La Gazette du Canada, Partie I, volume 156, numéro 25 : Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

Le 18 juin 2022

Fondement législatif
Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

Ministères responsables
Ministère des Ressources naturelles
Ministère de l’Environnement

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie des règlements.)

Résumé

Enjeux

La majeure partie des règlements actuels régissant les activités pétrolières extracôtières dans les zones extracôtières Canada – Terre-Neuve-et-Labrador et Canada – Nouvelle-Écosse n’a pas été mise à jour depuis leur élaboration à la fin des années 1980 et au début des années 1990, avant que bon nombre des technologies actuelles aient été développées, que des pratiques exemplaires aient été établies et que des leçons aient été tirées des incidents internationaux qui sont survenus. Les règlements actuels emploient un langage prescriptif, exigent l’utilisation de technologies ou de méthodes désuètes et incorporent par renvoi plusieurs normes et codes qui sont désormais obsolètes.

Leur nature prescriptive et le manque de souplesse inhérente ont eu une incidence négative sur l’efficacité et l’efficience du cadre de réglementation. Actuellement, pour respecter les règlements, les membres de l’industrie doivent entreprendre des modifications onéreuses aux installations ou utiliser de l’équipement ou des méthodes qui offrent un moindre rendement technique. Autrement, les membres de l’industrie doivent présenter des demandes à l’agent de la sécurité ou à l’agent du contrôle de l’exploitation de l’organisme de réglementation de la zone extracôtière respective pour obtenir l’approbation d’une dérogation au règlement (appelées demandes relatives à la réglementation). Étant donné la nature de la majorité des modifications requises, les membres de l’industrie ont souvent choisi de déposer des demandes relatives à la réglementation; toutefois, ces demandes s’avèrent coûteuses et représentent un fardeau administratif tant pour les parties réglementées que les organismes de réglementation qui doivent examiner et approuver ou rejeter la proposition.

Les intervenants ont présenté des commentaires aux gouvernements relativement au haut degré de dédoublement des règlements actuels, y compris les exigences de nature administrative. Ces commentaires ont été repris par le Comité mixte permanent d’examen de la réglementation (CMPER) qui a, en 2011, recommandé plusieurs changements aux règlements actuels pour aborder le dédoublement de texte dans les règlements, les différences entre les versions en français et en anglais, l’harmonisation de la terminologie employée dans les règlements actuels et les lois habilitantes et la correction d’erreurs typographiques et grammaticales.

Ces enjeux ont amené les intervenants à remettre en question l’efficacité et le caractère concurrentiel de l’actuel cadre de réglementation du Canada pour le secteur des hydrocarbures extracôtiers, notamment en raison du fardeau administratif et du manque de clarté de la réglementation attribuables aux règlements désuets. L’industrie s’est également interrogée sur la rentabilité des activités commerciales dans les zones extracôtières, étant donné l’état actuel du cadre de réglementation.

Contexte

Régime de gestion conjointe

Les zones extracôtières de Terre-Neuve-et-Labrador (TNL) et de la Nouvelle-Écosse (NE) sont uniques en ce sens qu’elles sont gérées de manière conjointe par le gouvernement fédéral et les gouvernements provinciaux. Ce cadre de gestion conjointe exige une législation et des règlements fédéraux et provinciaux équivalents pour les zones extracôtières Canada-TNL et Canada-NE.

En 1985, le Canada et TNL ont conclu un accord^{référence 1} pour la gestion conjointe des ressources pétrolières au large des côtes de cette province. Cette entente est mise en œuvre en vertu de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada–Terre-Neuve-et-Labrador et de son équivalent provincial. Les activités liées aux ressources d’hydrocarbures dans la zone extracôtière de TNL sont régies par l’Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCTNLHE).

En 1986, le Canada et la NE ont signé un accord^{référence 2} similaire qui est mis en œuvre en vertu de la Loi fédérale de mise en œuvre de l’Accord Canada–Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers et de son équivalent provincial. Ces lois ont établi l’Office Canada–Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (OCNEHE) pour réglementer les activités liées aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de cette province.

L’OCTNLHE et l’OCNEHE (les Offices) sont des organismes de réglementation conjoints indépendants qui réglementent sans lien de dépendance avec les gouvernements fédéral et provinciaux. Les Offices administrent le régime de réglementation sur les hydrocarbures extracôtiers pour assurer la santé et la sécurité des travailleurs extracôtiers et la protection de l’environnement, entre autres exigences législatives.

Après la promulgation des lois habilitantes, fédérales et provinciales, plusieurs règlements ont été pris pour établir les exigences liées à l’exploitation pétrolière sécuritaire dans ces zones extracôtières. Ces règlements ont établi les exigences en matière d’obtention de permis d’exploitation^{référence 3} (1988), de données géophysiques et géotechniques (1995), de conception des installations (1995) et des certificats de conformité associés (1995), et des activités de forage et production (2009).

Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières

En 2002, la Table ronde sur l’énergie de l’Atlantique a été établie, offrant un forum aux gouvernements, à l’industrie extracôtière, aux organismes de réglementation et aux chefs syndicaux afin qu’ils collaborent pour favoriser une industrie des hydrocarbures extracôtiers durable dans la région atlantique. Après les discussions sur les enjeux liés à la réglementation, la Table ronde a conclu au besoin d’un ensemble moderne de règlements régissant le secteur des hydrocarbures au Canada et fait aux partenaires gouvernementaux fédéraux et provinciaux la recommandation d’apporter de tels changements à la réglementation.

L’Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières a été établie en 2005 pour surveiller le processus de renouvellement et de modernisation de la réglementation. L’Initiative est menée par Ressources naturelles Canada (RNCan) et compte sur la participation de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada (RCAANC), d’Environnement et Changement climatique Canada (ECCC), du ministère de l’Industrie, de l’Énergie et de la Technologie de TNL et du ministère des Ressources naturelles et renouvelables de la NS. L’OCTNLHE, l’OCNEHE et la Régie de l’énergie du Canada (REC) participent également à cette initiative.

L’Initiative a pour objectif d’améliorer le cadre de la réglementation dans les zones pionnières et extracôtières canadiennes, en plus de soutenir la contribution de l’industrie pétrolière à l’économie et la compétitivité du Canada en maintenant les normes les plus élevées de sécurité opérationnelle, de protection de l’environnement et de gestion des ressources.

Dans le cadre de l’Initiative, les partenaires gouvernementaux fédéraux et provinciaux ont modernisé le Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière, qui traite de la sécurité des activités de forage et de production. Ce Règlement est entré en vigueur en 2009 et a remplacé le règlement désuet qui avait été établi à la fin des années 1980. L’Initiative a également mené à l’élaboration de trois nouveaux règlements – Règlement sur les sanctions administratives pécuniaires en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière, Règlement sur le recouvrement des coûts en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière et le Règlement sur les exigences financières en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière – dans chaque zone extracôtière, en vue de la mise en œuvre de la Loi sur la sûreté et la sécurité en matière énergétique (2015) du gouvernement fédéral.

Après ces travaux, les partenaires gouvernementaux ont réorienté leurs efforts vers l’élaboration d’un ensemble moderne d’exigences opérationnelles pour les activités pétrolières pionnières et extracôtières, intégrées au Règlement-cadre de chaque instance extracôtière canadienne. Le Règlement-cadre, qui est au cœur de la présente proposition, viendrait moderniser et amalgamer l’ensemble des règlements opérationnels dans les zones extracôtières Canada-TNL et Canada-NE, où les activités pétrolières extracôtières canadiennes sont principalement situées. Une proposition de réglementation subséquente, ciblant les activités pétrolières dans les zones pionnières et extracôtières du Canada en marge des deux zones visées par l’Accord, devrait être présentée en 2023.

Recommandations du Comité mixte permanent d’examen de la réglementation

En 2011, le Comité a recommandé plusieurs changements au Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve et au Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse. Plus précisément, le Comité a recommandé des changements visant le dédoublement de texte dans les règlements et les différences entre les versions en français et en anglais, l’harmonisation de la terminologie utilisée dans les règlements actuels aux lois habilitantes et la correction de plusieurs erreurs typographiques et orthographiques.

Objectif

L’objectif principal est de créer un ensemble moderne de règlements techniques pour le secteur des hydrocarbures extracôtiers qui optimise la sécurité opérationnelle, la protection de l’environnement et la gestion des ressources en permettant l’utilisation des pratiques exemplaires et des technologies. Un deuxième objectif vise à améliorer la clarté et l’efficacité de la réglementation, réduire le fardeau administratif actuel et répondre aux recommandations du Comité mixte permanent d’examen de la réglementation qui portent également sur la clarté de la réglementation; collectivement, ces changements peuvent améliorer la position concurrentielle du secteur canadien des hydrocarbures extracôtiers.

Description

Le Règlement proposé viendrait abroger les neuf règlements actuels et les remplacer par un seul règlement « cadre » consolidé et complet, pour chacune des zones Canada-TNL et Canada-NS, ce qui facilitera grandement son utilisation par les parties réglementées et les organismes de réglementation.

Les règlements qui seraient abrogés comprennent :

• Règlement sur les installations pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve (DORS/95-104)
• Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse (DORS/95-191)
• Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-neuve (DORS/95-100)
• Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse (DORS/95-187)
• Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve (DORS/95-334)
• Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche des hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse (DORS/95-144)
• Règlement sur le forage et la production pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve (DORS/2009-316)
• Règlement sur le forage et la production pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse (DORS/2009-317)
• Règlement sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve ^{référence 4} (DORS/88-347)

La réglementation proposée améliorerait le régime actuel fondé sur la gestion des activités pétrolières en harmonisant les exigences relatives à la sécurité, la protection de l’environnement et la gestion des ressources aux normes et codes internationaux et en codifiant les pratiques exemplaires de l’industrie que les exploitants respectent actuellement sur une base volontaire ou que les Offices ont imposé comme obligatoires au moyen de directives ou de conditions d’autorisation.

Une approche neutre sur le plan technologique offrirait une flexibilité inhérente permettant aux exploitants (après approbation de l’Office pertinent) d’utiliser les meilleures technologies ou les méthodes disponibles, ce qui assurerait le recours à des approches innovatrices qui améliorent la sécurité en zone extracôtière. Cette flexibilité supplémentaire devrait mener à une réduction des demandes relatives à la réglementation qui doivent être élaborées et présentées par certaines parties réglementées et évaluées par les Offices.

La réglementation proposée mènerait à deux règlements qui comporteraient dix parties portant sur les aspects clés des activités pétrolières extracôtières, allant des autorisations et approbations générales aux exigences techniques liées à certains types d’activités. Les prochaines sections présentent une description de chaque partie.

Autorisations et approbations

Les exigences relatives aux demandes d’autorisation ou d’approbation de mener quelque activité pétrolière extracôtière sont présentées dans les parties 1 et 2. Ces parties portent principalement sur les exigences actuelles du Règlement sur le forage et la production pour hydrocarbures dans la zone extracôtière, mais étendent désormais la demande au-delà des simples activités de forage et de production à toutes les activités pétrolières réglementées. Ces parties décrivent les exigences minimales relatives au système de gestion de l’exploitant et à ses plans en matière de sécurité, de protection de l’environnement, d’exploitation, de mise hors service et de fermeture, ainsi que ses plans d’intervention en cas d’urgence.

La réglementation proposée étendrait les exigences d’un plan de mise hors service et de fermeture et codifierait l’exigence de scénarios de vérification de puits, une exigence que les Offices imposent actuellement comme une condition d’approbation de tout puits.

La réglementation proposée établirait également les exigences en matière d’utilisation d’agents de traitement des déversements (ATV) en cas de déversement. En 2015, la Loi sur la sûreté et la sécurité en matière énergétique a modifié la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada–Terre-Neuve-et-Labrador et la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada–Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers (Lois de mise en œuvre des Accords) pour donner aux Offices la capacité d’autoriser l’utilisation des ATV en cas de déversements pétroliers liés aux activités extracôtières d’exploration et de production. La réglementation proposée renforce les mesures de protection de l’environnement en ce qui concerne les ATV en clarifiant les exigences à propos de l’avantage environnemental net relativement à l’autorisation et l’utilisation d’un ATV pendant l’intervention en cas de déversement; en renforçant l’importance de valider l’efficacité des agents de traitement des déversements avant leur utilisation; en faisant en sorte que la demande d’ATV soit faite par un personnel expérimenté de manière à assurer l’application efficiente et efficace et la sécurité de la mesure; en s’assurant que la surveillance de l’utilisation de l’ATV s’appuie sur les pratiques exemplaires et en circonscrivant la capacité de mener un « test à petite échelle » d’un ATV, y compris son objectif, son échelle d’utilisation, sa disponibilité et sa mise en place. Conformément aux lois de mise en œuvre des Accords, la réglementation portant sur l’utilisation d’un ATV doit être corecommandée par le ministre de l’Environnement et du Changement climatique.

Certificat de conformité

La partie 3 porterait sur les exigences relatives à la certification (appelé certificat de conformité) par une autorité chargée de la certification qu’une installation de forage, de production, de logement ou de plongée convient aux fins prévues et est dans un état tel qu’elle peut être exploitée en toute sécurité.

La réglementation proposée établirait une nouvelle exigence pour un demandeur d’élaborer, en vue d’une acceptation par l’Office, un plan de certification proposé qui présenterait les codes et les normes que le demandeur propose d’utiliser pour satisfaire aux exigences de la réglementation portant sur la conception, la construction et l’entretien des installations, qui sont décrites en grande partie dans les parties 7 (Plongée) et 8 (Installations). En vertu de la réglementation proposée, le certificat de conformité s’appuierait sur le plan de certification proposé par le demandeur.

Cette approche, nouvelle et plus adaptable, remplacerait l’approche utilisée dans le Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière, qui prévoit que le certificat de conformité s’appuie sur les exigences prescriptives établies par d’autres règlements, comme l’obsolète Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière.

Exigences techniques applicables à toutes les activités pétrolières

La partie 4 porte sur les exigences qui sont de nature générale et s’appliquent à toutes les activités réglementées, y compris les exigences visant la sécurité et la protection de l’environnement, l’entreposage et la manutention des produits consommables, y compris les substances chimiques, et la mise en œuvre des plans exigés. Cette partie porte principalement sur les exigences du Règlement sur le forage et la production pour hydrocarbures dans la zone extracôtière qui sont de nature plus fondamentale et dont le respect est attendu des parties réglementées entreprenant quelque activité pétrolière extracôtière.

Programmes d’études géoscientifiques, géotechniques et environnementales

La partie 5 se concentre sur les exigences visant les programmes d’études géoscientifiques, d’études géotechniques et d’études environnementales. Elle traite de sujets similaires aux aspects abordés dans le Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche des hydrocarbures dans la zone extracôtière, mais a éliminé une grande partie de la prescription relative à l’équipement. La réglementation proposée exigerait plutôt que l’équipement et les matériaux utilisés pour mener un programme d’études géoscientifiques, d’études géotechniques ou d’études environnementales soient manipulés, installés, inspectés, testés, entretenus et utilisés en tenant compte des directives du fabricant et des normes et pratiques exemplaires de l’industrie.

Forage et production

La partie 6 porte sur les activités de forage et production, y compris les exigences relatives à l’évaluation des puits, l’intégrité du puits et la fermeture du puits, et sur la réduction des émissions. La partie 6 porte principalement sur les exigences formulées dans le Règlement sur le forage et la production pour hydrocarbures dans la zone extracôtière, tout en servant à renforcer les exigences relatives aux matériaux et à l’équipement utilisés pour le forage et la production afin d’aborder les dangers liés à la corrosion qui est attribuable à la présence accrue de sulfure d’hydrogène dans les puits. De plus, la réglementation proposée établirait de nouvelles limites en matière de rejet de gaz dans l’atmosphère ainsi que des exigences relatives aux compresseurs, la détection des fuites, et le colmatage des fuites. Ces exigences ont été élaborées en consultation avec ECCC et seraient effectivement au moins aussi rigoureuses que les exigences comparables du Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont).

Plongée

La partie 7 présente les exigences des projets de plongée et, en particulier, prescrirait les spécifications techniques et conceptuelles du navire et de toute embarcation légère de plongée à partir desquels l’activité de plongée serait déployée. Ces exigences établissent le fondement du plan de certification des installations de plongée, comme exigé dans la partie 3.

Installations

La partie 8 est la partie la plus substantielle de la réglementation proposée et prévoit les dispositions relatives à la conception, à la construction, à l’exploitation et à l’entretien des installations de forage, de production et de logement, y compris leur équipement et leurs systèmes.

Les changements les plus importants proposés par rapport au régime de réglementation actuel se trouvent dans cette partie, où la réglementation proposée remplacerait les exigences prescriptives actuelles décrites dans le Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière. Les exigences prescriptives ont limité l’utilisation de technologies en constante évolution et de technologies avancées et, par conséquent, ont mené à la production d’un nombre important de demandes relatives à la réglementation.

La réglementation proposée établirait un cadre plus robuste pour la conception des installations, qui serait ancré dans une analyse technique complète et une évaluation des risques et maintiendrait une obligation continue de l’exploitant de s’assurer que le risque est réduit au niveau le plus bas raisonnablement faisable. La réglementation proposée établirait également l’obligation claire de l’exploitant de s’assurer que l’installation, y compris ses systèmes et son équipement, convient aux fins prévues d’utilisation et peut être exploitée en toute sécurité sans poser une menace aux personnes ou à l’environnement. Les exigences du programme d’assurance de la qualité seraient améliorées et élaborées, imposant son application à chaque étape du cycle de vie d’une installation, de la conception jusqu’à sa mise hors service et sa fermeture.

La réglementation proposée porterait sur les domaines techniques, comme la réglementation actuelle, mais donnerait à l’exploitant une plus grande flexibilité de choix des technologies les plus appropriées et convenables satisfaisant aux exigences de la réglementation. Les exigences liées à la conception de l’installation ont été harmonisées, dans la mesure du possible, aux normes, pratiques exemplaires et codes internationaux. Étant donné que la zone atlantique du Canada est un des environnements d’exploitation les plus difficiles au monde et qu’elle peut être très éloignée – les activités sont souvent situées à plus de 500 km de la côte –, la réglementation proposée viendrait, dans certaines conditions, établir des exigences plus strictes que les exigences des normes et des codes internationaux. Parmi les exemples où la réglementation proposée établirait des exigences plus strictes, notons les exigences facultatives du Mobile Offshore Drilling Unit (MODU) Code de l’Organisation maritime internationale (OMI) portant sur les stations de contrôle de ballast deviendrait obligatoires, de même qu’un plus grand nombre de bateaux de sauvetage que le nombre exigé dans la Convention internationale pour la sauvegarde de la vie humaine en mer (SOLAS) de l’OMI.

Les technologies et les méthodes choisies par l’exploitant et utilisées pour la conception de l’installation formeraient la base du plan de certification des installations de forage, de production et de logement, comme exigé à la partie 3.

La conception des installations peut incorporer des technologies innovatrices, pour autant que la sécurité de la nouvelle technologie peut être soutenue par des études techniques, des tests de prototypes ou de modèles, et être validée par un tiers compétent. Dans ce cas, l’exploitant peut également établir et mettre en œuvre un programme de certification de la technologie en vue d’une vérification continue de l’efficacité de la technologie.

Finalement, la réglementation proposée limiterait l’application de ces exigences à cette partie des installations de forage, de production et de logement uniquement. Les exigences visant l’installation de plongée seraient prescrites à la partie 7.

Opérations de soutien

La partie 9 se concentre sur les opérations de soutien, comme la disponibilité des navires et des aéronefs de soutien en cas d’urgence, et les exigences relatives à leur interaction sécuritaire avec une installation ou un navire utilisé pour les programmes d’études géophysiques, géotechniques et environnementales ou les programmes de plongée. Cette partie porte principalement sur les exigences du Règlement sur le forage et la production pour hydrocarbures dans la zone extracôtière, mais étend désormais la demande au-delà des simples activités de forage et de production à toutes les activités pétrolières réglementées, selon le cas.

Registres et production de rapports

La partie 10 décrit les exigences relatives à la tenue de registres, à la production de rapports sur les activités et les incidents, et aux enquêtes sur les incidents à signaler. La réglementation proposée rassemble, dans une seule partie, toutes les dispositions visant les registres et la production de rapports exigés dans les règlements actuels et codifie les exigences de tenue de registres et de production de rapports qui existent dans la pratique actuelle et sont établis dans les exigences imposées par l’Office.

Modifications corrélatives

La réglementation proposée modifierait de manière corrélative le Règlement sur les sanctions administratives pécuniaires en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada–Terre-Neuve-et-Labrador et le Règlement sur les sanctions administratives pécuniaires en matière d’hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada–Nouvelle-Écosse pour remplacer les parties 2 à 5 de l’annexe 1, qui renvoient actuellement aux dispositions des règlements existants, par une nouvelle partie qui renvoie aux dispositions pertinentes de la réglementation proposée.

Élaboration de la réglementation

Consultation

L’intention politique de la réglementation proposée a été soumise à un processus complet de mobilisation et de consultation des intervenants au fil des différentes étapes du processus d’élaboration de la réglementation. En général, les intervenants ont exprimé leur appui à la mise à jour des règlements, et l’industrie a particulièrement demandé que le Canada modernise sa réglementation pour la rendre similaire à la réglementation des autres administrations relativement aux hydrocarbures extracôtiers (p. ex., Norvège, Royaume-Uni et Australie).

Depuis 2016, les intervenants ont été consultés lors de forums bilatéraux et multilatéraux, y compris des tables rondes, sur la réglementation proposée. RNCan et ses partenaires provinciaux ont organisé des activités de mobilisation en mars et en juin 2016 et en juin 2017 sur divers aspects pour obtenir des commentaires sur l’ébauche de l’intention politique qui appuierait l’élaboration de la réglementation visant les deux zones extracôtières. Les occasions de mobilisation comprenaient des périodes de commentaires écrits ainsi que des séances en personne organisées à Ottawa, ON, St. John’s, TNL et Halifax, NE.

Les commentaires et conseils reçus lors de ces séances ont contribué à façonner l’intention politique finale, qui a été présentée lors d’une séance de mobilisation de suivi en mai 2018. Cette séance a permis aux partenaires gouvernementaux de démontrer aux intervenants que les commentaires reçus lors des premières étapes de mobilisation avaient été pris en compte et incorporés dans l’intention politique consolidée, qui formerait la base des instructions relatives à la rédaction de la réglementation proposée pour chacune des zones extracôtières.

Quinze intervenants ont présenté des commentaires, soit les associations représentant les exploitants extracôtiers, la communauté locale de service et approvisionnement, les ingénieurs et les arpenteurs-géomètres; les groupes autochtones; les autorités chargées de la certification; des experts-conseils de l’industrie; un groupe environnemental et une organisation de normalisation. De plus, des commentaires informels ont été reçus de la part des organismes de réglementation et des gouvernements partenaires contributeurs. La rétroaction reçue lors de la période de consultation comprenait des questions, des commentaires et des suggestions de modification du texte des règlements pour améliorer la clarté des exigences, leur applicabilité et d’autres dispositions administratives.

