les mouvements des véhicules de service;

  • d) toute inspection, réparation ou modification de l’équipement ou tout dommage important qu’il a subi;

  • e) l’inspection de l’installation de production en vue de détecter la corrosion et l’érosion, et les travaux d’entretien qui en résultent;

  • f) les données sur la pression, la température et le débit des compresseurs, du matériel de traitement et de l’équipement de transformation;

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

  • h) l’inspection des valves de sécurité de surface et des valves de sécurité de subsurface;

  • i) l’état de chacun des puits et des travaux relatifs à ces puits;

  • j) tout rejet de pétrole, de gaz, de produits chimiques ou de matières dangeureuses dans le milieu naturel.

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

Registre quotidien de production

• 73 (1) L’exploitant doit conserver un registre quotidien de production pour tout gisement et en présenter une copie au délégué à l’exploitation à la demande de ce dernier.

• (2) L’exploitant doit conserver le registre visé au paragraphe (1) jusqu’à ce que soit abandonnée la production du champ dans lequel se trouve le gisement.

Rapport de production mensuel

• 74 (1) L’exploitant doit suivre les méthodes reconnues de comptabilisation de la production.

• (2) L’exploitant doit présenter au délégué à l’exploitation, au plus tard le 15^e jour de chaque mois ou à une autre date autorisée par lui et en la forme fixée par lui, un rapport en trois exemplaires résumant les données relatives à la production recueillies conformément au paragraphe 35(1) durant le mois précédent.

Présentation des données

• 75 (1) L’exploitant doit présenter au délégué à l’exploitation, en la forme fixée par lui et en trois exemplaires, les résultats, données, analyses et schémas basés sur :

  • a) les mesures, prélèvements de carottes ou échantillons de fluides requis en vertu de la partie II;

  • b) les essais de séparation ou les travaux relatifs à un puits.

• (2) L’exploitant doit présenter les résultats, données, analyses et schémas visés au paragraphe (1) dans les 60 jours qui suivent la fin de la mesure, du prélèvement de la carotte ou de l’échantillon de fluide, de l’essai ou des travaux relatifs à un puits.

Projets-pilotes

• 76 (1) L’exploitant doit, en conformité avec les conditions du plan de mise en valeur approuvé pour un gisement ou un champ, présenter au délégué à l’exploitation des évaluations provisoires de tout projet-pilote qu’il y a mené.

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

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

  • b) de ses conclusions 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

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

• (2) Le rapport annuel de production visé au paragraphe (1) doit, le cas échéant, comprendre les éléments suivants :

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

  • b) une étude de la production et de l’injection relativement à 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 des changements de l’équipement de production utilisé dans le gisement ou le champ;

  • h) une étude du rendement des valves de sécurité de subsurface;

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

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

• (4) Lorsque le rendement d’un puits dans un gisement diffère sensiblement des prévisions contenues dans les rapports annuels de production à l’égard de ce gisement, l’exploitant doit présenter au délégué à l’exploitation, à la demande de ce dernier et aux intervalles fixés par lui, des évaluations du rendement du puits.