Tous les commentaires reçus ont été examinés en consultation avec les partenaires des Offices provinciaux et extracôtiers, et certains ont entraîné des modifications à l’intention politique qui ont éclairé l’ébauche de la réglementation proposée. Les commentaires reçus peuvent être consultés sur la page Web de l’Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières.

Rétroaction issue de la mobilisation précoce et enjeux soulevés

Des commentaires écrits ont été transmis par le gouvernement du Nunatsiavut, le Kwilmu’kw Maw-Klusuaqn Negotiation Office (KMKNO) et le Conseil des Innu de Ekuanitshit, qui portaient principalement sur des demandes d’éclaircissement de la portée de la proposition de réglementation et le processus de réglementation comme tel, et sur l’impact possible d’un chevauchement des activités de réglementation du gouvernement du Canada en matière de protection marine.

De plus, le KMKNO a reconnu le caractère approprié des exigences fondées sur le rendement qui réduisent le risque au niveau le plus bas raisonnablement faisable dans certains contextes, en soulignant qu’il peut mettre à profit l’expertise de l’industrie et l’innovation; toutefois, le KMKNO a remis en question la capacité, les connaissances et l’autorité des Offices pour veiller au respect des obligations des exploitants. Puisque les lois de mise en œuvre des Accords décrivent l’autorité des Offices en matière de réglementation des activités, aucun changement à la réglementation proposée n’était nécessaire. Le KMKNO a également demandé que le plan d’intervention en cas d’incidents majeurs comprenne une exigence de communication avec les gouvernements autochtones et que le plan de protection de l’environnement exige des exploitants qu’ils élaborent des procédures à suivre lorsqu’un site archéologique ou un lieu de sépulture est découvert pendant les travaux ou les activités dans une zone extracôtière. Cette rétroaction a été incorporée dans la réglementation proposée.

Le World Wildlife Fund (WWF) a demandé aux partenaires gouvernementaux de déployer des efforts pour moderniser le cadre de réglementation et de chercher conseil auprès des intervenants pendant ce processus, exprimant que la modernisation du régime de réglementation des zones extracôtières au Canada s’imposait depuis longtemps. Le WWF a souligné quelques domaines de préoccupation, notamment le rôle des organismes de réglementation dans l’interprétation et l’application de règlements plutôt fondés sur les résultats en l’absence de normes prescrites, et le principe inhérent de responsabilité des exploitants de s’assurer que le risque est réduit au niveau le plus bas raisonnablement faisable.

À l’inverse, Energy NL a soulevé des préoccupations relatives à l’intention politique consolidée qui comporte encore des termes trop prescriptifs et des normes prescrites qui pourraient entraîner l’obsolescence rapide de la réglementation. Energy NL a également recommandé que l’Office élabore des lignes directrices^{référence 5}, en parallèle à la réglementation, pour que les parties réglementées puissent comprendre la façon dont l’Office entend interpréter et mettre en œuvre la réglementation proposée. Les Offices ont confirmé un plan d’élaboration des lignes directrices, qui comprend une consultation publique à la fin 2022.

L’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) a souligné l’importance de faire en sorte que les règlements permettent aux organismes de réglementation et à l’industrie de s’adapter rapidement aux changements, ce qui serait possible si l’industrie pouvait proposer les normes qu’elle utiliserait pour atteindre l’objectif de la réglementation ou le résultat qui est établi dans la réglementation. Elle insiste sur le fait que les règlements qui prescrivent des normes techniques précises limitent la capacité de l’industrie d’adopter les pratiques exemplaires et la technologie évoluée et d’innover lorsqu’il est question d’assurer la sécurité, de protéger l’environnement et de faire une gestion responsable des ressources.

L’ACPP a présenté des commentaires techniques sur plusieurs des exigences qui ont été incorporées dans la réglementation proposée. Toutefois, tous les commentaires n’ont pas été incorporés et il reste des aspects sur lesquels l’ACPP continue de demander des changements aux partenaires gouvernementaux. Parmi ces changements, soulignons la protection passive contre l’incendie, que l’ACPP juge trop prescriptive et qui ne permettrait pas des modifications probantes sans déclencher un processus de demande relative à la réglementation et l’exigence de systèmes fixes de lutte contre l’incendie dans les espaces de logement des installations, que l’ACCP juge plus stricte que l’exigence des normes et conventions internationales. Les partenaires gouvernementaux ont retenu les deux exigences dans la réglementation proposée après une forte recommandation des organismes de réglementation et en raison de l’éloignement important des activités pétrolières dans la zone extracôtière et dans des conditions météorologiques qui peuvent limiter le délai d’intervention des opérations de sauvetage.

Deux autorités chargées de la certification, DNV et l’American Bureau of Shipping (ABS) ont présenté une rétroaction sur diverses exigences techniques de la réglementation proposée. Ils ont également demandé des éclaircissements sur le rôle de l’autorité chargée de la certification relativement au plan de certification et à la validité continue et la recertification et à toute proposition de technologie innovatrice. Après la réception des commentaires, un atelier a été tenu en 2019, rassemblant DNV, ANS et Lloyd’s Register, une autre autorité active chargée de la certification. Les Offices ont également participé à l’atelier qui portait sur le processus de certificat de conformité, y compris le plan de certification. La réglementation proposée a été modifiée pour tenir compte des commentaires présentés par les autorités chargées de la certification.

L’Association canadienne de normalisation (CSA) et l’Association des arpenteurs des terres du Canada (AATC) ont toutes deux recommandé que la réglementation proposée reconnaisse officiellement leurs organisations ou les incorporent par renvoi dans leurs normes publiées. L’AATC a également présenté des modifications linguistiques à l’intention politique en vue d’en augmenter la clarté. La réglementation proposée incorpore la norme de la CSA, Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz, et des changements ont été apportés tenant compte des modifications linguistiques suggérées.

Ingénieurs Canada a présenté une rétroaction rappelant aux partenaires gouvernementaux l’importance du travail de conception technique lié à l’infrastructure à construire dans la zone extracôtière canadienne qui devrait être soumis à la réglementation par l’organisme de réglementation technique provincial ou territorial de l’instance concernée. Une exigence a été ajoutée à la réglementation proposée pour faire en sorte que les activités soient menées par un personnel compétent qui a l’expérience nécessaire, la formation, les qualifications et les compétences pour entreprendre ces activités. Selon la nature de l’activité, le personnel compétent pourrait s’entendre d’un ingénieur.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’approche fédérale à l’égard de la mise en œuvre des traités modernes, une évaluation initiale a été réalisée dans le cadre de cette proposition de réglementation. L’évaluation a permis de conclure que la mise en œuvre de cette proposition ne serait pas susceptible d’avoir de répercussion sur les droits, les intérêts ou les dispositions d’autonomie gouvernementale des partenaires signataires des traités.

Nonobstant, RNCan et ses partenaires provinciaux ont mobilisé plus de 40 groupes autochtones dans le Canada atlantique et au Québec par le biais de communications écrites et offert une occasion de rencontre et de discussion sur la proposition, dont s’est grandement prévalu un nombre limité de groupes autochtones du Québec et de la Nouvelle-Écosse.

Choix de l’instrument

L’objectif de la réglementation proposée de moderniser et de simplifier la réglementation actuelle. L’utilisation des règlements maintient les outils d’application de la loi dont dispose l’Office, notamment l’utilisation des pénalités pécuniaires administratives, et facilite le recours judiciaire contre les exploitants qui ne respectent pas les exigences de sécurité et de protection de l’environnement. La seule façon d’atteindre cet objectif est de remplacer la réglementation actuelle. Aucun autre type d’instrument ne serait approprié.

S’appuyant sur les expériences des autres gouvernements ayant des régimes reconnus en matière de pétrole et de gaz extracôtiers (notamment, le Royaume-Uni, la Norvège et l’Australie), le concept d’exigences fondées sur les résultats a été étudié, puis appliqué à la réglementation proposée. La réglementation proposée établit une approche hybride, où les exigences fondées sur les résultats sont utilisées dans la mesure du possible, tout en maintenant les exigences prescriptives, lorsque nécessaires.

Analyse de la réglementation

Avantages et coûts

En général, les incidents majeurs dans le secteur pétrolier extracôtier sont relativement rares. Au cours des 10 dernières années, les zones extracôtières Canada-TNL et Canada-NS ont présenté un rendement statistiquement constant et un^{référence 6} rendement moyen ou meilleur que le rendement de gouvernements comparables en ce qui concerne les incidents majeurs, comme les décès, les importantes émissions de gaz, la perte de contrôle de puits, les incendies majeurs et les collisions^{référence 7}. La réglementation proposée contribuerait à maintenir ou à améliorer les résultats en matière de sécurité et de protection de l’environnement dans les zones extracôtières Canada-TNL et Canada-NE; cependant, les bénéfices liés à la réduction des blessures et des événements ne sont pas quantifiés.

Les impacts quantifiés de la réglementation proposée produiraient un avantage net actuel de 6,15 millions de dollars entre 2023 et 2032 (actualisé à 2022 avec un taux d’actualisation de 7 %). La méthodologie utilisée ainsi que les détails des analyses coûts-avantages est présentée ci-dessous.

Méthodologie

L’évaluation des impacts de la réglementation proposée a été menée conformément à la Politique sur l’analyse coûts-avantages. Les impacts sont attribuables aux modifications apportées aux exigences de la réglementation proposée (le scénario de réglementation) qui correspondent aux mesures découlant des règlements transitoires et de la conformité obligatoire aux codes de pratique et aux directives de sécurité et conditions d’autorisation émises par les Offices, et de la conformité volontaire aux pratiques exemplaires internationales de l’industrie (le scénario de référence).

Les intervenants de l’industrie et les Offices ont participé et fourni leurs commentaires qui ont éclairé l’analyse des coûts supplémentaires et des avantages attendus de la réglementation proposée. Les entrevues avec les représentants de l’industrie, les propriétaires d’entreprises et les Offices ont permis de recueillir bon nombre des commentaires et des estimations utilisés dans les analyses qualitatives et quantitatives.

L’évaluation s’appuie sur l’hypothèse de quatre projets de production continue, en moyenne deux projets de forage et un programme d’étude sismique par année, et un projet de plongée aux trois ans, au cours des 10 prochaines années, dans la zone extracôtière Canada-TNL. L’évaluation s’appuie sur l’hypothèse d’aucune activité future entreprise dans la zone extracôtière Canada-NE, ce qui correspond à l’activité actuelle et aux prévisions.

Avantages

Le premier avantage de la réglementation proposée serait un rendement continu ou amélioré en matière de sécurité et de protection de l’environnement. Cet avantage est analysé sur le plan qualitatif, alors que la valeur totale calculée actualisée de l’avantage de la réglementation proposée serait de 6,95 millions de dollars. Cet avantage découle d’une réduction des coûts pour l’industrie et les Offices des hydrocarbures extracôtiers liés aux demandes de dérogation à la réglementation (5,22 millions de dollars et 1,74 million de dollars, respectivement).

Avantages sur le plan de la sécurité

Le secteur pétrolier extracôtier canadien a connu très peu d’incidents. Les avancées continues dans les pratiques exemplaires de l’industrie en matière de sécurité et de technologie et un intérêt accru porté par l’industrie et les organismes de réglementation aux mesures proactives, comme un rehaussement de la formation, de l’entretien préventif et des inspections, ont contribué à cette amélioration. Alors que le nombre d’incidents s’approche de zéro, des incidents occasionnels continueront probablement de se produire et entraîneront seulement de faibles réductions supplémentaires de la fréquence des blessures. Il n’est donc pas possible d’attribuer un changement du nombre d’incidents ou de blessures à la réglementation proposée, par rapport aux initiatives connexes.

Avantages pour l’industrie

La réglementation actuelle est de nature prescriptive et permet uniquement une certaine flexibilité liée à des demandes relatives à la réglementation. La réglementation proposée offrirait une plus grande flexibilité en établissant une approche neutre sur le plan technologique qui permettrait aux exploitants (après approbation par l’Office pertinent) d’utiliser les meilleures technologies ou méthodes disponibles. Cette flexibilité accrue devrait aussi mener à une réduction des demandes liées à la réglementation qui doivent être élaborées et présentées par certains membres de l’industrie, et évaluées par les Offices des hydrocarbures extracôtiers. Les membres de l’industrie tireraient avantage de ne plus avoir à présenter de telles demandes détaillées exigées en vertu des règlements prescriptifs actuels. La valeur actualisée de l’avantage est estimée à 5,22 millions de dollars en coût évité en heures de travail pour préparer chaque présentation et en souplesse opérationnelle accrue découlant de la réduction importante du temps requis pour obtenir une approbation.

Avantages pour les Offices des hydrocarbures extracôtiers

Les Offices, qui doivent examiner les demandes liées à la réglementation et y répondre, profiteraient aussi d’avantages supplémentaires. Cet avantage découle du coût évité en heures de travail nécessaires à l’examen et l’approbation de chaque demande présentée. La valeur actuelle de l’avantage attribuable aux économies de temps découlant du nombre réduit de demandes de dérogation à la réglementation est estimée à 1,74 million de dollars.

Coûts

Étant donné que la réglementation proposée est fortement harmonisée aux normes et codes internationaux et codifie les pratiques exemplaires auxquelles les exploitants se conforment sur une base volontaire ou qui ont été imposées par les Offices dans les conditions de délivrance d’autorisation ou les directives, peu d’exigences s’ajoutent au scénario de référence et, par conséquent, les coûts supplémentaires sont limités. Toutefois, trois domaines ont été soulignés pouvant entraîner une augmentation des coûts pour les parties réglementées.

Coûts du plan de certification

La réglementation proposée exigerait que l’industrie élabore un plan de certification, acceptable pour l’Office, qui établirait les codes et les normes que l’industrie propose d’utiliser pour satisfaire aux exigences du règlement. Bien que cette nouvelle approche de certification de la conformité d’une installation réduirait grandement le fardeau administratif actuel attribuable aux exigences prescriptives des règlements, elle exige du demandeur de l’industrie qu’il élabore un plan de certification. Un certificat de conformité est exigé pour toutes les installations et peut rester valide pendant une période allant jusqu’à cinq ans. Par conséquent, les coûts associés au plan de certification sont de nature périodique et doivent être engagés avant l’autorisation de l’activité visée. Dans les entrevues menées avec l’industrie, le coût d’un plan de certification s’élèverait à environ 20 000 dollars en heures-personnes, ce qui, selon les hypothèses de l’activité, représente un coût en valeur actuelle de 449 548 dollars.

Coûts du plan de surveillance des agents de traitement des déversements

La réglementation proposée exigerait un plan de surveillance des agents de traitement des déversements qui serait élaboré et mis en œuvre dans le cadre du plan d’intervention exigé pour les activités de forage ou de production. Les coûts liés à l’élaboration de ces plans sont également de nature périodique et sont engagés avant l’autorisation de toute activité de forage ou de production. Bien que le plan serait mis à jour au besoin, il ne serait pas nécessaire de produire un tout nouveau plan à chaque renouvellement du permis d’exploitation. Le temps nécessaire aux exploitants pour l’élaboration du plan est estimé à deux semaines, au coût de 3 300 dollars par semaine-personne. La valeur du temps du personnel est calculée à partir des commentaires des membres de l’industrie pendant les entrevues sur le temps consacré par le personnel aux demandes liées à la réglementation. Par conséquent, le coût d’un plan s’élèverait à environ 6 6000 dollars en heures-personnes, ce qui, selon les hypothèses de l’activité, représente un coût en valeur actuelle de 117 384 dollars.

Coûts administratifs

Il est probable que les coûts administratifs augmentent en raison des nouvelles exigences des autorités chargées de la certification qui doivent garder des registres des activités de vérification et présenter un rapport mensuel sommaire aux Offices. L’analyse s’appuie sur l’hypothèse de coûts administratifs partagés également entre les deux autorités chargées de la certification qui sont actives dans les zones extracôtières et qui seraient probablement responsables des installations associées aux quatre projets de production, aux deux possibles programmes de forage entrepris chaque année et au programme de plongé réalisé aux trois ans. L’analyse prévoit qu’il faudra trois heures à chaque autorité chargée de la certification pour produire et transmettre les sommaires mensuels de chacune des trois installations. De plus, l’analyse prévoit qu’il y aura, en moyenne, 20 activités de vérification par mois par installation, et que le temps associé à la sauvegarde des dossiers électroniques individuels de chaque activité de vérification est de 10 minutes. L’analyse s’appuie également sur l’hypothèse que le salaire annuel moyen de la Classification nationale des professions (CNP) correspond à un cadre intermédiaire spécialisé. Par conséquent, le coût s’élèverait à environ 34 307 dollars en heures-personnes par année ce qui représente un coût en valeur actuelle de 240 955 dollars.

Énoncé des coûts et avantages

• Nombre d’années : 10 (de 2023 à 2032)
• Année de référence pour l’établissement des coûts : 2021
• Année de référence de la valeur actualisée : 2022
• Taux d’actualisation : 7 %

Tableau 1 : Coûts monétaires

Intervenant touché	Description du coût	Première année (2023)	Dernière année (2032)	Total (valeur actuelle)	Valeur sur une base annuelle
Industrie	Plan de certification	120 000 $	40 000 $	449 548 $	64 006 $
	Plan sur les agents de traitement des déversements	39 600 $	13 200 $	117 384 $	16 713 $
Autorité chargée de la certification	Coûts administratifs	34 307 $	34 307 $	240 955 $	34 307 $
Tous les intervenants	Coûts totaux	193 907 $	87 507 $	807 888 $	115 025 $

Tableau 2 : Avantages monétaires

Intervenant touché	Description de l’avantage	Première année (2023)	Dernière année (2032)	Total (valeur actuelle)	Valeur sur une base annuelle
Industrie	Réduction des demandes de dérogation à la réglementation	742 500 $	742 500 $	5 215 009 $	742 500 $
Offices des hydrocarbures extracôtiers	Réduction des demandes de dérogation à la réglementation	247 500 $	247 500 $	1 738 336 $	247 500 $
Tous les intervenants	Total des avantages	990 000 $	990 000 $	6 953 346 $	990 000 $

Tableau 3 : Sommaire des coûts et avantages monétaires

Impacts	Première année (2023)	Dernière année (2032)	Total (valeur actuelle)	Valeur sur une base annuelle
Coûts totaux	193 907 $	87 507 $	807 888 $	115 025 $
Total des avantages	990 000$	990 000$	6 953 346$	990 000$
IMPACT NET	796 093 $	902 493 $	6 145 458 $	874 975 $

Lentille des petites entreprises

Une analyse de la perspective des petites entreprises a conclu que la réglementation proposée n’aurait aucune répercussion sur les petites entreprises canadiennes. Aucun des exploitants extracôtiers ou des autres entreprises qui seraient touchés par la réglementation proposée n’est une entreprise canadienne comptant moins de 100 employés ou ayant un revenu annuel inférieur à 5 millions de dollars.

Règle du « un pour un »

La proposition de réglementation créerait deux (2) nouveaux titres qui remplaceraient les neuf (9) titres actuels visant les zones extracôtières Canada-TNL et Canada-NE. Ainsi, la proposition viendrait enlever sept (7) titres aux termes de la règle du « un pour un ».

Les coûts administratifs associés à la réglementation proposée entraîneraient une augmentation supplémentaire du fardeau administratif des entreprises en raison des exigences de tenue de registres imposées sur les deux autorités chargées de la certification qui n’existent pas dans le cadre de l’actuel régime de réglementation. Les intrants du calcul et des hypothèses pertinentes sont décrits dans la section « Avantages et coûts ». Ces coûts ont été ajustés en dollars de 2022, par rapport aux dollars de 2012, aux fins du calcul de l’augmentation du fardeau administratif, comme l’exige le Règlement sur la réduction de la paperasse. En utilisant les dollars constants de 2012, soit 2012 comme année de référence, un cadre temporel de 10 ans à partir de l’année d’enregistrement (soit 2022) et un taux d’actualisation de 7 %, l’augmentation moyenne annualisée du fardeau administratif sur les entreprises est estimée à 14 372 dollars, ou une moyenne de 7 186 dollars par entreprise, selon le calcul du Calculateur des coûts réglementaires du Secrétariat du Conseil du Trésor.

Collaboration en matière de réglementation et harmonisation

La réglementation proposée n’est pas liée à un plan de travail ou un engagement dans le cadre d’un forum officiel de coopération en matière de réglementation; cependant, elle a été élaborée en partenariat avec les gouvernements de Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador, en vertu du cadre de gestion conjointe des zones des Accords sur les hydrocarbures extracôtiers. Respectant le cadre de gestion conjointe, les provinces élaboreront des règlements équivalents en vertu des pouvoirs de leur loi de mise en œuvre des Accords respective. Les règlements fédéraux et provinciaux seront coordonnés pour entrer en vigueur en même temps.

Puisque cette réglementation proposée s’appliquerait aux lieux de travail transitoires comme les unités mobiles de forage en mer battant pavillon étranger qui sont en exploitation à l’échelle internationale, la réglementation proposée est adaptée pour assurer l’harmonisation aux instances ayant des régimes de sécurité comparables en matière d’hydrocarbures extracôtiers, comme les conventions maritimes internationales, dont le Canada est signataire. Pour ce faire, ces conventions sont incorporées directement par renvoi, notamment le Recueil de règles relatives à la construction et à l’équipement des unités mobiles de forage au large de l’Organisation maritime internationale (OMI), l’International Code on Intact Stability and the Life Saving Appliance, et indirectement par renvoi dans les règlements pris par l’autorité maritime du Canada, en vertu de la Loi de 2001 sur la marine marchande du Canada, qui sert également à harmoniser les exigences maritimes du Canada aux normes internationales.

Dans certaines situations, la réglementation proposée prescrit une exigence qui peut être différente des exigences d’autres instances, comme l’exigence d’un système d’extinction des incendies qui doit être installé dans l’espace à logement d’une installation et l’exigence de tests d’inclinaison des installations de forage mobiles pour vérifier leur stabilité. Ces choix sont intentionnels et reflètent la réalité des zones extracôtières canadiennes qui se trouvent dans un des environnements les plus hostiles au monde pour l’exploitation, du fait de leur éloignement et de la difficulté de mener des interventions d’urgence et de sauvetage en raison des conditions météorologiques difficiles qui peuvent perdurer pendant plusieurs jours.

Évaluation environnementale stratégique

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’évaluation environnementale des projets de politiques, de plans et de programmes, une analyse préliminaire a conclu qu’une évaluation environnementale stratégique n’était pas requise.

Analyse comparative entre les sexes plus

La réglementation proposée moderniserait les exigences actuelles et codifierait les pratiques de sécurité opérationnelle déjà observées par les parties réglementées. Une analyse comparative entre les sexes plus (ACS+) a été menée dans le cadre de l’élaboration de la réglementation proposée et n’a révélé aucune incidence.

La réglementation proposée ne devrait pas entraîner de différences significatives sur le plan de la sécurité ou de la protection de l’environnement pour les catégories d’intervenants du secteur des hydrocarbures extracôtiers ni pour le public en général.

Mise en œuvre, conformité et application de la loi, et normes de service

Mise en œuvre

La réglementation proposée entrerait en vigueur six mois après la publication dans la Partie II de la Gazette du Canada. RNCan travaillera avec les gouvernements de TNL et de la NE et avec les Offices pour coordonner la mise en œuvre de la réglementation proposée avec les règlements provinciaux équivalents et élaborera conjointement les documents de communication pour s’assurer que les organisations et les personnes potentiellement concernées sont au courant de la publication de la réglementation proposée.

L’OCTNLHE et l’OCNEHE pourraient élaborer des principes directeurs pour aider les exploitants, les employeurs et les employés à interpréter la réglementation proposée, lorsque les Offices détermineront que des orientations supplémentaires seraient utiles. Conformément à leur pratique habituelle, les Offices mettront à jour leurs sites Web pour fournir de l’information à propos de la réglementation proposée et ils s’efforceront de répondre à toutes les questions des exploitants ou des employeurs relativement à l’interprétation de la réglementation proposée et au respect de ses exigences.

Les exploitants devront peut-être réévaluer les demandes liées à la réglementation qui ont été approuvées en vertu des règlements actuels pour déterminer s’ils doivent déposer une telle demande en vertu de la réglementation proposée. Les Offices établiront un processus de réexamen du maintien des demandes liées à la réglementation qui ont été approuvées, en vertu de la réglementation proposée.

Conformité et application de la loi

Les activités de conformité et d’application de la loi suivront les approches et les procédures établies par l’OCTNLHE et l’OCNEHE pour surveiller la conformité et l’application des lois de mise en œuvre des Accords et des règlements pris en vertu de ces lois. Les mesures d’application de la loi peuvent comprendre la facilitation de la mise en conformité, la délivrance d’ordres, de directives ou d’avis, les sanctions administratives pécuniaires, la suspension ou la révocation des approbations et des autorisations et les poursuites judiciaires.

Les Offices mènent régulièrement des inspections de sécurité et des vérifications de sécurité pour vérifier la conformité aux lois de mise en œuvre des Accords et aux règlements pris en vertu de ces lois. Les Offices pourront être mis au courant d’un accident ou de toute situation dangereuse par le biais du processus de production de rapports obligatoires requis en vertu des lois de mise en œuvre des Accords.

Personne-ressource

Cheryl McNeil
Conseillère principale en politiques
Division de la gestion des hydrocarbures extracôtiers
Ressources naturelles Canada
Téléphone : 709‑763‑1760
Courriel : cheryl.mcneil@nrcan-rncan.gc.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 150(1) de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve-et-Labrador^{référence a}, que la gouverneure en conseil, en vertu des paragraphes 149(1)^{référence b} et (3)^{référence c} de cette loi, se propose de prendre le Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador, ci-après.

Les intéressés peuvent présenter leurs observations au sujet du projet de règlement dans les trente jours suivant la date de publication du présent avis. Ils sont priés d’y citer la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout à Cheryl McNeil, conseillère principale en politiques, Division de la gestion des hydrocarbures extracôtiers, Secteur des carburants, ministère des Ressources naturelles (courriel : cheryl.mcneil@nrcan-rncan.gc.ca).

Ottawa, le 9 juin 2022

La greffière adjointe du Conseil privé
Wendy Nixon

TABLE ANALYTIQUE

Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

Définitions et interprétation

1 Définitions

2 Incorporation par renvoi

Expérience, formation et compétences

3 Exigence

PARTIE 1

Système de gestion

4 Élaboration

5 Exigences

6 Ressources humaines

7 Mise en œuvre

8 Amélioration continue

PARTIE 2

Autorisation

Demande

9 Documents et renseignements

10 Plan de sécurité

11 Plan de protection de l’environnement

12 Plan visant les situations d’urgence

13 Agent de traitement — article 138.21 de la Loi

14 Programme d’acquisition des données relatives au champ

15 Système d’écoulement, calcul et répartition du débit

16 Plan de désaffectation et d’abandon

Approbation relative à un puits

17 Travaux relatifs à un puits

18 Programme d’acquisition des données relatives au puits

19 Régime de vérification des puits

20 Suspension de l’approbation

21 Annulation de l’approbation

22 Suspension ou abandon de l’exploitation de puits

Plan de mise en valeur

23 Approbation du puits — paragraphe 139(1) de la Loi

24 Analyse de sécurité conceptuelle

25 Plan de gestion des ressources — paragraphe 139(3) de la Loi

PARTIE 3

Certificat de conformité

Application

26 Installations visées — article 139.2 de la Loi

Exigences relatives à la certification

27 Délivrance — obligations et conditions

28 Conflit d’intérêts — paragraphe 139.2(4) de la Loi

29 Plan de certification

30 Plan de travail

31 Période de certification — cinq ans

32 Emplacement ou région d’application

33 Renouvellement du certificat

34 Réévaluation du plan de travail

35 Invalidité

Changement d’autorité

36 Avant la délivrance du certificat

Exigences administratives

37 Changements organisationnels

38 Rapport annuel

PARTIE 4

Activités autorisées — exigences générales

Généralités

39 Sécurité et protection de l’environnement

40 Conditions physiques et environnementales

41 Emplacement — infrastructure et équipement

42 Accès, entreposage et manipulation des produits consomptibles

43 Entreposage et manipulation des substances chimiques

44 Altération de l’équipement

45 Cessation des activités

Disponibilité des documents

46 Copie de l’autorisation et d’autres documents

47 Procédure d’intervention d’urgence et autres documents

Plans

48 Mise en œuvre

PARTIE 5

Programme géoscientifique, programme géotechnique et programme environnemental

Équipements, matériaux et biens

49 Mesures

50 Certification

51 Dommages matériels

Sources d’énergie

52 Exigences générales

53 Essai des sources d’énergie

Navire principal

54 Classification

Destruction, rejet ou retrait

55 Destruction, rejet ou retrait du Canada

PARTIE 6

Forage et production

Généralités

56 Définition de cessation de l’exploitation

57 Espacement et taux de production des puits

58 Nom, classe ou statut d’un puits

59 Gisement, couche ou champ

Évaluation des puits, des gisements et des champs

60 Mise en œuvre — programmes d’acquisition des données

61 Mise à l’essai et échantillonnage des formations

62 Essais d’écoulement de formation

63 Échantillons et carottes

64 Carottes classiques restantes

65 Avis avant élimination

Localisation des puits

66 Référence pour la profondeur du puits

67 Mesures de déviation et de direction

Intégrité des puits

68 Contrôle des puits

69 Tubage et cimentation

70 Test de pression de fracturation ou essai d’intégrité

71 Achèvement, mise à l’essai et exploitation

72 Tube de production

73 Travaux et production sécuritaires

Mesurage

74 Débit, volume et quantité

75 Répartition de la production regroupée

76 Essais et entretien

77 Étalonnage

78 Essais au prorata

Rationalisation de la production

79 Gestion des ressources

80 Production mélangée

81 Projet pilote

82 Interdiction de brûler ou d’évacuer du gaz

83 Limite d’évacuation

84 Interdiction de brûler du pétrole

Agent de traitement

85 Essai à petite échelle — alinéa 161.1(1)b) de la Loi

86 Facteurs d’approbation — paragraphe 161.1(3) de la Loi

87 Modification de l’approbation

Cessation de l’exploitation du puits

88 Conditions de suspension ou d’abandon

89 Conditions additionnelles — suspension

90 Conditions additionnelles — abandon

91 Conditions d’enlèvement d’une installation de forage

PARTIE 7

Projet de plongée

92 Définition de bateau de plongée léger

93 Navire utilisé pour un projet de plongée

94 Système de positionnement dynamique

95 Bateau de plongée léger

PARTIE 8

Installations, puits, pipelines et navires

Installations

Généralités

96 Définitions

97 Sécurité et protection de l’environnement

98 Installation — plan de certification

Assurance de la qualité

99 Programme d’assurance de la qualité

Permis de travail

100 Exigence

101 Obligations de l’exploitant

Analyses de conception et évaluations des risques

102 Innovations

103 Conditions physiques et environnementales

104 Conception selon l’usage et l’emplacement

105 Conditions de sécurité et de survie

106 Évaluation des risques — incendie, explosion, gaz dangereux

107 Fiabilité et disponibilité

Installations — conception, aménagement, transport et autres exigences

108 Programme de surveillance de l’environnement

109 Entretien

110 Matériaux

111 Protection passive contre les incendies et le souffle

112 Zones dangereuses et non dangereuses

113 Ventilation des zones dangereuses fermées

114 Prévention de l’inflammation

115 Moyens de fuite, d’évacuation et de sauvetage

116 Sorties, voies de secours et accès

117 Engins de sauvetage de l’installation

118 Conception pour l’enlèvement de l’installation

119 Transport et positionnement

Systèmes et équipements — conception, installation, mise en service et autres exigences

120 Système électrique

121 Systèmes de contrôle — plan de certification

122 Systèmes qui dépendent de logiciels intégrés

123 Source d’alimentation électrique de secours

124 Feux de navigation et appareils de signalisation sonore

125 Système de communication

126 Système d’alarme général

127 Système de décharge de gaz

128 Système de détection d’incendie et de gaz

129 Système d’arrêt d’urgence

130 Systèmes et équipements de protection contre les incendies

131 Chaudières et systèmes sous pression — plan de certification

132 Équipement mécanique — plan de certification

133 Équipement de manutention

134 Système de production sous-marin — plan de certification

135 Équipement temporaire ou portatif

Plates-formes — exigences additionnelles

136 Classification

137 Tirant d’air

138 Stabilité

139 Plates-formes mobiles extracôtières auto-élévatrices — évaluation

140 Système de ballastage et d’assèchement

141 Étanchéité, résistance aux intempéries et franc-bord — Code et recueil

142 Maintien en position

143 Système d’amarrage

144 Système d’amarrage détachable

145 Système de positionnement dynamique

146 Système de détachement

147 Décisions et dérogations

Intégrité des actifs

148 Exigence

149 Examen non destructif

150 Préparation hivernale

151 Gestion de la corrosion

Exploitation et maintenance

152 Restrictions et exigences

153 Manuel d’exploitation

154 Programmes

155 Programme de maintenance

156 Programme de préservation

157 Programme de contrôle de poids

158 Avis de réparation, de remplacement et de modification

Puits

159 Systèmes liés aux fluides de forage

160 Tube prolongateur de forage

161 Soupape de sécurité souterraine à sûreté intégrée

162 Matériel tubulaire, arbres et têtes de puits

163 Équipement pour les essais d’écoulement de formation

Pipelines

164 Intégrité des pipelines — normes

Surveillance des installations, puits et pipelines

165 Surveillance des systèmes

166 Avis de détérioration — délégué à la sécurité

PARTIE 9

Opérations de soutien

167 Véhicule de service

168 Véhicule de service — disponibilité et équipement

169 Canot de secours

170 Zone de sécurité — installation

171 Aire d’atterrissage

172 Fournisseur de services d’aéronefs

173 Classification

PARTIE 10

Avis, dossiers, rapports et autres renseignements pour les activités autorisées

Généralités

174 Définition de point de tir

175 Incidents à signaler

176 Accessibilité des dossiers

177 Renseignements essentiels

178 Rapport sur la sécurité

179 Autres rapports annuels

Programmes géoscientifiques, programmes géotechniques et programmes environnementaux

180 Avis — dates clés

181 Rapports hebdomadaires sur l’état d’avancement

182 Rapport environnemental — programmes

183 Rapports finaux

184 Rapport final d’interprétation non requis

185 Achat de données

Production et forage

186 Indication du nom

187 Résultats, données, analyses et schémas

188 Arpentage

189 Plan d’arpentage

190 Renseignements essentiels

191 Dossier quotidien relatif à la production

192 Rapport des essais d’écoulement de formation

193 Rapport — projet pilote

194 Rapports quotidiens

195 Rapport mensuel de production

196 Rapports et autres renseignements concernant les puits

197 Rapport environnemental — forage

198 Rapport environnemental annuel — production et pipeline

199 Rapport annuel de production

200 Dossier relatif à l’évacuation de gaz

201 Dossier relatif aux compresseurs

202 Dossier relatif aux émissions fugitives

203 Période de conservation

Projets de plongée ou activités de construction

204 Rapports hebdomadaires

PARTIE 11

Abrogations et entrée en vigueur

205 Abrogations

Entrée en vigueur

206 Six mois après la publication

ANNEXE 1

PARTIE 1

Dispositions du présent règlement

PARTIE 2

Dispositions du Règlement sur la santé et la sécurité au travail dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

ANNEXE 2

Règlement-cadre sur les opérations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

Définitions et interprétation

Définitions

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

activité maritime

Activité relative à la stabilité, au maintien de la position et à l’évitement des abordages des plates-formes flottantes. Sont visés l’amarrage, le positionnement dynamique et le ballastage. (marine activity)

aire d’habitation

Aire de l’installation ou du navire où sont situés les cabines, les aires de repas, les aires de préparation des repas, les aires de loisir, les bureaux et les infirmeries, y compris les toilettes qui s’y trouvent. (accommodations area)

appareil de forage

Ensemble des dispositifs utilisés pour effectuer des travaux relatifs à un puits et tout système connexe, notamment les systèmes d’alimentation, les systèmes de contrôle et les systèmes de surveillance. (drilling rig)

autorisation

Autorisation délivrée par l’Office en vertu de l’alinéa 138(1)b) de la Loi. (authorization)

autorité

S’entend de l’American Bureau of Shipping, du Bureau Veritas, de la Det norske Veritas ou de la Lloyd’s Register Canada Limited. (certifying authority)

centre de contrôle

Espace de travail qui est occupé en permanence par du personnel et où se trouve un système de contrôle essentiel pour l’exploitation de l’installation ou du pipeline, pour la sécurité et pour la prévention du gaspillage et de la pollution. (control centre)

certificat de conformité

Certificat délivré par l’autorité conformément à la partie 3. (certificate of fitness)

charge environnementale

Charge imposée par les conditions météorologiques, les vents, les vagues, les marées, les courants, l’état des glaces, les caractéristiques régionales liées à la glace comme la glace marine et les icebergs, la neige, un événement sismique ou tout autre phénomène naturel. (environmental load)

charge fonctionnelle

Charge de construction ou d’exploitation qui n’est pas une charge environnementale ou accidentelle. (functional load)

charge

Sont assimilées à une charge, les charges fonctionnelles, les charges environnementales, les charges accidentelles et les charges anormales. (load)

conditions physiques et environnementales

Conditions physiques, géotechniques, sismiques, océanographiques, météorologiques ou relatives à l’état des glaces qui peuvent influer sur les activités visées par l’autorisation. (physical and environmental conditions)

conduite d’écoulement

Conduite utilisée pour transporter des fluides entre le puits et l’équipement de production d’hydrocarbures se trouvant à l’emplacement de production et les systèmes et équipements utilisés à l’appui de la production, notamment les conduites d’amenée. Sont exclus les pipelines. (flowline)

contrôle d’un puits

Contrôle de la circulation des fluides qui pénètrent dans un puits ou en sortent. (well control)

couche

Couche ou séquence de couches, y compris toute couche désignée comme telle par l’Office en vertu de l’alinéa 59a). (zone)

déchets

Détritus, rebuts, eaux usées, fluides résiduels ou autres matériaux inutilisables produits au cours de toute activité, notamment les déblais de forage et les fluides de forage usés ou excédentaires, ainsi que l’eau produite. (waste material)

désaffectation et abandon

Processus comprenant l’arrêt des opérations, l’abandon contrôlé de tous les puits ainsi que la mise hors service et l’abandon ou l’enlèvement de toutes les installations, notamment leurs systèmes et équipements, ainsi que des pipelines et des matériaux, conformément à la Loi et aux règlements, à l’autorisation applicable et à tout plan de mise en valeur approuvé. (decommissioning and abandonment)

élément de barrière

Élément physique qui n’empêche pas en soi l’écoulement de fluides, mais qui, combiné à d’autres éléments de barrière, forme une barrière de puits. (barrier element)

élément essentiel à la sécurité

S’entend :

• a) du système ou équipement — notamment tout logiciel ou tout équipement temporaire ou portatif — qui est essentiel pour assurer la sécurité et l’intégrité de l’installation ou pour empêcher celle-ci de polluer, notamment tout système ou équipement :
  • (i) qui sert à prévenir ou à atténuer les effets d’un danger qui pourrait causer un événement accidentel majeur,
  • (ii) dont la défaillance pourrait :
    • (A) soit causer un danger qui pourrait causer un événement accidentel majeur,
    • (B) soit aggraver les effets d’un tel danger sur l’installation;
• b) de tout logiciel ou équipement temporaire ou portatif ayant une incidence sur le système ou l’équipement visés à l’alinéa a). ( safety-critical element)

emplacement de forage

Emplacement où un appareil de forage est installé ou est censé être installé. (drill site)

emplacement de production

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

emplacement des opérations

Emplacement où est menée une activité autorisée. (operations site)

engins de sauvetage

Vise notamment les bouées de sauvetage, les embarcations de survie, les dispositifs de mise à l’eau et d’embarquement, les dispositifs d’évacuation en mer et les signaux visuels prévus dans le recueil LSA. (life-saving appliances)

enveloppe de barrière

Enveloppe formée d’un ou de plusieurs éléments de barrière qui empêche les fluides de se déverser de façon non intentionnelle de la formation dans le trou de sonde, dans une autre formation ou dans l’environnement. (barrier envelope)

essai d’écoulement de formation

Opération visant, selon le cas :

• a) à provoquer l’écoulement des fluides de formation vers la surface d’un puits afin d’obtenir des échantillons des fluides du réservoir et de déterminer les caractéristiques de l’écoulement de celui-ci;
• b) à injecter des fluides dans une formation afin d’évaluer l’injectivité. (formation flow test)

étanche

Se dit de ce qui est conçu et construit pour résister, sans fuite, à une colonne d’eau statique. (watertight)

événement accidentel

Événement ou circonstance, ou série d’événements ou de circonstances, inattendus ou non planifiés et pouvant entraîner la perte d’une vie ou causer des dommages à l’environnement, notamment la pollution. (accidental event)

événement accidentel majeur

Événement ou circonstance, ou série d’événements ou de circonstances, inattendus ou non planifiés et pouvant entraîner la perte de plus d’une vie ou de la pollution incontrôlée. (major accidental event)

exploitant

Personne qui est titulaire d’un permis de travaux délivré par l’Office en vertu de l’alinéa 138(1)a) de la Loi et qui demande ou a reçu une autorisation au titre de l’alinéa 138(1)b) de la Loi. (operator)

incident à signaler

Événement qui a entraîné l’une des situations ci-après ou au cours duquel la situation a été évitée de justesse :

• a) la perte de vies;
• b) un incendie ou une explosion;
• c) une collision;
• d) de la pollution;
• e) une fuite de substance dangereuse;
• f) la perte de contrôle d’un puits;
• g) la dégradation d’un véhicule de service, la dégradation des éléments structuraux d’une installation ou la dégradation d’un système ou d’un équipement, si les éléments, le système ou l’équipement sont essentiels au maintien de la sécurité des personnes;
• h) la dégradation des éléments structuraux d’une installation ou la dégradation d’un système ou d’un équipement, si les éléments, le système ou l’équipement sont essentiels au maintien de la protection de l’environnement;
• i) la mise en œuvre de procédures d’intervention d’urgence. (reportable incident)

inspecteur autorisé

Personne reconnue sous le régime des lois du Canada ou d’une province comme étant qualifiée pour effectuer l’inspection des chaudières et des systèmes sous pression ou représentant d’une autorité qui est qualifié pour effectuer de telles inspections. (authorized inspector)

installation de forage

Toute unité de forage ou tout appareil de forage, ainsi que la base stable sur laquelle il est installé, notamment une île artificielle, une plate-forme de glace, une plate-forme fixée au fond marin et toute autre fondation spécialement utilisée pour le forage, et toute aire d’habitation. (drilling installation)

installation de plongée

Système de plongée installé sur une installation ou un navire et qui y est intégré. (diving installation)

installation de production

Équipement de production d’hydrocarbures se trouvant à l’emplacement de production, notamment le matériel de séparation, de traitement et de transformation, les équipements utilisés à l’appui de la production, les aires d’atterrissage pour aéronefs, les aires ou les réservoirs de stockage et les aires d’habitation ainsi que toute plate-forme, toute île artificielle, tout système de production sous-marin, tout équipement utilisé pour effectuer les travaux relatifs à un puits ou tout système de chargement extracôtier connexes et tout système ou équipement lié aux activités maritimes. (production installation)

installation d’habitation

Installation qui sert à loger des personnes à un emplacement de production, à un emplacement de forage ou à un emplacement de plongée et qui fonctionne indépendamment de toute installation de production, installation de forage ou installation de plongée. (accommodation installation)

intervalle de complétion

Section aménagée dans un puits en vue de l’une des activités suivantes :

• a) la production de fluides à partir du puits;
• b) l’observation du rendement du réservoir;
• c) l’injection de fluides dans le puits. (completion interval)

Loi

La Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve-et-Labrador. (Act)

méthode de calcul du débit

Méthode servant à convertir le débit brut d’un compteur en une quantité mesurée d’hydrocarbures ou d’eau. (flow calculation procedure)

méthode de répartition du débit

Méthode servant :

• a) à répartir les quantités mesurées totales d’hydrocarbures et d’eau qui sont produites par un gisement ou une couche ou y sont injectées entre les différents puits faisant partie d’un gisement ou d’une couche où la production ou l’injection n’est pas mesurée séparément pour chaque puits;
• b) à répartir la production entre les champs où le stockage ou la transformation se fait dans une installation commune. (flow allocation procedure)

pipeline

Canalisation au sens de la norme de l’Association canadienne de normalisation Z662 intitulée Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz, en ce qui a trait aux canalisations extracôtières. (pipeline)

plate-forme flottante

Plate-forme mobile extracôtière stabilisée par des colonnes, plate-forme mobile extracôtière reposant sur la surface de l’eau ou plate-forme fixe flottante extracôtière, notamment toute plate-forme à câbles d’ancrage tendus ou plate-forme spar. (floating platform)

plate-forme mobile extracôtière

Plate-forme qui est conçue pour fonctionner à flot ou qui peut être déplacée sans démantèlement ou modification d’importance, qu’elle soit autopropulsée ou non. (mobile offshore platform)

pollution

Introduction dans l’environnement de toute substance ou forme d’énergie au delà des limites applicables à l’activité visée par l’autorisation. (pollution)

production mélangée

Production d’hydrocarbures provenant de plus d’un gisement ou d’une couche et circulant dans le même puits, sans mesurage distinct de la production de chaque gisement ou couche. (commingled production)

programme de forage

Programme relatif au forage d’un ou de plusieurs puits, dans un secteur donné et au cours d’une période déterminée, au moyen d’une ou de plusieurs installations de forage. Y sont assimilées les activités connexes au programme. (drilling program)

programme environnemental

Programme relatif au mesurage ou à l’évaluation statistique des éléments physiques, chimiques et biologiques des terres, des océans ou des régions côtières, notamment les vents, les vagues, les marées, les courants, les précipitations, la banquise et ses mouvements, les icebergs, les effets de la pollution, la flore et la faune maritimes et terrestres, l’habitation et les activités humaines et tous autres sujets connexes. (environmental program)

programme géoscientifique

Programme comportant des activités géologiques ou géophysiques. (geoscientific program)

programme géotechnique

Programme comportant des activités visant à déterminer les propriétés physiques des matériaux récupérés du fond marin ou du sous-sol peu profond afin d’établir si le fond marin ou le sous-sol, selon le cas, est adéquat pour soutenir l’installation ou toutes autres structures. (geotechnical program)

projet de plongée

Toute activité liée à la recherche, notamment par forage, à la production, à la rationalisation de l’exploitation, à la transformation ou au transport d’hydrocarbures, et qui comporte de la plongée. (diving project)

projet de production

Projet visant la mise en valeur d’un emplacement de production ou la production d’hydrocarbures à partir d’un champ ou d’un gisement, notamment toute activité connexe au projet. (production project)

puits de délimitation

S’entend au sens du paragraphe 119(1) de la Loi. (delineation well)

puits d’exploitation

S’entend au sens du paragraphe 119(1) de la Loi. (development well)

puits de secours

Puits foré pour aider à contrôler l’éruption d’un puits existant. (relief well)

puits d’exploration

S’entend au sens du paragraphe 119(1) de la Loi. (exploratory well)

reconditionnement

Opération pratiquée sur un puits achevé et exigeant le retrait de l’arbre ou du tube. (workover)

recueil LSA

L’annexe de la résolution MSC.48(66) de l’Organisation maritime internationale intitulée Recueil international de règles relatives aux engins de sauvetage. (LSA Code)

récupération des hydrocarbures

Récupération des hydrocarbures dans des conditions économiques et opérationnelles prévisibles. (recovery of petroleum)

société de classification

Membre de l’International Association of Classification Societies qui a des compétences et de l’expérience reconnues et pertinentes en matière de classification de structures fixes et flottantes, notamment les navires, et qui suit des règles et des procédures établies en ce qui a trait à la classification de ces structures lorsque celles-ci sont utilisées pour mener des activités pétrolières ou gazières dans des endroits ayant des conditions physiques et environnementales similaires.(classification society)

système de contrôle

Système, station ou panneau servant à la surveillance de l’état de l’équipement utilisé pour le forage, la production, la transformation et le transport d’hydrocarbures, au contrôle de son fonctionnement et à son soutien, notamment tout système, toute station ou tout panneau servant à contrôler le fonctionnement d’une installation. (control system)

système d’écoulement

Les débitmètres et l’équipement auxiliaire qui y est fixé, les dispositifs d’échantillonnage de fluides, l’équipement pour les essais de production, le compteur principal et le compteur étalon servant à mesurer et à enregistrer le débit et le volume des fluides qui, selon le cas :

• a) sont produits par un gisement ou y sont injectés;
• b) sont utilisés comme combustibles;
• c) sont utilisés pour l’ascension artificielle;
• d) sont brûlés à la torche, rejetés ou transférés d’une installation de production. (flow system)

système de plongée

Équipement qui est nécessaire à l’exécution de toute plongée, y compris pour la compression, la décompression ainsi que l’équipement pour le sauvetage et la récupération. (diving system)

système de production sous-marin

Équipement et structures, y compris les tubes prolongateurs de production, les conduites d’écoulement et les systèmes connexes de contrôle de la production qui sont situés en aval de la vanne d’isolement, situés à la surface ou sous la surface du fond marin et utilisés pour la production d’hydrocarbures d’un gisement qui se trouve sous un emplacement de production ou pour l’injection de fluides dans un tel gisement. (subsea production system)

système sous pression

La tuyauterie, les appareils sous pression et les composants de sécurité ou sous pression, notamment tout élément raccordé à des pièces pressurisées comme des brides, des busettes, des couplages, des soutiens, des anneaux de levage, des soupapes de sécurité et des jauges. (pressure system)

travaux relatifs à un puits

Travaux liés au forage, à l’achèvement, à la remise en production, au reconditionnement, à la suspension de l’exploitation, à l’abandon ou à la rentrée d’un puits ou à l’intervention dans un puits. (well operation)

tube prolongateur de forage

Raccord entre le bloc obturateur de puits sous-marin et la plate-forme mobile extracôtière. (drilling riser)

tube prolongateur de production

Raccord entre l’équipement de production sous-marin et l’installation de production. (production riser)

unité de forage

Plate-forme mobile extracôtière, plate-forme fixe extracôtière ou navire utilisé pour des travaux relatifs à un puits qui sont équipés d’un appareil de forage, y compris les équipements et systèmes se trouvant sur la plate-forme ou le navire qui sont liés aux travaux relatifs au puits et aux activités maritimes. (drilling unit)

véhicule de service

Navire, véhicule, aéronef ou autre moyen de transport ou d’aide destiné aux personnes se trouvant à un emplacement des opérations. (support craft)

Application

(2) Dans le présent règlement, toute mention d’une installation vaut mention d’une installation de forage, d’une installation de production ou d’une installation d’habitation ainsi que, pour l’application de la partie 3, d’une installation de plongée.

Plate-forme

(3) Dans le présent règlement, les exigences applicables aux installations s’appliquent également aux plates-formes.

Alinéa 138(4)c) de la Loi

(4) Les définitions qui suivent s’appliquent à l’alinéa 138(4)c) de la Loi.

installation de production

Équipement de production d’hydrocarbures se trouvant à l’emplacement de production, notamment le matériel de séparation, de traitement et de transformation, les équipements utilisés à l’appui des travaux de production, les aires d’atterrissage pour les aéronefs, les aires ou les réservoirs de stockage et les aires d’habitation. Sont exclus toute plate-forme, toute île artificielle, tout système de production sous-marin, tout équipement de forage et tout système de plongée connexes. (production facility)

plate-forme de production

Toute installation de production au sens prévu au présent paragraphe, ainsi que tout système de production sous-marin, toute plate-forme, toute île artificielle, tout système de chargement extracôtier, tout équipement de forage, tout matériel lié aux activités maritimes et tout système de plongée non autonome connexes. (production platform)

Installation désignée — article 193.2 de la Loi

(5) Pour l’application de l’article 193.2 de la Loi, toute installation est une installation désignée.

Incorporation par renvoi

2 (1) Dans le présent règlement, l’incorporation par renvoi d’un document vise l’incorporation de celui-ci dans sa version la plus récente.

Document bilingue

(2) Malgré le paragraphe (1), si le document incorporé par renvoi existe dans les deux langues officielles, les modifications qui lui sont apportées ne sont incorporées que lorsqu’elles sont accessibles dans ces deux langues.

Expérience, formation et compétences

Exigence

3 (1) L’exploitant veille à ce que toute personne à qui est confiée une fonction ou qui exerce une activité au titre du présent règlement ait l’expérience, la formation et les compétences nécessaires à l’exercice de la fonction ou de l’activité en toute sécurité et en conformité avec le présent règlement.

Nombre suffisant

(2) L’exploitant veille à ce que les personnes visées au paragraphe (1) soient en nombre suffisant et assujetties à la supervision nécessaire pour exécuter la fonction ou l’activité de façon sécuritaire.

PARTIE 1
Système de gestion

Élaboration

4 L’exploitant est tenu d’élaborer un système de gestion qui vise à réduire les risques pour la sécurité et pour l’environnement, à prévenir la pollution et à assurer la rationalisation de l’exploitation des hydrocarbures.

Exigences

5 (1) Pour atteindre les objectifs prévus à l’article 4, l’exploitant veille à ce que le système de gestion réponde aux exigences suivantes :

• a) il s’applique à toutes les activités visées par la demande d’autorisation;
• b) il est adapté à l’importance, à la nature et à la complexité des activités ainsi que des dangers et des risques connexes;
• c) il est explicite, exhaustif et proactif;
• d) il favorise une culture axée sur la sécurité;
• e) il établit les conditions assurant que la personne qui effectue un rapport portant sur la sécurité ou la protection de l’environnement est protégée contre l’exercice de représailles;
• f) il comprend des processus permettant d’intégrer les activités et les systèmes techniques à la gestion des ressources humaines et financières;
• g) il comprend des processus permettant de veiller à ce que les personnes aient l’expérience, la formation et les compétences nécessaires et soient assujetties à la supervision nécessaire pour exécuter les fonctions qui leur sont confiées;
• h) il prévoit les rôles, les responsabilités et les pouvoirs de toutes les personnes exerçant des fonctions à son égard et il prévoit les processus visant à leur faire connaître ces rôles, responsabilités et pouvoirs;
• i) il comprend des processus permettant de coordonner la conduite et la gestion des activités entre l’exploitant, les employeurs, les fournisseurs de biens et de services et les autres personnes assujetties au système de gestion;
• j) il comprend des processus permettant de communiquer, à l’interne et à l’externe, tout document et renseignement relatif à la sécurité ou à la protection de l’environnement;
• k) il comprend un processus permettant la transmission efficace et immédiate, au moment des changements d’équipe de travail, de tout document et renseignement relatif aux conditions, aux problèmes mécaniques ou opérationnels ou à d’autres problèmes susceptibles d’influer sur la sécurité ou sur la protection de l’environnement;
• l) il comprend des processus permettant :
  • (i) de déterminer les dangers qui peuvent survenir au cours des opérations routinières et non routinières,
  • (ii) d’évaluer les risques connexes à ces dangers et de les réduire par la mise en œuvre de mesures de contrôle,
  • (iii) de dresser l’inventaire de ces dangers et des mesures de contrôle et de prévoir les méthodes pour mettre ces inventaires à jour;
• m) il comprend des processus permettant, pour l’application de l’article 175, d’enquêter sur la cause première de tout incident à signaler, les facteurs y ayant contribué et les mesures à mettre en œuvre afin d’empêcher qu’il se reproduise et d’établir des rapports à cet égard;
• n) il comprend un processus permettant d’établir un système d’analyse des tendances en matière de dangers et d’incidents à signaler;
• o) il comprend des processus permettant de définir, d’évaluer et de gérer les éléments essentiels à la sécurité;
• p) il comprend des processus permettant de définir, d’évaluer et de gérer tout changement qui pourrait compromettre la sécurité, la protection de l’environnement et la rationalisation de l’exploitation des hydrocarbures;
• q) il comprend des processus permettant de définir les tâches qui sont essentielles à la sécurité, à la protection de l’environnement et à la rationalisation de l’exploitation des hydrocarbures;
• r) il comprend des processus permettant d’établir et de tenir à jour les objectifs quantifiables et les indicateurs de rendement qui s’appliquent à lui;
• s) il comprend des processus de vérification et d’examen internes périodiques à son égard permettant de cerner les points à améliorer, ainsi que les mesures préventives et les mesures correctives à prendre si des lacunes sont constatées;
• t) il comprend des processus permettant de vérifier le respect et de prévenir le non-respect des exigences du présent règlement, de la partie III de la Loi et des conditions fixées par l’Office au titre de cette partie;
• u) il comprend des processus d’inspection, de surveillance, de mise à l’essai et d’entretien visant à assurer l’intégrité continue des installations, notamment leurs systèmes et équipements, des pipelines et des navires, ainsi que les mesures correctives à prendre si des lacunes sont constatées;
• v) il comprend les politiques et les normes sur lesquelles il repose;
• w) il comprend un processus permettant de faire en sorte que tous les documents le concernant soient approuvés par la personne qui dispose des pouvoirs nécessaires à cette fin, examinés périodiquement et, au besoin, mis à jour;
• x) il comprend des processus permettant d’établir un système de gestion des dossiers qui lui sont liés et des dossiers qui sont nécessaires pour répondre aux exigences opérationnelles et réglementaires afin que ces dossiers soient générés, recensés, contrôlés et conservés et soient facilement accessibles pour consultation et examen;
• y) il comprend un processus permettant de contrôler et de coordonner l’exécution du travail, notamment la délivrance du permis de travail exigé par la partie 8 et la définition des activités pour lesquelles un permis de travail est nécessaire.

Documents

(2) L’exploitant documente les processus, politiques et normes exigés par le présent article et veille à ce que ceux-ci soient facilement accessibles pour consultation et examen.

Organisation

(3) La documentation relative au système de gestion est organisée et présentée d’une manière logique pour en faciliter la compréhension et pour assurer la mise en œuvre efficace du système.

Processus et procédures

(4) Au présent article, est assimilée au processus toute procédure nécessaire pour le mettre en œuvre.

Ressources humaines

6 (1) L’exploitant veille à ce que soit mise en place une structure organisationnelle dans laquelle les ressources humaines sont suffisantes pour permettre la mise en œuvre et l’amélioration continue du système de gestion.

Responsable

(2) L’exploitant désigne parmi ses employés un responsable du système de gestion et veille à ce que celui-ci dispose des pouvoirs nécessaires à l’égard des ressources humaines et financières requises pour la mise en œuvre et l’amélioration continue du système.

Nom, titre du poste et coordonnées

(3) L’exploitant veille à ce que le nom, le titre du poste et les coordonnées du responsable du système de gestion soient fournis à l’Office au moment du dépôt de la demande d’autorisation et chaque fois qu’une nouvelle désignation est faite en vertu du paragraphe (2) ou que des changements sont apportés à ces renseignements.

Déclaration signée

(4) L’exploitant veille à ce que le responsable du système de gestion présente à l’Office, dans les trente jours suivant sa désignation, une déclaration signée dans laquelle il accepte les responsabilités de son poste.

Mise en œuvre

7 (1) L’exploitant veille à ce que le système de gestion soit mis en œuvre avant le début de toute activité autorisée.

Conformité

(2) Il veille à ce que les employés, les employeurs, les fournisseurs de biens et de services et les autres personnes qui sont assujetties au système de gestion se conforment aux exigences de celui-ci.

Amélioration continue

8 Le responsable du système de gestion désigné en application du paragraphe 6(2) veille à ce que celui-ci soit amélioré de façon continue au cours de la période de validité de l’autorisation.

PARTIE 2
Autorisation

Demande

Documents et renseignements

9 La demande d’autorisation est accompagnée des documents et renseignements suivants :

• a) l’étendue des activités projetées;
• b) le plan d’exécution et le calendrier des activités projetées;
• c) un plan de sécurité qui répond aux exigences prévues à l’article 10;
• d) un plan de protection de l’environnement qui répond aux exigences prévues à l’article 11;
• e) un plan visant les situations d’urgence qui répond aux exigences prévues à l’article 12;
• f) la description des installations, notamment leurs systèmes et équipements, des pipelines et des navires qui seront utilisés, ainsi que le plan des installations;
• g) dans le cas d’un projet de production, un programme d’acquisition des données relatives au champ qui répond aux exigences prévues à l’article 14;
• h) dans le cas d’un programme de forage ou d’un projet de production :
  • (i) des renseignements :
    • (A) sur le brûlage de gaz à la torche ou le rejet de gaz dans l’atmosphère qui sont prévus, notamment la raison du brûlage ou du rejet et une estimation du taux de rejet, des quantités de gaz qu’il est prévu de brûler ou de rejeter et de la période au cours de laquelle le brûlage ou le rejet auront lieu,
    • (B) sur le brûlage de pétrole prévu, notamment la raison du brûlage et une estimation des quantités qu’il est prévu de brûler,
  • (ii) un plan de désaffectation et d’abandon qui répond aux exigences prévues à l’article 16;
• i) dans le cas d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique ou d’un programme environnemental :
  • (i) l’illustration sur une carte de l’emplacement des activités du programme et de leur proximité avec toute structure artificielle ou toute structure naturelle vulnérable, et les limites territoriales ou autres limites,
  • (ii) la description des méthodes qui seront utilisées pour la réalisation de ces activités,
  • (iii) la description d’un plan proposé aux fins d’acquisition des données;
• j) dans le cas d’un projet de plongée, le plan du projet de plongée visé à l’article 171 du Règlement sur la santé et la sécurité au travail dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador;
• k) s’il y a lieu, la liste, l’évaluation des risques et le plan d’action exigés à l’article 147.

Plan de sécurité

10 (1) L’exploitant élabore un plan de sécurité qui prévoit les procédures, les pratiques, les ressources, la séquence des principales activités en matière de sécurité et les mesures de surveillance nécessaires pour assurer la sécurité des activités projetées, notamment les niveaux de sécurité cibles et les mesures touchant la gestion des dangers.

Documents et renseignements

(2) Le plan de sécurité comprend les documents et renseignements suivants :

• a) un résumé du système de gestion ainsi que tous renvois à celui-ci qui démontrent la manière dont il sera mis en œuvre pendant le déroulement des activités projetées et dont il permettra de satisfaire aux obligations prévues par le présent règlement en matière de sécurité;
• b) un document qui comprend :
  • (i) le résumé des études et la description des processus permettant :
    • (A) de déterminer les dangers connexes aux activités projetées qui peuvent survenir au cours des opérations routinières et non routinières, notamment les dangers causés par toute autre activité effectuée à proximité du lieu où se dérouleraient les activités projetées,
    • (B) d’évaluer les risques pour la sécurité qui sont connexes à ces dangers,
  • (ii) la description des dangers visés à la division (i)(A) ainsi que les résultats des évaluations de risques visées à la division (i)(B),
  • (iii) un résumé des mesures visant à prévoir les risques pour la sécurité qui sont connexes aux dangers visés à la division (i)(A),
  • (iv) un résumé et une évaluation des mesures visant à réduire les risques pour la sécurité qui sont connexes aux dangers visés à la division (i)(A), notamment, en cas de danger potentiel lié à la présence de glace, les mesures visant à détecter, à prévoir, à surveiller et à signaler ce danger, comme la collecte de données, ainsi qu’à éviter ou à faire dévier les glaces,
  • (v) un résumé des mesures permettant de communiquer les dangers visés à la division (i)(A) et les mesures d’atténuation des risques pour la sécurité qui sont connexes à ces dangers aux personnes directement touchées;
• c) la description des installations ou des navires et des systèmes et des équipements qui sont essentiels pour la sécurité et qui seront utilisés pendant le déroulement des activités projetées ainsi qu’une brève description des systèmes en place visant leur inspection, mise à l’essai et entretien;
• d) la description de la structure organisationnelle et de la voie hiérarchique à l’égard des activités projetées qui :
  • (i) précise le lien entre la structure organisationnelle et la voie hiérarchique,
  • (ii) fournit le nom, le titre du poste et les coordonnées de l’employé responsable de la gestion du plan de sécurité;
• e) la description des mesures de surveillance de la conformité au plan et des mesures d’évaluation du rendement au regard de ses objectifs.

Plan de protection de l’environnement

11 (1) L’exploitant élabore un plan de protection de l’environnement qui prévoit les procédures, les pratiques, les ressources et les mesures de surveillance nécessaires pour protéger l’environnement des activités projetées, notamment les niveaux de sécurité cibles et la gestion des dangers.

Documents et renseignements

(2) Le plan de protection de l’environnement comprend les documents et renseignements suivants :

• a) un résumé du système de gestion ainsi que tous renvois à celui-ci qui démontrent la manière dont il sera mis en œuvre pendant le déroulement des activités projetées et dont il permettra de satisfaire aux obligations prévues par le présent règlement en matière de protection de l’environnement;
• b) un document qui comprend :
  • (i) un résumé des études et une description des processus permettant :
    • (A) de déterminer les dangers connexes aux activités projetées qui peuvent survenir au cours des opérations routinières et non routinières, notamment les dangers causés par toute autre activité effectuée à proximité du lieu où se dérouleraient les activités projetées,
    • (B) d’évaluer les risques pour l’environnement qui sont connexes à ces dangers,
  • (ii) la description des dangers visés à la division (i)(A) ainsi que les résultats des évaluations de risques visées à la division (i)(B),
  • (iii) un résumé des mesures visant à prévoir les risques pour l’environnement qui sont connexes aux dangers visés à la division (i)(A),
  • (iv) un résumé et une évaluation des mesures visant à réduire les risques pour l’environnement qui sont connexes aux dangers visés à la division (i)(A),
  • (v) un résumé des mesures permettant de communiquer aux personnes directement touchées par les dangers visés à la division (i)(A) et les mesures d’atténuation des risques pour l’environnement qui sont connexes à ces dangers;
• c) la description des installations ou des navires et des systèmes et des équipements qui sont essentiels pour la protection de l’environnement et qui seront utilisés pendant le déroulement des activités projetées ainsi qu’une brève description des systèmes en place visant leur inspection, mise à l’essai et entretien;
• d) dans le cas d’un programme de forage ou d’un projet de production, les procédures de sélection, d’évaluation et d’utilisation des substances chimiques, notamment les produits chimiques utilisés pour les procédés et les composants de fluides de forage;
• e) la description des équipements et des procédures pour le traitement, la manutention et l’élimination des déchets;
• f) la description de toutes les voies et des limites de déversement dans l’environnement, notamment le déversement des déchets;
• g) la description du système de surveillance de la conformité aux limites de déversement visées à l’alinéa f), notamment le programme d’échantillonnage et d’analyse servant à vérifier si les limites sont respectées;
• h) une description de la structure organisationnelle et de la voie hiérarchique à l’égard des activités projetées qui :
  • (i) précise le lien entre la structure organisationnelle et la voie hiérarchique,
  • (ii) fournit le nom, le titre du poste et les coordonnées de l’employé responsable de la gestion du plan de protection de l’environnement;
• i) la description des mesures de surveillance de la conformité au plan et des mesures d’évaluation du rendement au regard de ses objectifs;
• j) la description de la procédure à suivre si un site archéologique ou un cimetière est découvert pendant le déroulement des activités projetées.

Plan visant les situations d’urgence

12 (1) L’exploitant élabore un plan visant les situations d’urgence qui prévoit les procédures — notamment les procédures d’intervention d’urgence —, les pratiques, les ressources et les mesures de surveillance nécessaires pour faire face efficacement aux effets de tout événement accidentel et pour atténuer ces effets.

Documents et renseignements

(2) Le plan visant les situations d’urgence comprend en outre les documents et renseignements suivants :

• a) la méthode pour classer les événements accidentels et la description des procédures d’intervention d’urgence pour ces événements;
• b) les procédures permettant de faire rapport de ces événements à l’interne et à l’externe;
• c) les procédures pour accéder aux renseignements sur la sécurité et l’environnement qui sont nécessaires pour atténuer les effets de ces événements;
• d) la structure organisationnelle, la voie hiérarchique et les ressources pour gérer ces événements, notamment :
  • (i) la liste des postes clés en matière d’intervention d’urgence et la description des rôles, responsabilités et pouvoirs rattachés à ces postes, notamment les tâches connexes et les listes de vérification des mesures à prendre dans le cadre du plan visant les situations d’urgence,
  • (ii) la description du véhicule de service disponible et les coordonnées pour communiquer avec son personnel, ou le numéro ou le titre d’un document qui fournit ces renseignements,
  • (iii) la description de l’équipement d’intervention d’urgence disponible — notamment les engins de sauvetage —, son emplacement, les restrictions liées à son utilisation et les mesures d’atténuation advenant qu’il ne soit pas disponible, ou le numéro ou le titre d’un document qui fournit ces renseignements,
  • (iv) la description de l’équipement médical disponible et son emplacement, ou le numéro ou le titre d’un document qui fournit ces renseignements,
  • (v) la description du système de communication visé à l’article 125, ainsi que les procédures et modes d’emploi pour un tel système,
  • (vi) la description des centres d’intervention d’urgence et leur emplacement,
  • (vii) la description des biens et services à obtenir sur une base contractuelle pour chaque mesure d’intervention,
  • (viii) la description de l’emplacement et du contenu des refuges temporaires, ou le numéro ou le titre d’un document qui fournit ces renseignements;
• e) les accords d’entraide conclus avec d’autres exploitants;
• f) les mesures de coordination et de liaison à prendre avec toutes les organisations d’intervention d’urgence pertinentes;
• g) les protocoles de communication avec les autorités fédérales, provinciales, territoriales ou municipales, ou les corps dirigeants autochtones, concernés;
• h) les plans d’évacuation du personnel, notamment tout plan d’évacuation des plongeurs prenant part à une plongée;
• i) la fréquence et la portée des exercices d’intervention d’urgence.

Puits incontrôlé

(3) Dans le cas d’un programme de forage ou d’un projet de production, le plan visant les situations d’urgence comprend également la description des mesures de contrôle et de confinement de la source qui sont nécessaires pour freiner le débit d’un puits incontrôlé, pour réduire au minimum la durée d’un rejet et de ses effets environnementaux, ainsi que les documents et renseignements suivants :

• a) la description de l’équipement de contrôle et de confinement de la source à utiliser en cas de perte de contrôle d’un puits;
• b) des précisions sur les contrats visant l’équipement de contrôle et de confinement de la source, notamment :
  • (i) le nom et les coordonnées des propriétaires de l’équipement,
  • (ii) les dispositions à l’égard du transport de l’équipement jusqu’au puits incontrôlé,
  • (iii) les dispositions à l’égard du mode de déploiement de l’équipement au puits incontrôlé;
• c) le calendrier et le plan de mobilisation, de déploiement et de fonctionnement de l’équipement de contrôle et de confinement de la source, notamment les mesures pour réduire au minimum le temps de déploiement compte tenu des approbations réglementaires requises;
• d) des détails sur l’accès à l’équipement et aux documents et renseignements visés aux alinéas a) à c);
• e) une explication du caractère adéquat de chacune des mesures de contrôle et de confinement de la source;
• f) la description des systèmes de soutien et des équipements, notamment les navires, les véhicules téléguidés ainsi que les biens consomptibles, y compris, pour un puits de secours, la tête de puits de rechange, le tubage et les additifs en vrac.

Agent de traitement

(4) Dans le cas où il est envisagé de recourir à un agent de traitement comme mesure d’intervention à l’égard d’un rejet, le plan visant les situations d’urgence comprend également les documents et renseignements suivants :

• a) le nom de l’agent de traitement choisi et une évaluation de son efficacité pour traiter les sources potentielles de polluants, notamment la description et les résultats des essais effectués pour en évaluer l’efficacité et la description de ces essais;
• b) les résultats d’analyse qui démontrent que l’utilisation de l’agent de traitement procurerait vraisemblablement un avantage environnemental net dans des circonstances données;
• c) la description des circonstances dans lesquelles l’agent de traitement sera utilisé, y compris la période estimative pendant laquelle il sera efficace;
• d) la description des méthodes et des protocoles, notamment les quantités et les doses d’application, pour une utilisation sécuritaire, efficace et efficiente de l’agent de traitement;
• e) la norme internationale applicable, ou une solution de rechange reconnue par l’Office, sur laquelle reposent l’évaluation, l’analyse ainsi que les méthodes et les protocoles visés aux alinéas a) et b), compte tenu de l’environnement local;
• f) la liste du personnel, des équipements et du matériel mis à la disposition de l’exploitant pour l’utilisation de l’agent de traitement lors des interventions à l’égard d’un rejet, ainsi que des précisions sur tout contrat conclu à l’égard de ce personnel, de ces équipements et de ce matériel;
• g) un plan de surveillance de l’utilisation de l’agent de traitement.

Évaluation de l’efficacité

(5) L’évaluation de l’efficacité visée à l’alinéa (4)a) se fait à l’aide de pétrole obtenu directement d’un emplacement des opérations ou, si cela n’est pas possible, à l’aide de pétrole qui ressemble le plus possible à celui pouvant être produit à l’emplacement des opérations, l’évaluation devant être refaite dès l’obtention de pétrole de cet emplacement.

Méthodes et protocoles

(6) Les méthodes et les protocoles visés à l’alinéa (4)d) et le plan de surveillance visé à l’alinéa (4)g) doivent être conformes aux normes et aux pratiques exemplaires de l’industrie pour l’utilisation de l’agent de traitement, compte tenu de l’environnement local.

Définition de équipement de contrôle et de confinement de la source

(7) Au présent article, équipement de contrôle et de confinement de la source désigne le système de confinement, le dôme de confinement, l’appareil de forage du puits de secours et tout équipement, dispositif ou véhicule sous-marin ou de surface servant à contrôler et à confiner la source du rejet et à réduire au minimum la durée du rejet et ses effets sur l’environnement jusqu’à ce que le puits soit à nouveau contrôlé.

Agent de traitement — article 138.21 de la Loi

13 Pour l’application de l’article 138.21 de la Loi, pour déterminer si l’utilisation d’un agent de traitement procurera vraisemblablement un avantage environnemental net, l’Office tient compte des facteurs suivants :

• a) l’évaluation de l’efficacité de l’agent de traitement exigée aux termes de l’alinéa 12(4)a);
• b) les circonstances visées à l’alinéa 12(4)b);
• c) les circonstances visées à l’alinéa 12(4)c);
• d) les méthodes et protocoles visés à l’alinéa 12(4)d);
• e) le plan de surveillance visé à l’alinéa 12(4)g).

Programme d’acquisition des données relatives au champ

14 L’exploitant élabore, dans le cas d’un projet de production, un programme d’acquisition des données relatives au champ qui permet l’obtention des mesures de pression du gisement, des échantillons de déblais de forage et de fluides, des diagraphies, des carottes, des essais d’écoulement de formation, des analyses et des levés qui sont nécessaires à l’évaluation complète du champ, du rendement des puits d’exploitation et des scénarios d’épuisement des gisements et d’injection des gisements et qui prévoit la quantité d’échantillons et de carottes, les données d’évaluation ainsi que les analyses, les levés et les rapports connexes qui seront remis à l’Office.

Système d’écoulement, calcul et répartition du débit

15 (1) Si la demande d’autorisation vise un projet de production, l’exploitant soumet à l’approbation de l’Office le système d’écoulement, la méthode de calcul du débit et la méthode de répartition du débit qui seront utilisés pour effectuer le mesurage prévu aux articles 74 à 78.

Approbation de l’Office

(2) L’Office approuve le système d’écoulement, la méthode de calcul du débit et la méthode de répartition du débit si le demandeur établit que ceux-ci permettent de prendre des mesures précises et de répartir, par gisement ou par couche, la production et l’injection pour chaque puits.

Plan de désaffectation et d’abandon

16 (1) L’exploitant élabore, dans le cas d’un programme de forage ou d’un projet de production, un plan de désaffectation et d’abandon qui comprend les documents et renseignements suivants :

• a) la description des mesures de sécurité et de protection de l’environnement qui seront mises en œuvre pendant la désaffectation et l’abandon pour répondre aux exigences du présent règlement, de la partie III de la Loi, de toutes autres lois fédérales ou provinciales ou de toute convention ou accord internationaux relatifs à la sécurité ou à la protection de l’environnement;
• b) la description des effets potentiels de la désaffectation et de l’abandon sur l’environnement et sur toute autre utilisation des lieux;
• c) les méthodes de restauration des lieux après la désaffectation et l’abandon;
• d) les coûts prévus de la désaffectation et de l’abandon et la façon dont l’exploitant prévoit financer ou payer ces coûts.

Coûts et financement

(2) L’exploitant fournit à l’Office toute mise à jour sur les coûts prévus de désaffectation et d’abandon et sur la façon dont il prévoit financer ou payer ces coûts. Toutefois, il fournit à l’Office des mises à jour annuelles à cet égard pendant la période débutant au plus tard cinq ans avant la date prévue du début de la désaffectation et de l’abandon.

Approbation relative à un puits

Travaux relatifs à un puits

17 (1) L’exploitant qui a l’intention d’effectuer des travaux relatifs à un puits obtient une approbation relative au puits.

Aucune approbation nécessaire

(2) Aucune approbation relative à un puits n’est toutefois nécessaire pour effectuer des travaux par câble, par câble lisse, par tube de production concentrique ou des travaux similaires au moyen d’un arbre qui se situe au-dessus du niveau de la mer si les conditions suivantes sont réunies :

• a) les travaux effectués ne modifient pas l’état de l’intervalle de complétion ou ne devraient pas nuire à la récupération des hydrocarbures;
• b) l’équipement, les procédures et modes d’emploi et les compétences des personnes qui effectuent les travaux sont conformes aux exigences de l’autorisation.

Contenu de la demande

(3) La demande d’approbation relative à un puits comprend la répartition des coûts prévisionnels liés aux travaux relatifs au puits et, en outre :

• a) s’agissant d’une demande visant le forage du puits :
  • (i) la description complète du programme de forage, la description géoscientifique de toute zone de production potentielle et la description des géorisques,
  • (ii) les données numériques qui sont nécessaires pour effectuer une évaluation indépendante des géorisques,
  • (iii) la description du programme d’acquisition des données relatives au puits visé à l’article 18,
  • (iv) la description du régime de vérification des puits visé à l’article 19;
• b) s’agissant d’une demande visant la rentrée ou le reconditionnement, l’achèvement, la remise en production, la suspension de l’exploitation ou l’abandon du puits ou d’une partie de celui-ci, la description du puits ou de la partie, de l’activité projetée et du but de celle-ci, notamment des diagrammes qui démontrent la présence de deux enveloppes de barrières pendant toute la durée des travaux;
• c) s’agissant d’une demande visant l’achèvement du puits, outre les exigences prévues à l’alinéa b), tout renseignement qui démontre que les exigences prévues à l’article 71 seront remplies;
• d) s’agissant d’une demande visant la suspension de l’exploitation du puits ou d’une partie de celui-ci, outre les exigences prévues à l’alinéa b), la mention du délai dans lequel le puits ou la partie sera abandonné ou achevé;
• e) s’agissant d’une demande visant la suspension de l’exploitation ou l’abandon du puits, ou d’une partie de celui-ci, outre les exigences prévues à l’alinéa b) et, dans le cas de la suspension de l’exploitation, les exigences prévues à l’alinéa d), les méthodes de vérification de l’isolement des couches exigé par l’alinéa 88(1)a).

Approbation relative au puits accordée par l’Office

(4) L’Office accorde l’approbation relative au puits si l’exploitant démontre que les travaux relatifs au puits seront menés en toute sécurité, sans gaspillage ni pollution, conformément au présent règlement.

Définitions

(5) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent article.

câble

Câble renfermant un fil conducteur et qui sert à la manœuvre d’instruments de sondage ou d’autres outils dans un puits. (wire line)

câble lisse

Cable en acier monobrin qui sert à la manœuvre d’outils dans un puits. (slick line)

Programme d’acquisition des données relatives au puits

18 L’exploitant élabore, dans le cas d’un programme de forage, un programme d’acquisition des données relatives au puits qui permet l’obtention des mesures de pression, des échantillons de déblais de forage et de fluides, des diagraphies, des carottes classiques, des carottes latérales, des essais d’écoulement de formation, des analyses et des levés qui sont nécessaires à l’évaluation complète de la géologie, de la géophysique et du réservoir et qui prévoit la quantité d’échantillons et de carottes, les données d’évaluation ainsi que les analyses, les levés et les rapports connexes qui seront remis à l’Office.

Régime de vérification des puits

19 (1) L’exploitant établit un régime de vérification des puits qui s’appuie sur des critères qu’il détermine, de sorte que la conception des puits soit conforme aux normes et aux pratiques exemplaires de l’industrie afin que l’intégrité des puits soit assurée tout au long de leur cycle de vie.

Classement des puits

(2) Pour l’application du paragraphe (1), l’exploitant classe les puits selon leur niveau de risque et veille à ce que le classement soit confirmé par une personne indépendante.

Exigences de vérification

(3) Le régime prévoit les exigences de vérification applicables à la conception du puits selon son classement, ainsi qu’à toute modification à la conception durant la construction ou l’exploitation du puits qui aurait une incidence sur les conclusions des vérifications antérieures.

Exigences de vérification additionnelles

(4) L’exploitant veille à ce que les exigences de vérification soient mises en œuvre par une personne indépendante qui n’a pas pris part à la conception initiale.

Suspension de l’approbation

20 (1) L’Office peut suspendre l’approbation relative au puits dans les cas suivants :

• a) l’exploitant omet de se conformer à l’approbation relative au puits;
• b) les conditions physiques et environnementales dans le secteur où se déroule l’activité à l’égard de laquelle l’approbation relative au puits a été accordée sont plus difficiles que celles prévues par le fabricant de l’équipement au moment d’établir les limites d’exploitation de l’équipement;
• c) l’exploitant omet de se conformer aux approbations accordées par l’Office aux termes des paragraphes 15(2), 62(5) ou 80(2) à l’égard du système d’écoulement, des essais d’écoulement de formation ou de la production mélangée.

Facteurs

(2) Pour décider s’il y a lieu de suspendre l’approbation relative au puits, l’Office tient compte des facteurs suivants :

• a) la suspension de l’approbation est nécessaire puisque l’activité ne peut être menée en toute sécurité, sans gaspillage ni pollution;
• b) la suspension de l’approbation n’est pas nécessaire parce que des mesures correctives ont été prises ou seront prises, pour que l’activité puisse être menée en toute sécurité, sans gaspillage ni pollution;
• c) il existe, à l’égard des travaux relatifs au puits, des antécédents de non-conformité aux exigences du présent règlement, de la partie III de la Loi ou des conditions fixées par l’Office en vertu de cette partie.

Annulation de l’approbation

21 L’Office annule l’approbation relative au puits si l’exploitant :

• a) omet de corriger la situation ayant causé la suspension dès que les circonstances le permettent dans les soixante jours suivant la date de la suspension, à moins que l’Office ne lui accorde un délai plus long à la suite d’une demande écrite de sa part;
• b) continue d’exploiter le puits alors que l’approbation relative au puits est suspendue.

Suspension ou abandon de l’exploitation de puits

22 Si l’approbation relative au puits est annulée, l’exploitant veille à ce que l’exploitation du puits soit suspendue ou à ce que le puits soit abandonné conformément à la partie 6.

Plan de mise en valeur

Approbation du puits — paragraphe 139(1) de la Loi

23 L’approbation relative au puits qui vise un projet de production vaut pour l’application du paragraphe 139(1) de la Loi.

Analyse de sécurité conceptuelle

24 (1) Au moment de demander l’approbation d’un plan de mise en valeur en application de l’article 139 de la Loi, l’exploitant soumet au délégué à la sécurité une analyse de sécurité conceptuelle.

Contenu de l’analyse de sécurité conceptuelle

(2) L’analyse de sécurité conceptuelle :

• a) est fondée sur le concept de mise en valeur choisi par l’exploitant à titre de stratégie globale et énoncée dans la première partie du plan de mise en valeur;
• b) tient compte des activités associées à chaque phase du cycle de vie de la mise en valeur;
• c) prévoit les niveaux de sécurité cibles à atteindre pour toutes les activités afin d’assurer la sécurité et la protection de l’environnement à chaque phase du cycle de vie de l’installation, de la conception à la désaffectation et à l’abandon de celle-ci, notamment ses systèmes et équipements;
• d) énonce tous les dangers susceptibles de causer un événement accidentel majeur;
• e) comprend une évaluation systématique des risques non atténués qui sont connexes à ces dangers, notamment la probabilité que se produise un événement accidentel majeur et les conséquences qui pourraient en résulter;
• f) énonce toutes les hypothèses ainsi que les mesures de contrôle à mettre en œuvre pour réduire les risques qui sont connexes à ces dangers au niveau le plus bas possible;
• g) énonce les effets des risques additionnels pouvant résulter de la mise en œuvre de ces mesures de contrôle.

Évaluations quantitatives ou qualitatives du risque

(3) Les niveaux de sécurité cibles sont fondés sur des évaluations du risque :

• a) quantitatives, s’il peut être montré que des données initiales sont disponibles en quantité et en qualité suffisantes pour démontrer la fiabilité des résultats;
• b) qualitatives, si une méthode d’évaluation quantitative n’est pas appropriée ou si les données quantitatives ne sont pas fiables.

Contenu de l’évaluation du risque

(4) L’exploitant inclut dans l’évaluation du risque une description des circonstances qui nécessiteront une mise à jour de l’analyse de l’évaluation du risque, notamment des changements à l’égard de ce qui suit :

• a) les conditions physiques et environnementales;
• b) les conditions d’exploitation et les limites prises en compte dans les hypothèses de conception;
• c) les procédures et modes d’emploi.

Examen de l’évaluation du risque

(5) L’exploitant met à jour l’évaluation du risque aussi souvent que nécessaire et au moins une fois tous les cinq ans pendant la durée de vie du projet de mise en valeur pour :

• a) tenir compte des circonstances visées au paragraphe (4);
• b) veiller à ce que les mesures de contrôle demeurent appropriées afin de maintenir les risques au niveau le plus bas possible.

Plan de gestion des ressources — paragraphe 139(3) de la Loi

25 (1) Pour l’application du paragraphe 139(3) de la Loi, la seconde partie du plan de mise en valeur comprend un plan de gestion des ressources.

Contenu du plan de gestion des ressources

(2) Le plan de gestion des ressources comprend une description et une analyse de ce qui suit :

• a) le milieu et les caractéristiques géologiques du champ et de chaque gisement ou réservoir d’hydrocarbures;
• b) les données pétrophysiques et les procédures analytiques pour chaque gisement et les données techniques sur le réservoir;
• c) les estimations des ressources et des réserves récupérables sur place pour chaque gisement, chaque bloc faillé et chaque subdivision d’un réservoir;
• d) le modèle proposé d’exploitation du réservoir;
• e) les développements potentiels et les raisons pour lesquelles ils ne sont pas inclus dans le développement proposé du champ ou du gisement;
• f) tout forage lié au développement proposé du champ ou du gisement qui a été précédemment effectué dans le secteur ainsi que le programme de forage proposé et les modèles d’achèvement d’un puits typiques pour les puits de développement;
• g) les systèmes de production et d’exportation liés au développement proposé du champ ou du gisement;
• h) l’efficacité et la fiabilité opérationnelles générales attendues du développement proposé du champ ou du gisement;
• i) les dépenses passées et les données sur les coûts d’exploitation et d’immobilisation prévus, présentées de façon suffisamment détaillée pour permettre l’analyse économique du développement proposé du champ ou du gisement.

Organigramme

(3) Le plan de gestion des ressources comprend également la description de la structure organisationnelle à l’égard de l’activité projetée.

PARTIE 3
Certificat de conformité

Application

Installations visées — article 139.2 de la Loi

26 Sont visées, pour l’application de l’article 139.2 de la Loi, l’installation de forage, l’installation de production, l’installation d’habitation et l’installation de plongée.

Exigences relatives à la certification

Délivrance — obligations et conditions

27 (1) Avant que ne soit délivré par l’autorité un certificat de conformité à l’égard d’une installation visée à l’article 26 :

• a) la personne qui présente la demande de certificat de conformité :
  • (i) fournit à l’autorité tous les renseignements exigés par cette dernière à l’égard de la demande, y compris les spécifications de conception de l’installation, notamment ses systèmes et équipements,
  • (ii) exécute toute inspection, tout essai ou toute étude exigés par l’autorité ou aide celle-ci à les exécuter,
  • (iii) s’agissant d’une installation autre qu’une installation de plongée, soumet à l’approbation de l’autorité un programme de maintenance qui répond aux exigences prévues à l’article 155 et un programme de contrôle de poids qui répond aux exigences prévues à l’article 157,
  • (iv) s’agissant d’une installation de plongée, soumet à l’approbation de l’autorité un programme de maintenance;
• b) l’autorité conclut que, eu égard à l’emplacement de production ou à l’emplacement de forage ou à la région où l’installation en cause est destinée à être exploitée :
  • (i) l’installation, notamment ses systèmes et équipements, est propre à l’usage auquel elle est destinée et peut être utilisée sans danger pour les êtres humains et l’environnement,
  • (ii) s’agissant d’une installation autre qu’une installation de plongée, les exigences prévues aux dispositions suivantes sont remplies :
    • (A) celles du présent règlement figurant à la partie 1 de l’annexe 1,
    • (B) celles du Règlement sur la santé et la sécurité au travail dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador figurant à la partie 2 de l’annexe 1, sauf l’alinéa 22 (5)b), le paragraphe 28(3), l’alinéa 28 (5)a), le paragraphe 171(3) et les alinéas 172(1)a), g), j) à m), o) et p), (2)e) et (3)c) et f),
  • (iii) s’agissant d’une installation de plongée, les exigences prévues aux dispositions suivantes sont remplies :
    • (A) les paragraphes 171(1), (3) et (4) et celles de la partie 7,
    • (B) celles du Règlement sur la santé et la sécurité au travail dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador figurant à la partie 2 de l’annexe 1,
  • (iv) l’installation, notamment ses systèmes et équipements, continuera de remplir les exigences visées au sous-alinéa (i) et les exigences des dispositions applicables visées aux sous-alinéas (ii) ou (iii), selon le cas, pour la durée inscrite sur le certificat de conformité si :
    • (A) s’agissant d’une installation autre qu’une installation de plongée, celle-ci, notamment ses systèmes et équipements, est inspectée, surveillée, mise à l’essai et entretenue conformément au programme de maintenance et entretenue conformément au programme de contrôle de poids soumis à l’approbation de l’autorité au titre du sous-alinéa (1)a)(iii),
    • (B) s’agissant d’une installation de plongée, celle-ci, notamment ses systèmes et équipements, est entretenue conformément au programme de maintenance au titre du sous-alinéa (1)a)(iv);
• c) l’autorité :
  • (i) conclut, s’agissant d’une installation autre qu’une installation de plongée, que le programme de maintenance et le programme de contrôle de poids sont adéquats pour assurer l’intégrité continue de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, et les approuve,
  • (ii) conclut, s’agissant d’une installation de plongée, que le programme de maintenance est adéquat pour assurer l’intégrité continue de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, et l’approuve;
• d) l’autorité exécute le plan de travail à l’égard duquel le certificat de conformité est délivré.

Remplacements — article 151 et paragraphe 205.069(1) de la Loi

(2) Pour l’application des sous-alinéas (1)b)(ii) et (iii), l’autorité peut remplacer les équipements, les méthodes, les mesures, les normes ou les autres choses exigés par un règlement visé à ces sous-alinéas par ceux dont l’utilisation est autorisée par le délégué à la sécurité ou le délégué à l’exploitation, selon le cas, en vertu de l’article 151 ou du paragraphe 205.069(1) de la Loi.

Restrictions

(3) L’autorité inscrit sur tout certificat de conformité qu’elle délivre le détail de toute restriction à l’exploitation de l’installation qui s’impose pour que l’installation, notamment ses systèmes et équipements, remplisse les exigences prévues à l’alinéa (1)b).

Conflit d’intérêts — paragraphe 139.2(4) de la Loi

28 (1) Pour l’application du paragraphe 139.2(4) de la Loi, l’autorité ou sa filiale peut, dans la mesure prévue ci-après, participer aux travaux de conception, de construction ou de mise en place de l’installation à l’égard de laquelle un certificat de conformité est délivré :

• a) l’autorité ou sa filiale peut participer aux travaux relatifs à la conception, à la construction ou à la mise en place originales de l’installation ou à tous travaux de modification de l’installation à titre d’autorité ou de société de classification;
• b) la filiale peut participer aux travaux à titre autre que celui d’autorité ou de société de classification, si elle ne prend pas part aux activités de certification ou de vérification.

Avis de conflit d’intérêts

(2) L’autorité assure une surveillance à l’égard de la conformité au paragraphe (1); si elle constate un cas de non-conformité, elle en avise sans délai la personne qui a présenté la demande de certification et l’Office.

Plan de certification

29 (1) La personne qui demande un certificat de conformité fournit un plan de certification au délégué à la sécurité ainsi qu’à l’autorité en vue de l’approbation du plan de travail visé à l’article 30.

Conformité

(2) Le plan de certification démontre comment les exigences visées aux sous-alinéas 27(1)b)(ii) ou (iii) seront remplies.

Autres renseignements

(3) Sous réserve du paragraphe (4), le plan de certification comprend les documents et renseignements suivants :

• a) la description de l’installation à certifier, notamment ses systèmes et équipements;
• b) la liste de tous les éléments essentiels à la sécurité ainsi qu’une description de la manière dont les normes de rendement correspondantes seront élaborées;
• c) les mesures à mettre en œuvre pour réduire les risques pour la sécurité et pour l’environnement au niveau le plus bas possible à l’égard de ce qui suit :
  • (i) la conception d’une installation, notamment ses systèmes et équipements, pour l’application de l’article 98,
  • (ii) la conception et l’exploitation de l’installation exploitée dans un climat froid, pour l’application des paragraphes 103(5) et (6),
  • (iii) la conception, l’aménagement, l’installation et l’entretien des barrières, pour l’application des paragraphes 111(4) et (5),
  • (iv) la conception de chaque système de contrôle, pour l’application du paragraphe 121(1),
  • (v) la conception, la sélection, l’emplacement, l’installation, la mise en service, la protection, l’utilisation, l’inspection et l’entretien de l’équipement mécanique, pour l’application de l’alinéa 132(1)a),
  • (vi) la conception, la construction, l’installation, la mise en service, l’utilisation, l’inspection, la surveillance, la mise à l’essai et l’entretien de tout système de production sous-marin, dans toutes les conditions physiques et environnementales et les conditions d’exploitation prévisibles pour tous les modes de fonctionnement, pour l’application du paragraphe 134(1),
  • (vii) la gestion de l’équipement temporaire ou portatif, sans que soit compromise la capacité d’atteindre les niveaux de sécurité cibles prévus dans le plan de sécurité et dans le plan de protection de l’environnement, pour l’application du paragraphe 135(3),
  • (viii) les mesures à mettre en œuvre à l’égard de l’aménagement et des spécifications des dispositifs étanches et résistants aux intempéries, pour l’application du paragraphe 141(4);
• d) les mesures à mettre en œuvre à l’égard de ce qui suit :
  • (i) la conception et l’emplacement de tout évent servant à évacuer un gaz à l’air libre sans combustion de manière à réduire au minimum le risque d’inflammation accidentelle du gaz, pour l’application du paragraphe 127(8),
  • (ii) la conception, la sélection, l’utilisation, l’inspection, la mise à l’essai et l’entretien des systèmes et équipements de protection contre les incendies de manière à réduire au minimum les risques de dangers pour les personnes qui les utilisent, pour l’application du paragraphe 130(2),
  • (iii) la conception des chaudières et des systèmes sous pression de manière à réduire au minimum les risques de dangers pour l’installation et pour les personnes s’y trouvant, ainsi que pour toute installation, tout navire ou toute personne se trouvant à proximité, pour l’application des paragraphes 131(1) et (2),
  • (iv) la conception et l’entretien du système d’amarrage détachable de toute plate-forme flottante de manière à réduire au niveau le plus bas possible le risque que le système d’amarrage ne puisse pas se détacher en toute sécurité dans l’éventualité où les limites structurelles de la plate-forme ou les limites conceptuelles du système d’amarrage sont dépassées, sans que soit compromise la capacité d’atteindre les niveaux de sécurité cibles prévus dans le plan de sécurité et dans le plan de protection de l’environnement, pour l’application du paragraphe 144(2);
• e) les mesures de conception de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, que l’exploitant entend mettre en œuvre pour réduire les risques pour la sécurité et pour l’environnement au niveau le plus bas possible en plus des mesures prévues aux alinéas c) et d);
• f) la liste des normes applicables à l’installation à certifier, notamment ses systèmes et équipements, ainsi que la liste des normes sur lesquelles s’appuient les mesures visées aux alinéas c) à e) ou, si aucune norme ne s’applique, les études et analyses démontrant que les mesures à prendre sont adéquates pour réduire les risques pour la sécurité et pour l’environnement au niveau le plus bas possible ou pour réduire au minimum les risques de dangers, selon le cas.

Non-application

(4) Les alinéas (3)b) à d) ne s’appliquent pas à l’égard des installations de plongée.

Plan de travail

30 (1) L’autorité soumet à l’approbation du délégué à la sécurité un plan de travail qui tient compte du plan de certification.

Contenu du plan de travail

(2) Le plan de travail comprend notamment :

• a) la description des activités ci-après qui seront effectuées par l’autorité :
  • (i) les activités de vérification à l’égard de la conformité aux conditions prévues à l’alinéa 27(1)b),
  • (ii) les activités de vérification à l’égard de la validité du certificat de conformité,
  • (iii) toute autre activité menée en vue du renouvellement du certificat;
• b) le calendrier des activités visées à l’alinéa a).

Approbation du plan de travail

(3) Le délégué à la sécurité approuve le plan de travail s’il constate que celui-ci satisfait aux critères suivants :

• a) s’agissant de toute installation :
  • (i) il est suffisamment détaillé pour permettre à l’autorité d’établir si les conditions prévues à l’alinéa 27(1)b) sont remplies,
  • (ii) il décrit le type et l’envergure des rapports qui seront dressés pour assurer la surveillance périodique du processus de certification entrepris par l’autorité,
  • (iii) il démontre comment l’autorité s’est conformée à l’article 28;
• b) s’agissant d’une installation autre qu’une installation de plongée :
  • (i) il prévoit les moyens qui permettent d’établir :
    • (A) si les critères environnementaux applicables à la région ou à l’emplacement et les charges estimées à l’égard de l’installation sont corrects,
    • (B) si la liste des éléments essentiels à la sécurité comprise dans le plan de certification est complète et si les éléments essentiels à la sécurité sont en place et fonctionnent comme prévu,
    • (C) à l’égard d’une installation visée dans le plan de mise en valeur, si l’analyse de sécurité conceptuelle exigée par l’article 24 répond aux exigences prévues à cet article,
    • (D) à l’égard d’une nouvelle installation, si la construction de celle-ci a été effectuée conformément au programme d’assurance de la qualité visé à l’article 99,
    • (E) si le manuel d’exploitation répond aux exigences prévues à l’article 153,
    • (F) si l’installation et la construction de l’installation ainsi que les matériaux utilisés à ces fins répondent aux spécifications de conception,
  • (ii) il comprend la liste des normes de rendement et la liste des méthodes que l’autorité utilisera pour vérifier le respect de ces normes et pour vérifier si l’installation, notamment ses systèmes et équipements, demeure propre à l’usage auquel elle est destinée,
  • (iii) il prévoit les moyens qui permettent d’établir si les exigences prévues aux dispositions figurant à l’annexe 2 sont remplies et si les structures ainsi que les systèmes et équipements visés par ces dispositions sont en place et fonctionnent comme prévu;
• c) s’agissant d’une installation de plongée, il prévoit les moyens qui permettent d’établir si les exigences prévues au sous-alinéa 5(1)l)(iii) et à l’alinéa 5(1)u) sont remplies.

Période de certification — cinq ans

31 (1) La période de validité du certificat de conformité est de cinq ans si, de l’avis de l’autorité, les conditions prévues à l’alinéa 27(1)b) seront remplies pendant au moins cinq ans.

Période de certification — moins de cinq ans

(2) Si l’autorité est d’avis que l’installation, notamment ses systèmes et équipements, ne pourra satisfaire aux conditions prévues à l’alinéa 27(1)b) que pour une période de moins de cinq ans, la période de validité du certificat de conformité correspond à cette période moindre.

Date d’expiration du certificat

(3) L’autorité inscrit sur le certificat de conformité la date d’expiration, qui est calculée à compter de la date de délivrance.

Prolongation de la période de validité

(4) L’autorité peut, sur demande du titulaire du certificat de conformité, prolonger la période de validité de celui-ci pour une période d’au plus trois mois, sous réserve de l’approbation du délégué à la sécurité.

Approbation par le délégué à la sécurité

(5) Le délégué à la sécurité approuve la prolongation de la période de validité du certificat de conformité si la prolongation ne compromet ni la sécurité ni la protection de l’environnement.

Emplacement ou région d’application

32 (1) L’autorité inscrit sur le certificat de conformité l’emplacement ou la région où l’installation doit être exploitée.

Validité

(2) Le certificat de conformité est valide à l’égard de l’exploitation de l’installation à l’emplacement ou dans la région qui y sont inscrits.

Renouvellement du certificat

33 L’autorité renouvelle le certificat de conformité à l’égard d’une installation au plus tard à sa date d’expiration si, à la fois :

• a) les activités comprises dans le plan de travail aux termes du sous-alinéa 30(2)a)(iii) ont été effectuées;
• b) elle constate que les conditions prévues à l’alinéa 27(1)b) sont remplies;
• c) elle a réévalué le plan de travail conformément aux exigences prévues à l’article 34.

Réévaluation du plan de travail

34 (1) Avant le renouvellement du certificat de conformité, l’autorité réévalue le plan de travail en tenant compte des critères mentionnés au paragraphe 30(3) et y apporte toute modification nécessaire.

Réévaluation — circonstances nouvelles

(2) Le délégué à la sécurité demande à l’autorité de réévaluer le plan de travail si des circonstances nouvelles qui ont des répercussions importantes sur le plan de travail, ou sont susceptibles d’en avoir, se présentent, notamment :

• a) des changements ont été apportés au présent règlement ou au Règlement sur la santé et la sécurité au travail dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador depuis que le plan de travail a été approuvé ou réévalué;
• b) de nouveaux renseignements concernant un événement accidentel majeur survenu en tout lieu lui sont divulgués;
• c) des changements ont été apportés aux normes sur lesquels la certification est basée;
• d) l’installation passe d’une phase de son cycle de vie à une autre.

Approbation de la réévaluation

(3) Le plan de travail réévalué est présenté au délégué à la sécurité pour son approbation conformément à l’article 30.

Invalidité

35 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le certificat de conformité cesse d’être valide dans les cas suivants :

• a) l’autorité ou le délégué à la sécurité fait l’une des constatations suivantes :
  • (i) des renseignements fournis aux termes du sous-alinéa 27(1)a)(i) sont incorrects et le certificat de conformité a été délivré sur le fondement de ces renseignements,
  • (ii) toute condition prévue à l’alinéa 27(1)b) n’est plus remplie,
  • (iii) les restrictions inscrites sur le certificat de conformité aux termes du paragraphe 27(3) n’ont pas été respectées;
• b) le délégué à la sécurité constate que l’autorité n’a pas exécuté le plan de travail visant l’installation à l’égard de laquelle a été délivré le certificat de conformité.

Avis écrit

(2) Au moins trente jours avant de faire une constatation selon le paragraphe (1) :

• a) l’autorité envoie un avis écrit au délégué à la sécurité et au titulaire du certificat de conformité en cause, s’il s’agit d’une constatation faite par elle;
• b) le délégué à la sécurité envoie un avis écrit à l’autorité et au titulaire du certificat de conformité en cause, s’il s’agit d’une constatation faite par lui.

Prise en considération des renseignements fournis

(3) Avant de faire une constatation selon le paragraphe (1), l’autorité ou le délégué à la sécurité, selon le cas, prend en considération tout renseignement relatif à la constatation fourni par la personne avisée conformément au paragraphe (2).

Changement d’autorité

Avant la délivrance du certificat

36 (1) Si la personne qui présente une demande de certificat de conformité décide de changer d’autorité à l’égard de l’installation avant la délivrance du certificat de conformité initial, la nouvelle autorité doit effectuer, de façon indépendante, ses propres activités de vérification aux fins de la délivrance du certificat.

Après la délivrance du certificat

(2) Si le titulaire d’un certificat de conformité décide de changer d’autorité à l’égard de l’installation, il prend les mesures suivantes :

• a) il avise le délégué à la sécurité, dès que les circonstances le permettent;
• b) il prépare et soumet au délégué à la sécurité un plan de transition qui indique toutes les activités à mener avant le changement d’autorité et qui démontre que le changement n’entraînera pas d’interruptions, de retards ou d’impacts négatifs sur la portée et la qualité des activités de vérification;
• c) il veille à ce que la nouvelle autorité soumette un nouveau plan de travail à l’approbation du délégué à la sécurité conformément à l’article 30, avant d’entreprendre les activités de transition.

Plan de transition — mise en œuvre

(3) Le titulaire du certificat de conformité veille à ce que le plan de transition soit mis en œuvre.

Un seul certificat et une seule autorité

(4) Il ne doit y avoir à la fois qu’un seul certificat de conformité et qu’une seule autorité à l’égard de l’installation.

Exigences administratives

Changements organisationnels

37 L’autorité avise sans délai l’Office, le ministre fédéral et le ministre provincial de tout changement apporté à sa structure organisationnelle, notamment une fusion ou un changement de nom.

Rapport annuel

38 (1) L’autorité remet à l’Office, au ministre fédéral et au ministre provincial un rapport annuel sur l’ensemble de ses activités de certification.

Contenu du rapport annuel

(2) Le rapport annuel comprend :

• a) un résumé de l’ensemble de ses activités de certification menées à titre d’autorité de certification en vertu de la Loi;
• b) la preuve de ses capacités techniques et de son expérience pour agir à titre d’autorité.

Rapports mensuels

(3) L’autorité fournit à l’Office un rapport mensuel qui décrit les activités de certification qu’elle a menées au cours du mois précédent à l’égard des certificats de conformité applicables dans la zone extracôtière.

Transmission de renseignements et de documents à l’Office

(4) À la demande de l’Office, l’autorité lui fournit tous les renseignements obtenus ou les documents générés dans le cadre de ses activités de certification et de ses activités de vérification.

Période de conservation des dossiers

(5) L’autorité conserve les dossiers, notamment les dessins techniques, liés à chaque activité menée dans le cadre de ses activités de certification et de ses activités de vérification à l’égard d’une installation, pendant au moins sept ans après la date d’expiration du dernier certificat de conformité délivré à l’égard de cette installation.

PARTIE 4
Activités autorisées — exigences générales

Généralités

Sécurité et protection de l’environnement

39 L’exploitant prend toutes les mesures nécessaires pour assurer la sécurité et la protection de l’environnement dans l’exécution des activités autorisées, notamment veiller à ce que :

• a) la sécurité des personnes se trouvant à un emplacement des opérations ou dans un véhicule de service soit assurée en priorité et en tout temps;
• b) des méthodes de travail sécuritaires soient adoptées;
• c) ni la sécurité ni la protection de l’environnement ne soient compromises du fait d’une mauvaise communication due à des obstacles linguistiques ou à d’autres facteurs;
• d) en cas de perte de contrôle d’un puits à une installation, les obturateurs de tous les autres puits de l’installation soient fermés, jusqu’à ce que le puits ne présente plus de danger;
• e) l’équipement nécessaire à la sécurité et à la protection de l’environnement soit en tout temps disponible et dans un état lui permettant de fonctionner comme prévu;
• f) tout incendie puisse être circonscrit et éteint et à ce que tout danger connexe pour la sécurité ou pour l’environnement soit réduit au minimum;
• g) le soutien administratif et logistique fourni à l’appui de toutes les activités comprenne la fourniture de logement et de transport ainsi que de lieux d’entreposage et d’ateliers de réparation propres à l’usage auquel ils sont destinés;
• h) tout emplacement des opérations soit équipé d’un système de communication conforme aux exigences prévues au paragraphe 125(1);
• i) les procédures et modes d’emploi qui présentent un danger pour la sécurité ou pour l’environnement soient corrigés;
• j) les personnes concernées par toute correction visée à l’alinéa i) en soient avisées.

Conditions physiques et environnementales

40 L’exploitant veille à ce que des données sur l’observation des conditions physiques et environnementales et les prévisions à l’égard de ces conditions, notamment l’état de la mer et le mouvement des glaces, soient obtenues et consignées dans un dossier chaque jour ainsi que chaque fois qu’il y a des variations significatives entre les prévisions et les conditions observées, et conservées à l’emplacement des opérations.

Emplacement — infrastructure et équipement

41 L’exploitant détient les données ou les renseignements qui décrivent avec exactitude l’emplacement de toute infrastructure ou de tout équipement reposant sur le fond marin ou fixé à celui-ci, notamment toute installation — ou partie d’installation — abandonnée.

Accès, entreposage et manipulation des produits consomptibles

42 L’exploitant veille à ce que les explosifs, le carburant, les agents de traitement, les produits de confinement des rejets, les produits chimiques liés à la sécurité, les fluides de forage, d’achèvement et de stimulation d’un puits, le ciment et les autres produits consomptibles soient :

• a) facilement accessibles et entreposés en quantité suffisante pour répondre aux besoins dans des conditions normales et dans toute situation d’urgence;
• b) entreposés et manipulés de manière à ce que leur détérioration soit limitée et à ce qu’ils ne présentent aucun danger pour la sécurité ou pour l’environnement.

Entreposage et manipulation des substances chimiques

43 L’exploitant veille à ce que les substances chimiques, notamment les fluides de traitement, le carburant, les lubrifiants, les déchets, les fluides de forage et les déblais de forage produits à l’installation, soient entreposées et manipulées de manière à ce qu’elles ne présentent aucun danger pour la sécurité ou pour l’environnement.

Altération de l’équipement

44 Il est interdit d’altérer l’équipement nécessaire à la sécurité ou à la protection de l’environnement, de le faire fonctionner sans motif ou d’en faire un mauvais usage.

Cessation des activités

45 (1) L’exploitant veille à ce que les activités cessent sans délai si elles :

• a) menacent ou sont susceptibles de menacer la sécurité de toute autre activité;
• b) menacent ou sont susceptibles de menacer la sécurité ou l’intégrité de tout emplacement des opérations ou puits;
• c) causent ou sont susceptibles de causer de la pollution.

Reprise des activités

(2) En cas d’interruption des activités, l’exploitant veille à ce que celles-ci ne reprennent pas jusqu’à ce qu’elles puissent être menées en toute sécurité et sans causer de pollution.

Disponibilité des documents

Copie de l’autorisation et d’autres documents

46 (1) L’exploitant conserve à chaque emplacement des opérations une copie de l’autorisation et des approbations et plans connexes exigés par le présent règlement ou la partie III de la Loi et veille à ce que ceux-ci soient facilement accessibles pour consultation ou examen.

Affichage

(2) L’exploitant veille à l’affichage d’une copie de l’autorisation et des approbations connexes bien en vue à chaque emplacement des opérations.

Procédure d’intervention d’urgence et autres documents

47 L’exploitant veille à ce qu’une copie de la version la plus à jour des procédures d’intervention d’urgence et de tout document nécessaire à la conduite des activités autorisées, au fonctionnement et à l’entretien de l’installation ou du pipeline soit :

• a) accessible facilement et en tout temps à chaque emplacement des opérations ainsi qu’à tout centre d’intervention d’urgence;
• b) utilisable dans toutes les circonstances prévisibles à chacun des endroits visés à l’alinéa a).

Plans

Mise en œuvre

48 (1) L’exploitant veille à ce que le plan de sécurité visé à l’article 10, le plan de protection de l’environnement visé à l’article 11 et le plan de gestion des ressources visé à l’article 25 soient mis en œuvre dès le début des activités et, dans le cas du plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12, dès qu’un événement accidentel survient ou paraît imminent.

Mise à jour périodique

(2) Il veille à ce que les plans visés au paragraphe (1) soient mis à jour périodiquement. Toutefois, la description des installations, des navires ainsi que des systèmes et équipements qui figure au plan de sécurité et au plan de protection de l’environnement aux termes des alinéas 10(2)c) et 11(2)c) respectivement, est mise à jour dès que les circonstances le permettent à la suite de la modification, du remplacement ou de l’ajout de tout élément important.

PARTIE 5
Programme géoscientifique, programme géotechnique et programme environnemental

Équipements, matériaux et biens

Mesures

49 L’exploitant veille à ce que :

• a) les équipements et les matériaux nécessaires pour exécuter le programme géoscientifique, le programme géotechnique ou le programme environnemental soient manipulés, installés, inspectés, mis à l’essai, entretenus et utilisés en tenant compte des instructions du fabricant, ainsi que des normes et des pratiques exemplaires de l’industrie;
• b) à la suite de l’inspection des équipements et des matériaux, les éléments défectueux soient réparés sans délai ou remplacés par des éléments qui sont conformes aux recommandations du fabricant.

Certification

50 L’exploitant veille à ce qu’une personne indépendante et compétente certifie tout l’équipement qui est installé provisoirement sur un navire pour exécuter un programme géoscientifique, un programme géotechnique ou un programme environnemental en vue de faire en sorte que cet équipement est propre à l’usage auquel il est destiné.

Dommages matériels

51 L’exploitant prend toutes les mesures nécessaires pour qu’aucun bien ne subisse de dommages causés par un programme géoscientifique, un programme géotechnique ou un programme environnemental.

Sources d’énergie

Exigences générales

52 (1) L’exploitant veille à ce que les sources d’énergie utilisées dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique ou d’un programme environnemental soient :

• a) exemptes de substances pouvant présenter un danger;
• b) utilisées d’une manière qui empêche leur activation par inadvertance.

Source d’énergie électrique ou électromagnétique

(2) L’exploitant qui utilise une source d’énergie électrique ou électromagnétique veille à ce qu’elle soit équipée de disjoncteurs sur les circuits de charge et de décharge et de câblage adéquatement isolé et mis à la terre pour éviter des fuites de courant et des décharges électriques.

Élimination des risques pour les plongeurs

(3) L’exploitant qui utilise une source d’énergie veille à ce que le programme soit exécuté en toute sécurité de manière à éliminer les risques pour les plongeurs, notamment en déterminant les distances minimales à maintenir entre eux et la source d’énergie et en veillant au respect de ces distances.

Essai des sources d’énergie

53 (1) Dans le cadre de tout programme géoscientifique, programme géotechnique ou programme environnemental, l’exploitant réduit au minimum le nombre d’essais des sources d’énergie sur le pont d’un emplacement des opérations.

Activation d’une source d’énergie

(2) Avant l’activation de toute source d’énergie pour la mise à l’essai, l’exploitant veille à ce que des mesures soient mises en œuvre afin de protéger les personnes se trouvant à l’emplacement des opérations en cause d’une exposition à tout danger lié à la source d’énergie, notamment les mesures suivantes :

• a) les personnes sont avisées qu’un essai sera fait;
• b) tout l’équipement est fixé en toute sécurité;
• c) toute source d’énergie électrique ou électromagnétique est entièrement immergée dans l’eau.

Navire principal

Classification

54 L’exploitant veille à ce que le navire principal qui est utilisé dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique ou d’un programme environnemental soit visé par un certificat de classification valide délivré par une société de classification.

Destruction, rejet ou retrait

Destruction, rejet ou retrait du Canada

55 (1) Il est interdit de détruire, de jeter ou, sous réserve du paragraphe (2), de retirer du Canada les éléments ou renseignements ci-après qui ont été acquis dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique ou d’un programme environnemental, à moins d’obtenir l’approbation de l’Office au titre du paragraphe (3) :

• a) toutes les données de terrain et les données finales traitées en format numérique, et la description de leur format;
• b) tous les échantillons;
• c) toute autre donnée, observation, lecture et tout renseignement à l’appui obtenus dans le cadre du programme.

Exception

(2) Les éléments ou renseignements visés au paragraphe (1) peuvent, aux fins de traitement dans un autre pays, être retirés du Canada sans l’approbation de l’Office, à la condition qu’ils soient retournés au Canada sitôt le traitement achevé.

Approbation

(3) Dans les soixante jours suivant la réception d’une demande d’approbation visant à détruire, à jeter ou à retirer du Canada des éléments ou renseignements, l’Office approuve la demande s’il est convaincu que ceux-ci n’ont pas de grande utilité ni de grande valeur.

Éléments ou renseignements

(4) L’Office peut, après la réception de la demande, exiger que les éléments ou renseignements — ou une copie de ces renseignements — lui soient fournis dans le délai qu’il précise.

PARTIE 6
Forage et production

Généralités

Définition de cessation de l’exploitation

56 Dans la présente partie, cessation de l’exploitation s’entend, s’agissant d’un puits, de son abandon, de son achèvement ou de la suspension de son exploitation.

Espacement et taux de production des puits

57 L’Office peut rendre des ordonnances concernant l’attribution de secteurs, notamment la détermination des dimensions des unités d’espacement et du taux de production des puits, aux fins de forage ou de production d’hydrocarbures.

Nom, classe ou statut d’un puits

58 L’Office peut attribuer un nom, une classe ou un statut à un puits et les modifier.

Gisement, couche ou champ

59 L’Office peut :

• a) désigner comme telle une couche pour l’application du présent règlement;
• b) attribuer un nom à un gisement, à une couche ou à un champ et modifier ce nom;
• c) définir les limites d’un gisement, d’une couche ou d’un champ.

Évaluation des puits, des gisements et des champs

Mise en œuvre — programmes d’acquisition des données

60 (1) L’exploitant veille à ce que le programme d’acquisition des données relatives au champ visé à l’article 14 et le programme d’acquisition des données relatives au puits visé à l’article 18 soient mis en œuvre selon les bonnes pratiques de l’industrie pétrolière.

Mise en œuvre partielle des programmes

(2) Si l’un ou l’autre des programmes ne peut être mis en œuvre en totalité, l’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

• a) un agent du contrôle de l’exploitation en est avisé dès que les circonstances le permettent;
• b) les mesures prévues pour atteindre autrement les objectifs du programme sont soumises à l’approbation de l’Office.

Approbation de l’Office

(3) L’Office approuve les mesures visées à l’alinéa (2)b) si l’exploitant démontre que celles-ci permettent d’atteindre les objectifs du programme d’acquisition des données relatives au champ ou du programme d’acquisition des données relatives au puits, selon le cas, ou qu’elles sont les seules qui peuvent être prises dans les circonstances.

Mise à jour périodique

(4) L’exploitant veille à ce que le programme d’acquisition des données relatives au champ soit mis à jour périodiquement.

Mise à l’essai et échantillonnage des formations

61 Si l’Office juge que des données ou des échantillons contribueraient considérablement à l’évaluation du réservoir et de la géologie des lieux, l’exploitant veille à ce que toute formation dans un puits soit évaluée, mise à l’essai et échantillonnée de manière à obtenir ces données ou échantillons.

Essais d’écoulement de formation

62 (1) L’exploitant veille à ce qu’aucun puits d’exploitation ne soit mis en production, sauf si un essai d’écoulement de formation a été approuvé par l’Office conformément au paragraphe (5) et a été effectué conformément à l’approbation.

Travaux relatifs au puits

(2) Si le puits d’exploitation fait l’objet de travaux relatifs au puits qui pourraient en modifier la productibilité, la productivité ou l’injectivité, l’exploitant veille à ce qu’il soit soumis, dès que les circonstances le permettent après la fin des travaux et la stabilisation des conditions d’écoulement ou d’injection, à un essai d’écoulement de formation approuvé par l’Office conformément au paragraphe (5) et effectué conformément à l’approbation, aux fins de détermination des effets des travaux sur sa productibilité, sa productivité ou son injectivité.

Conditions

(3) L’exploitant peut effectuer un essai d’écoulement de formation dans un puits foré dans une structure géologique si, au préalable :

• a) il remet à l’Office un programme d’essai d’écoulement de formation;
• b) il obtient l’approbation de l’Office visée au paragraphe (5) pour effectuer cet essai.

Contribution à l’évaluation du réservoir et de la géologie

(4) S’il juge qu’un tel essai contribuerait à l’évaluation du réservoir et de la géologie des lieux, l’Office peut exiger que l’exploitant effectue un essai d’écoulement de formation dans un puits foré dans une structure géologique autre que le premier puits.

Approbation de l’essai d’écoulement de formation

(5) L’Office approuve l’essai d’écoulement de formation si l’exploitant démontre que celui-ci sera effectué de manière à assurer la sécurité et la protection de l’environnement et conformément aux bonnes pratiques de l’industrie pétrolière et lui permettra à la fois :

• a) d’obtenir des données sur la productibilité du réservoir et sur la productivité du puits;
• b) d’établir les caractéristiques du réservoir;
• c) d’obtenir des échantillons représentatifs des fluides de formation.

Échantillons et carottes

63 L’exploitant veille à ce que les échantillons de déblais de forage ou de fluides et les carottes recueillis dans le cadre du programme d’acquisition des données relatives au champ visé à l’article 14 et du programme d’acquisition des données relatives au puits visé à l’article 18 soient :

• a) emballés dans des contenants durables et correctement étiquetés;
• b) transportés et entreposés de manière à prévenir les pertes ou détériorations;
• c) expédiés à l’Office, conformément à ces programmes, dans les soixante jours suivant la date de cessation de l’exploitation du puits, sauf s’ils sont en cours d’analyse, auquel cas ils sont expédiés, ou ce qu’il en reste est expédié, après l’analyse.

Carottes classiques restantes

64 (1) Lorsque les échantillons nécessaires à des analyses, à des recherches ou à des études universitaires ont été prélevés d’une carotte classique, l’exploitant veille à ce que le reste de la carotte ou une tranche prise dans le sens longitudinal et correspondant à au moins la moitié de la section transversale de la carotte soit remis à l’Office.

Carottes latérales restantes

(2) Lorsque les échantillons nécessaires à des analyses, à des recherches ou à des études universitaires ont été prélevés d’une carotte latérale, il veille à ce que le reste de la carotte soit remis à l’Office.

Avis avant élimination

65 L’exploitant veille à ce que, avant l’élimination de tout échantillon de déblais de forage ou de fluides, de carottes ou de données d’évaluation recueillis, l’Office en soit avisé par écrit et ait la possibilité d’en demander livraison.

Localisation des puits

Référence pour la profondeur du puits

66 L’exploitant veille à ce que toute mesure de la profondeur d’un puits soit prise à partir de la table de rotation de l’appareil de forage.

Mesures de déviation et de direction

67 L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

• a) les mesures de déviation et de direction sont effectuées à des intervalles qui permettent de situer correctement le trou de sonde durant le forage;
• b) les mesures de déviation et de direction permettent de gérer avec précision le trou de sonde en ce qui a trait aux géorisques connus, de croiser les cibles géologiques du puits et de recouper le trou de sonde si un puits de secours est requis;
• c) le puits est foré conformément aux pratiques et aux procédures reconnues à l’échelle internationale en matière de prévention des collisions des trous de sonde et de manière à ne pas couper un puits existant, sauf s’il s’agit d’un puits de secours.

Intégrité des puits

Contrôle des puits

68 (1) L’exploitant veille à ce que des procédures, des matériaux et de l’équipement adéquats soient en place et utilisés tout au long du cycle de vie du puits pour prévenir toute perte de contrôle du puits.

Équipement de contrôle fiable

(2) Il veille à ce que de l’équipement fiable de contrôle du puits soit en place pour détecter et contrôler les venues, prévenir les éruptions et exécuter en toute sécurité les travaux relatifs à un puits.

Dangers à faible profondeur

(3) Lors de travaux relatifs à un puits réalisés sans tube prolongateur, il veille à la prise de mesures visant à réduire les risques relatifs aux dangers à faible profondeur pendant le forage.

Bloc obturateur et enveloppes de barrières

(4) Il veille à ce que, après l’installation du tubage de surface, le bloc obturateur soit installé avant le forage du sabot de tubage et au moins deux enveloppes de barrières indépendantes, chacune devant être vérifiée par l’exploitant, soient en place tout au long du cycle de vie du puits.

Défaillance d’une enveloppe de barrière

(5) Il veille à ce que, en cas de défaillance d’une enveloppe de barrière, seuls les travaux destinés à son remplacement ou à sa réparation soient menés dans le puits jusqu’à ce que le remplacement ou la réparation soit fait.

Remplacement ou réparation de l’enveloppe de barrière

(6) Il veille à ce que :

• a) le remplacement ou la réparation visés au paragraphe (5) soit fait dès que les circonstances le permettent;
• b) tout soit mis en œuvre pour que le remplacement ou la réparation soit fait conformément aux spécifications de conception d’origine;
• c) l’enveloppe de barrière soit vérifiée après son remplacement ou sa réparation.

Colonne de fluide de forage

(7) Il veille à ce que, durant les travaux relatifs à un puits, l’une des deux enveloppes de barrières soit la colonne de fluide de forage, sauf si le forage est effectué en sous-équilibre ou si, lorsqu’un train de tiges de complétion ou d’essai est manœuvré, l’autre enveloppe de barrière ait déjà été installée au fond du puits et mise à l’essai.

Équipement de contrôle de pression

(8) Il veille à ce que l’équipement de contrôle de pression utilisé pour les travaux relatifs au puits soit soumis à une épreuve sous pression au moment de son installation et, par la suite, aussi souvent que cela est nécessaire pour en assurer la sécurité de fonctionnement.

Mesures correctives

(9) Advenant la perte de contrôle d’un puits ou si la sécurité, la protection de l’environnement ou la conservation des ressources est menacée, il veille à ce que les mesures correctives nécessaires soient prises sans délai.

Définition de tubage de surface

(10) Au présent article, tubage de surface s’entend du tubage installé assez profondément dans un puits, dans une formation compétente, pour assurer le contrôle du puits en vue de la poursuite du forage.

Tubage et cimentation

69 (1) L’exploitant veille à ce que le système de tubage et de tête de puits soit conçu de manière à répondre aux exigences ci-après tout au long du cycle de vie du puits :

• a) garantir la sécurité du forage du puits, permettre l’évaluation et la mise en valeur des formations visées et prévenir le gaspillage;
• b) pouvoir résister aux conditions, forces et contraintes maximales prévues;
• c) protéger l’intégrité des couches d’hydrates de gaz et de pergélisol.

Exigences de conception

(2) L’exploitant veille, dans le cadre de la conception du système de tubage et de tête de puits :

• a) à ce que la durée de vie en fatigue de la tête de puits soit prise en compte;
• b) si l’annulaire est utilisé pour la production ou l’injection de fluides, à ce que soit réalisée une analyse confirmant que deux enveloppes de barrières peuvent être maintenues en place tout au long du cycle de vie du puits.

Profondeur du tubage

(3) L’exploitant veille à ce que le tubage soit installé à une profondeur qui assure une résistance suffisante aux venues et qui permet de contrôler le puits en toute sécurité.

Durée de vie en fatigue de la tête de puits

(4) Il veille à ce que la durée des travaux relatifs à un puits ne dépasse pas la durée de vie en fatigue de la tête de puits.

Laitier de ciment

(5) Il veille à ce que le laitier de ciment soit conçu et installé de manière à répondre aux exigences ci-après, tout au long du cycle de vie du puits :

• a) prévenir le déplacement des fluides de formation et, si la sécurité, l’évaluation des ressources ou la prévention du gaspillage l’exige, faire en sorte que les couches d’hydrocarbures et d’eau soient isolées les unes des autres;
• b) fournir un support au tubage;
• c) réduire au minimum la corrosion du tubage se trouvant au-dessus de l’intervalle cimenté;
• d) protéger l’intégrité des couches d’hydrates de gaz et de pergélisol.

Épreuves sous pression et diagraphies

(6) L’exploitant veille à ce que l’intégrité et la mise en place du ciment soient vérifiées au moyen d’épreuves sous pression et, si le ciment constitue un élément de barrière commun des deux enveloppes de barrières ou s’il est nécessaire de confirmer l’isolement des couches par le ciment, à ce qu’elles soient vérifiées également au moyen de diagraphies.

Autres moyens

(7) D’autres moyens peuvent être utilisés si l’exploitant peut démontrer qu’ils permettent une vérification équivalente.

Conception du ciment et analyse du laitier

(8) L’exploitant veille à ce que la conception du ciment soit soumise à des analyses complètes en laboratoire et à un contrôle de la qualité avant la cimentation, et ce dans toutes les conditions prévisibles pouvant avoir un impact sur la cimentation, afin que la conception fournisse l’isolement escompté et que le ciment puisse être installé de façon efficace.

Prise du ciment

(9) Il veille à ce que, après la cimentation d’un tubage, notamment un tubage partiel, et avant le forage du sabot de tubage, le ciment ait atteint une résistance en compression minimale suffisante pour supporter le tubage et garantir l’isolement des couches.

Épreuve sous pression du tubage

(10) Après l’installation et la cimentation d’un tubage et avant le forage du sabot de tubage, il veille à ce que le tubage soit soumis à une épreuve sous pression à une valeur qui permet de confirmer son intégrité à la pression d’utilisation maximale prévue tout au long du cycle de vie du puits.

Test de pression de fracturation ou essai d’intégrité

70 L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

• a) un test de pression de fracturation ou un essai d’intégrité de la formation est effectué avant de forer à une profondeur de plus de dix mètres au-dessous du sabot de tout tubage autre que le tubage conducteur;
• b) le test ou l’essai est effectué avant de forer à une profondeur de plus de dix mètres par rapport au train de tubage précédent, si le forage doit être dévié;
• c) le test ou l’essai est effectué à une pression qui permet d’assurer la sécurité du forage jusqu’à la prochaine profondeur du tubage et de vérifier que le ciment au niveau du sabot est adéquat avant de poursuivre le forage.

Achèvement, mise à l’essai et exploitation

71 (1) L’exploitant d’un puits veille au respect des exigences suivantes :

• a) le puits est achevé, mis à l’essai et exploité d’une façon sécuritaire qui permet une récupération maximale des hydrocarbures sans gaspillage ni pollution tout au long de son cycle de vie;
• b) chaque intervalle de complétion est isolé de tout autre intervalle perméable ou poreux traversé par le puits, sauf dans le cas de production mélangée;
• c) le cas échéant, la production de sable, de carbonate ou d’autres solides est contrôlée, ne présente aucun danger et ne cause pas de gaspillage;
• d) la profondeur de mise en place de chaque garniture d’étanchéité est aussi grande que possible et fait en sorte que toute fuite du tubage de production sous la garniture d’étanchéité sera contenue par l’enveloppe de barrière à l’extérieur du tubage;
• e) la formation et tout presse-étoupe sont capables de résister aux pressions et aux températures attendues tout au long du cycle de vie du puits;
• f) dans la mesure du possible, si l’état mécanique du puits peut nuire à l’injection de fluides ou à la production d’hydrocarbures, les corrections nécessaires sont effectuées;
• g) le profil d’injection ou de production du puits est amélioré ou l’intervalle de complétion est modifié si cela est nécessaire pour prévenir le gaspillage;
• h) le puits est exploité soit comme un puits à gisement simple, soit comme un puits à gisements multiples séparés si la différence entre les caractéristiques de pression et d’écoulement de plusieurs gisements peut nuire à la récupération des hydrocarbures à partir d’un des gisements;
• i) durant les travaux d’achèvement du puits et avant le retrait de l’équipement de contrôle de la pression et le transfert des responsabilités liées à l’exploitation, tous les éléments de barrière sont soumis à la pression maximale à laquelle ils sont susceptibles d’être exposés et, si possible, à une épreuve sous pression dans le sens du débit;
• j) après tout travail de reconditionnement ou d’intervention, tous les éléments de barrière exposés sont soumis à une épreuve de pression.

Puits à gisements multiples séparés

(2) L’exploitant d’un puits à gisements multiples séparés veille au respect des exigences suivantes :

• a) à la fin des travaux d’achèvement du puits, la séparation des gisements à l’intérieur comme à l’extérieur du tubage est vérifiée;
• b) s’il y a des motifs de douter de la séparation des gisements, un essai de séparation est effectué dès que les circonstances le permettent.

Définition de puits à gisements multiples

(3) Au présent article, puits à gisements multiples s’entend du puits achevé dans plus d’un gisement.

Tube de production

72 L’exploitant veille à ce que le tube de production utilisé dans un puits soit conçu et entretenu de manière à être compatible avec les fluides auxquels il sera exposé, à résister aux conditions, forces et contraintes maximales prévues et à maximiser la récupération des hydrocarbures du gisement.

Travaux et production sécuritaires

73 L’exploitant veille à ce que des procédures et de l’équipement soient en place pour reconnaître et contrôler les conditions d’exploitation normales et anormales, pour permettre le déroulement sécuritaire et contrôlé des travaux relatifs à un puits et de la production et pour prévenir la pollution.

Mesurage

Débit, volume et quantité

74 (1) Sauf disposition contraire précisée dans l’approbation visée au paragraphe 15(2), l’exploitant veille à ce que soient mesurés :

• a) le débit et le volume des fluides produits par chaque puits;
• b) le débit et le volume des fluides et des déchets injectés dans chaque puits;
• c) la quantité de fluides éliminés.

Exigences pour le mesurage

(2) Il veille à ce que le mesurage soit effectué conformément au système d’écoulement, à la méthode de calcul du débit et à la méthode de répartition du débit approuvés au titre du paragraphe 15(2).

Répartition de la production regroupée

75 (1) L’exploitant veille à ce que soient réparties au prorata la production regroupée de pétrole, de gaz et d’eau des puits et l’injection de fluides dans les puits, conformément au système d’écoulement, à la méthode de calcul du débit et à la méthode de répartition du débit approuvés au titre du paragraphe 15(2).

Répartition des volumes de production ou d’injection

(2) S’agissant d’un puits dont l’achèvement est réalisé sur plusieurs gisements ou couches, l’exploitant veille à ce que les volumes de production ou d’injection du puits soient répartis au prorata pour chaque gisement ou couche selon la méthode de répartition du débit approuvée au titre du paragraphe 15(2).

Essais et entretien

76 (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

• a) les compteurs et les équipements connexes du système d’écoulement sont entretenus et étalonnés de manière à assurer l’exactitude des mesures;
• b) les équipements utilisés pour étalonner le système d’écoulement sont étalonnés conformément aux règles de l’art en matière de mesurage;
• c) tout composant du système d’écoulement pouvant avoir des effets sur l’exactitude ou sur l’intégrité du système d’écoulement dont le fonctionnement n’est pas conforme aux spécifications du fabricant est réparé ou remplacé sans délai. En cas de retard inévitable, des mesures correctives sont prises entre-temps pour réduire au minimum ces effets.

Notification

(2) L’exploitant veille à ce qu’un agent du contrôle de l’exploitation soit avisé, dès que les circonstances le permettent, de toute modification, défectuosité ou défaillance d’un composant du système d’écoulement qui pourrait avoir des effets sur l’exactitude du système d’écoulement et des mesures correctives prises.

Étalonnage

77 L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

• a) un agent du contrôle de l’exploitation est avisé au moins trente jours à l’avance, ou dans le délai convenu par écrit avec le délégué à l’exploitation, de l’étalonnage d’un compteur étalon de transfert ou d’un compteur général lié à celui-ci;
• b) une copie du certificat d’étalonnage est remise au délégué à l’exploitation dès que les circonstances le permettent après l’étalonnage.

Essais au prorata

78 S’agissant d’un puits d’exploitation, l’exploitant veille à ce que le puits soit soumis à un nombre suffisant d’essais au prorata permettant de mesurer le débit des fluides produits pour déterminer avec exactitude la répartition de la production de pétrole, de gaz et d’eau par gisement et par couche.

Rationalisation de la production

Gestion des ressources

79 L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

• a) la récupération des hydrocarbures d’un gisement ou d’une couche est maximisée selon les bonnes pratiques de l’industrie pétrolière;
• b) les puits sont disposés et exploités de manière à permettre la récupération maximale des hydrocarbures d’un gisement ou d’une couche;
• c) s’il y a lieu de croire que le forage intercalaire ou la mise en œuvre d’un plan de récupération assistée permettrait d’accroître la récupération des hydrocarbures d’un gisement ou d’un champ, ces méthodes font l’objet d’une étude qui est remise à l’Office.

Production mélangée

80 (1) Il est interdit à l’exploitant de se livrer à une production mélangée, sauf en conformité avec l’approbation accordée en vertu du paragraphe (2).

Approbation de l’Office

(2) L’Office approuve la production mélangée si l’exploitant démontre que celle-ci permettra de maximiser la récupération des hydrocarbures.

Mesure et répartition

(3) L’exploitant qui se livre à une production mélangée veille à ce que le volume total et le taux de production de chaque fluide produit soient mesurés et que le volume pour chaque gisement ou chaque couche soit réparti conformément aux exigences prévues aux articles 74 à 78.

Projet pilote

81 (1) L’exploitant peut établir et mettre en œuvre un projet pilote qui fait intervenir une technologie permettant de déterminer la production commerciale de pétrole à partir d’un gisement, d’un champ ou d’une couche accessible depuis une installation de production visée par un plan de mise en valeur approuvé afin d’obtenir des renseignements sur le rendement du réservoir, de la production, ou de la technologie employée dans le but d’optimiser le rendement sur la production selon le plan de mise en valeur approuvé ou de déterminer si ce plan doit être modifié à des fins d’optimisation de la production.

Durée

(2) L’Office établit la durée du projet pilote en fonction du temps requis pour atteindre les objectifs énoncés.

Fin du projet pilote

(3) Au terme du projet pilote, l’exploitant veille à ce que les activités de production liées au projet cessent.

Interdiction de brûler ou d’évacuer du gaz

82 Il est interdit à l’exploitant de brûler du gaz à la torche ou d’évacuer du gaz dans l’atmosphère, sauf dans les cas suivants :

• a) le brûlage ou l’évacuation est permis par l’Office dans l’autorisation ou aux termes de l’approbation accordée au titre du paragraphe 62(5);
• b) le brûlage ou l’évacuation est nécessaire en vue de remédier à toute situation d’urgence pouvant présenter un risque grave pour la santé ou la sécurité des personnes, auquel cas l’Office en est avisé, dès que les circonstances le permettent, avec indication du volume brûlé ou évacué.

Limite d’évacuation

83 (1) L’exploitant veille à ce que le volume de gaz évacué aux termes de l’alinéa 82a) ne dépasse pas, par installation, au cours d’une année, 15 000 m³ normalisés de gaz.

Capture ou évacuation d’émissions

(2) Il veille à ce que les émissions de gaz provenant des joints d’un compresseur centrifuge ou d’un compresseur alternatif dans une installation soient :

• a) ou bien captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction du gaz;
• b) ou bien dirigées vers des évents qui les libèrent dans l’atmosphère.

Mesure du débit des émissions

(3) Il veille à ce que le débit des émissions de gaz provenant des évents visés à l’alinéa (2)b) soit mesuré au moyen d’un dispositif de surveillance continue.

Exigences du dispositif de surveillance continue

(4) Le dispositif de surveillance continue répond aux exigences suivantes :

• a) il est étalonné conformément aux recommandations du fabricant pour permettre une prise de mesures avec une marge d’erreur maximale de ±10 %;
• b) il fonctionne de façon continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;
• c) il est équipé d’une alarme qui se déclenche quand la limite du débit applicable prévue aux paragraphes (5) et (6) pour les évents d’un compresseur est atteinte.

Compresseur centrifuge

(5) La limite du débit des émissions provenant des évents d’un compresseur centrifuge de l’installation est :

• a) s’il est installé avant le 1^er janvier 2023 :
  • (i) 0,68 m³ normalisé/min, si sa puissance au frein nominale est supérieure ou égale à 5 MW,
  • (ii) 0,34 m³ normalisé/min, si sa puissance au frein nominale est inférieure à 5 MW;
• b) s’il est installé le 1^er janvier 2023 ou après cette date, 0,14 m³ normalisé/min.

Compresseur alternatif

(6) La limite du débit des émissions provenant des garnitures de tiges et des pièces d’écartement d’un compresseur alternatif de l’installation est :

• a) s’il est installé avant le 1^er janvier 2023, égale au produit de 0,023 m³ normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur;
• b) s’il est installé le 1^er janvier 2023 ou après cette date, égale au produit de 0,001 m³ normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur.

Mesures correctives

(7) Si l’alarme visée à l’alinéa (4)c) se déclenche, l’exploitant veille à ce que des mesures correctives soient prises dès que les circonstances le permettent afin de ramener le débit dans la limite applicable.

Interdiction de brûler du pétrole

84 Il est interdit à l’exploitant de brûler du pétrole, sauf dans les cas suivants :

• a) le brûlage est permis par l’Office aux termes d’une autorisation ou de l’approbation accordée au titre du paragraphe 62(5);
• b) le brûlage est nécessaire en vue de remédier à toute situation d’urgence pouvant présenter un risque grave pour la santé ou la sécurité des personnes, auquel cas l’Office en est avisé, dès que les circonstances le permettent, avec indication des quantités brûlées.

Agent de traitement

Essai à petite échelle — alinéa 161.1(1)b) de la Loi

85 (1) Sont visées, pour l’application de l’alinéa 161.1(1)b) de la Loi, les exigences ci-après relatives à l’essai à petite échelle d’un agent de traitement :

• a) avant tout essai, l’exploitant obtient l’approbation du délégué à l’exploitation;
• b) au cours de l’essai, l’exploitant mesure et consigne la quantité d’agent de traitement utilisée, en surveille l’efficacité et évalue les facteurs ayant une incidence sur celle-ci;
• c) une fois l’essai terminé, il fournit au délégué à l’exploitation, par écrit et sans délai, les renseignements suivants :
  • (i) le volume de pétrole libéré et celui qui a été traité,
  • (ii) la quantité d’agent de traitement utilisée au cours de l’essai,
  • (iii) les circonstances présentes au moment de l’essai,
  • (iv) l’efficacité de l’utilisation de l’agent de traitement.

Conditions

(2) L’essai à petite échelle n’est approuvé que si les conditions suivantes sont remplies :

• a) l’exploitant démontre qu’une quantité minimale de l’agent de traitement sera utilisée dans le cadre de l’essai pour évaluer l’efficacité de son utilisation;
• b) dans le cas d’un essai souterrain extracôtier, l’exploitant démontre qu’en raison des conditions physiques et environnementales un essai en surface ne peut être effectué ou son efficacité ne peut être facilement démontrée.

Avantage environnemental net — paragraphe 161.1(3) de la Loi

(3) L’essai à petite échelle pour l’utilisation d’un agent de traitement ne peut être approuvé une fois que le délégué à l’exploitation a pris une décision concernant l’avantage environnemental net que pourrait procurer l’agent de traitement, pour cette utilisation, en application du paragraphe 161.1(3) de la Loi.

Approbation verbale ou écrite

(4) L’approbation du délégué à l’exploitation est communiquée verbalement ou par écrit et toute approbation verbale est confirmée par écrit dès que les circonstances le permettent.

Facteurs d’approbation — paragraphe 161.1(3) de la Loi

86 (1) Sont visés, pour l’application du paragraphe 161.1(3) de la Loi, les facteurs ci-après, dont le délégué à l’exploitation tient compte pour déterminer si l’utilisation d’un agent de traitement procurera vraisemblablement un avantage environnemental net :

• a) l’évaluation de l’efficacité de l’agent de traitement exigée par l’alinéa 12(4)a);
• b) les circonstances visées à l’alinéa 12(4)b);
• c) les circonstances visées à l’alinéa 12(4)c);
• d) les méthodes et protocoles, visés à l’alinéa 12(4)d);
• e) le plan de surveillance visé à l’alinéa 12(4)g);
• f) les résultats de tout essai à petite échelle effectué conformément au paragraphe 85(1).

Normes et pratiques exemplaires

(2) L’exploitant veille à ce que l’agent de traitement soit utilisé conformément aux normes et aux pratiques exemplaires de l’industrie, compte tenu de l’environnement local.

Équipement et matériaux

(3) Il veille à ce que les équipements et les matériaux visés à l’alinéa 12(4)f) soient disponibles et entretenus conformément aux spécifications du fabricant et soient prêts à être utilisés en tout temps.

Mise en œuvre du plan de surveillance

(4) Il veille à ce que le plan de surveillance de l’utilisation de l’agent de traitement exigé par l’alinéa 12(4)g) soit mis en œuvre dès le début de l’utilisation de l’agent de traitement en cas de rejet.

Obligation d’informer le délégué à l’exploitation

(5) L’exploitant informe le délégué à l’exploitation de l’efficacité de l’agent de traitement, des effets de l’utilisation de l’agent de traitement sur l’environnement et de tout changement qui exigerait une modification de son utilisation.

Modification de l’approbation

87 (1) Le délégué à l’exploitation modifie l’approbation de l’utilisation d’un agent de traitement si des renseignements nouveaux indiquent qu’une modification de son utilisation est nécessaire afin que celle-ci procure vraisemblablement un avantage environnemental net.

Révocation de l’approbation

(2) Il révoque l’approbation si, malgré des modifications de l’utilisation, celle-ci ne procurera vraisemblablement pas un avantage environnemental net.

Cessation de l’exploitation du puits

Conditions de suspension ou d’abandon

88 (1) L’exploitant d’un puits dont l’exploitation est suspendue ou qui est abandonné veille à ce que ce puits soit facilement localisable et laissé dans un état tel :

• a) qu’il assure l’isolement de toute couche renfermant des hydrocarbures et de toute couche de pression distincte;
• b) qu’il prévient l’écoulement ou le rejet de fluides de formation du trou de sonde.

Isolement avant l’abandon ou la suspension

(2) Avant de suspendre l’exploitation d’un puits ou d’abandonner un puits, l’exploitant veille à ce que toutes les couches qui renferment des hydrocarbures et toutes les couches de pression distincte soient isolées et vérifie l’efficacité de l’isolement selon les méthodes prévues dans la demande d’approbation relative à un puits visée à l’alinéa 17(3)e).

Conditions additionnelles — suspension

89 L’exploitant d’un puits dont l’exploitation est suspendue veille à ce que le puits soit inspecté et surveillé pour en préserver l’intégrité et prévenir la pollution.

Conditions additionnelles — abandon

90 Au moment de l’abandon d’un puits, l’exploitant du puits veille à ce que le fond marin soit débarrassé de tout matériel ou équipement susceptible de nuire à l’environnement marin ou d’interférer avec les activités de pêche ou avec toute autre utilisation de la mer.

Conditions d’enlèvement d’une installation de forage

91 Il est interdit à l’exploitant d’une installation de forage d’enlever celle-ci d’un puits ou de la faire enlever, à moins :

• a) qu’il y ait eu cessation de l’exploitation du puits conformément au présent règlement;
• b) que l’enlèvement de l’installation de forage soit effectué d’urgence.

PARTIE 7

Projet de plongée

Définition de bateau de plongée léger

92 Dans la présente partie, bateau de plongée léger s’entend du petit navire ou navire secondaire équipé pour déployer des plongeurs à partir d’un navire principal.

Navire utilisé pour un projet de plongée

93 L’exploitant qui mène un projet de plongée veille à ce que les conditions ci-après soient remplies à l’égard d’un navire utilisé pour un projet de plongée :

• a) il peut remplir son rôle de soutien à la plongée et opérer en toute sécurité;
• b) il est conçu pour résister, sans perte de son intégrité structurelle ou sans défaillance de ses fonctions principales de sécurité, à toutes les conditions physiques et environnementales prévisibles propres à son emplacement, ou à toute combinaison prévisible de celles-ci, ou pour les éviter;
• c) il est un bâtiment assujetti à la Convention sur la sécurité au sens de l’article 2 de la Loi de 2001 sur la marine marchande du Canada et il est visé par un certificat de classification valide délivré par une société de classification;
• d) si un système de plongée permanent est installé sur le navire, celui-ci est visé par une notation de classe valide pour la plongée délivrée par la société de classification visée à l’alinéa c);
• e) un tiers compétent évalue l’arrimage de l’équipement utilisé pour la plongée qui est installé temporairement sur celui-ci et certifie que l’équipement est arrimé.

Système de positionnement dynamique

94 (1) L’exploitant qui mène un projet de plongée veille à ce que le système de positionnement dynamique du navire utilisé pour un projet de plongée :

• a) contienne des systèmes et des composants essentiels à la sécurité suffisamment séparés les uns des autres et pourvus de la redondance nécessaire pour maintenir la position du navire dans l’éventualité où se concrétise un scénario plausible d’incendie, d’inondation ou de défaillance d’équipement;
• b) soit pourvu de la redondance nécessaire pour protéger les plongeurs pendant la plongée.

Conception

(2) La conception du système de positionnement dynamique du navire utilisé pour un projet de plongée est fondée sur des analyses numériques et des essais sur modèles afin :

• a) qu’il contienne des systèmes pour surveiller son intégrité ainsi que les paramètres de fonctionnement du système essentiel et pour déclencher des alertes en cas de défaillance du système essentiel;
• b) que le point de référence de la position et le contrôle directionnel du navire puissent être maintenus dans les limites de tolérance spécifiées pour répondre aux exigences de conception opérationnelles liées à toutes les charges fonctionnelles et à toutes les charges environnementales auxquelles le système pourrait être soumis;
• c) dans le cas d’une plongée à saturation, qu’il puisse demeurer fonctionnel, advenant le cas où tous les composants situés dans un même compartiment étanche ou une même subdivision pare-feu du navire utilisé pour un projet de plongée sont rendus inopérants par suite d’un incendie ou d’une inondation.

Vérification

(3) Une fois la conception du système de positionnement dynamique terminée, l’exploitant veille à ce que soit effectuée une analyse des modes de pannes et de leurs effets pour vérifier que le système de positionnement dynamique répond aux exigences prévues aux paragraphes (1) et (2).

Entretien

(4) L’exploitant veille à ce que le système de positionnement dynamique soit entretenu de sorte qu’il continue de fonctionner conformément à ses spécifications de conception.

Bateau de plongée léger

95 (1) Si un bateau de plongée léger est utilisé dans le cadre d’un projet de plongée, l’exploitant veille à ce qu’il soit :

• a) propre à l’usage auquel il est destiné;
• b) conçu pour résister, sans perte de son intégrité structurelle ou sans défaillance de ses fonctions principales de sécurité, à toutes les conditions physiques et environnementales prévisibles propres à son emplacement, ou à toute combinaison prévisible de celles-ci, ou pour les éviter.

Équipement et système

(2) Dans le cas de toute plongée faite à partir d’un bateau de plongée léger, l’exploitant veille à ce que le navire de soutien de plongée :

• a) soit muni d’un équipement d’urgence, notamment un canot de secours rapide, permettant de secourir le bateau de plongée léger dans toute situation d’urgence prévisible;
• b) dispose d’un système de mise à l’eau et de récupération pour les bateaux de plongée légers qui a été vérifié et certifié par l’autorité, comme étant propre à l’usage auquel il est destiné.

PARTIE 8

Installations, puits, pipelines et navires

Installations

Généralités

Définitions

96 Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente partie.

Code MODU

L’annexe de la résolution A.1023(26) de l’Organisation maritime internationale, intitulée Recueil de règles relatives à la construction et à l’équipement des unités mobiles de forage au large, 2009. (MODU Code)

condition endommagée

Condition d’une plate-forme flottante qui a subi une avarie dont l’étendue est déterminée conformément aux règles applicables du Code MODU ou, s’agissant d’une plate-forme qui n’est pas une unité de forage mobile extracôtière, conformément aux règles applicables d’une société de classification. (damaged condition)

cuve de traitement

Radiateur, déshydrateur, séparateur, traiteur ou autre enceinte pressurisée utilisé dans la transformation ou le traitement des hydrocarbures produits. (process vessel)

installation sans surveillance

Installation habituellement inoccupée où, si des personnes s’y trouvent, elles effectuent des travaux opérationnels, de la maintenance ou des inspections qui ne nécessitent pas un séjour de plus d’une journée. (unattended installation)

limites d’exploitation

Limites, établies au moment de la conception de l’installation, notamment ses systèmes ou équipements, du pipeline ou du navire, selon le cas, qu’il peut soutenir en demeurant propre à l’usage auquel il est destiné compte tenu des conditions d’exploitation, notamment tout changement de ces conditions, de tous les modes d’exploitation et des effets de ces conditions et modes d’exploitation. (operating limits)

poste de contrôle

Espace de travail qui n’est pas occupé en permanence par du personnel, qui constitue un emplacement de remplacement par rapport au centre de contrôle et qui fournit le matériel de contrôle minimum nécessaire pour permettre la gestion des éléments essentiels de l’installation ou de systèmes-clés précis. (control station)

recueil IS

L’annexe de la résolution MSC.267(85) de l’Organisation maritime internationale, intitulée Recueil international de règles de stabilité à l’état intact, 2008. (IS Code)

résolution MSC.81(70) de l’OMI

L’annexe de la résolution MSC.81(70) de l’Organisation maritime internationale, intitulée Recommandation révisée sur la mise à l’essai des engins de sauvetage. (IMO Resolution MSC.81(70))

tirant d’air

Espace entre la surface la plus haute de l’eau ou de la glace dans des conditions environnementales extrêmes et la partie exposée la plus basse de l’installation qui n’est pas conçue pour supporter l’impact des vagues ou de la glace. (air gap)

vie utile

Période prévue à l’égard de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, pendant laquelle celle-ci sera utilisée aux fins prévues et entretenue comme prévu, mais sans réparations majeures. (design service life)

zone dangereuse

Aires d’une installation où se trouvent — ou sont susceptibles de se trouver — des mélanges de substances inflammables, explosives ou combustibles en quantité et pendant une durée suffisantes pour rendre nécessaire, en vue de la prévention des explosions et des incendies, la prise de précautions particulières lors du choix, de l’installation ou de l’utilisation des machines et de l’équipement électrique. (hazardous area)

Sécurité et protection de l’environnement

97 L’exploitant veille à ce que chaque installation, notamment ses systèmes et équipements, soit conçue, construite, installée, aménagée et mise en service, de sorte qu’elle soit propre à l’usage auquel elle est destinée et puisse être utilisée sans danger pour les êtres humains et l’environnement.

Installation — plan de certification

98 L’exploitant veille, pour satisfaire à l’exigence prévue à l’article 97 à l’égard de la conception, à ce que chaque installation, notamment ses systèmes et équipements, soit conçue conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)c)(i).

Assurance de la qualité

Programme d’assurance de la qualité

99 (1) L’exploitant veille à ce que chaque phase du cycle de vie d’une installation, de la conception à la désaffectation et l’abandon, soit effectuée conformément à un programme d’assurance de la qualité afin que l’installation, notamment ses systèmes et équipements, soit propre à l’usage auquel elle est destinée.

Exigences

(2) Pour ce faire, l’exploitant élabore et met en œuvre un programme d’assurance de la qualité qui répond aux exigences suivantes :

• a) il est exhaustif;
• b) il comprend un processus permettant d’atteindre les objectifs en matière de qualité et de répondre aux exigences prévues par le présent règlement;
• c) il fait état des orientations sur lesquelles il est fondé et comprend le processus permettant de les communiquer au personnel et à toute autre personne concernée;
• d) il prévoit les rôles, les responsabilités et les pouvoirs de toutes les personnes exerçant des fonctions à son égard, prévoit les processus visant à leur faire connaître ces rôles, responsabilités et pouvoirs et veille à les faire respecter;
• e) il comprend des processus permettant d’établir et de tenir à jour les objectifs quantifiables et les indicateurs de rendement qui s’appliquent à lui;
• f) il comprend des processus de vérifications internes et d’examens périodiques à son égard permettant de cerner les points à améliorer, ainsi que les mesures correctives à prendre si des lacunes sont constatées;
• g) il comprend des processus en vue de préserver son intégrité si des changements sont planifiés ou mis en œuvre;
• h) il comprend des processus permettant de faire rapport à l’interne et à l’externe sur son rendement;
• i) il prévoit les ressources qui sont nécessaires pour assurer la conformité aux exigences prévues au présent article.

Documentation

(3) L’exploitant est tenu de documenter les processus et les orientations exigés par le présent article et de veiller à ce qu’ils soient facilement accessibles pour consultation et examen.

Organisation

(4) La documentation relative au programme est organisée et présentée d’une manière logique pour en faciliter la compréhension et pour assurer l’application efficace du programme.

Processus et procédures

(5) Au présent article, est assimilé au processus toute procédure nécessaire pour le mettre en œuvre.

Permis de travail

Exigence

100 (1) L’exploitant veille à ce que tout permis de travail exigé par la présente partie soit délivré sur support papier ou électronique et comprenne les renseignements suivants :

• a) le nom de la personne qui le délivre;
• b) le nom de la personne à qui il est délivré;
• c) les périodes durant lesquelles il est valide;
• d) l’activité qu’il vise, le lieu prévu pour l’exercice de celle-ci et toute condition à laquelle cet exercice est assujetti;
• e) les circonstances entourant l’exercice de l’activité visée pouvant avoir un effet sur les risques pour la sécurité et pour l’environnement que celle-ci présente, notamment :
  • (i) les conditions physiques et environnementales,
  • (ii) toute entrave à l’utilisation adéquate du système ou de l’équipement,
  • (iii) le déroulement d’autres activités dans la région où l’activité est exercée et, le cas échéant, tout permis ou certificat associés à ces autres activités.

Signature

(2) Le permis de travail porte la signature de la personne qui le délivre et de toute personne qui participe à l’activité qu’il vise, ces signatures valant confirmation du fait que ces personnes ont lu et compris le contenu du permis.

Obligations de l’exploitant

101 (1) L’exploitant veille :

• a) à ce que toute activité dont l’exercice est subordonné à l’obtention d’un permis de travail soit exercée conformément à ce permis;
• b) à ce que tout permis de travail délivré soit facilement accessible pendant la durée de l’activité qu’il vise.

Conservation

(2) L’exploitant conserve une copie de tout permis de travail délivré pendant au moins trois ans après le jour où l’activité visée est achevée.

Analyses de conception et évaluations des risques

Innovations

102 (1) L’exploitant veille à ce que toute technologie employée, notamment dans les matériaux, les méthodes de conception, les techniques d’assemblage ou les méthodes de construction, qui n’a pas été préalablement utilisée dans des situations comparables ne soit utilisée à l’égard de l’installation que si, à la fois :

• a) des études d’ingénierie, des prototypes ou des essais sur modèles démontrent que cette technologie est sécuritaire et propre à l’usage auquel elle est destinée;
• b) la technologie est vérifiée par un tiers compétent, conformément aux normes et pratiques exemplaires de l’industrie pour la qualification de la technologie.

Programme de qualification de la technologie

(2) L’exploitant élabore un programme de qualification de la technologie qui prévoit les mesures d’inspection et de surveillance du rendement nécessaires pour déterminer l’efficacité de toute technologie visée au paragraphe (1) qu’il entend utiliser.

Mise en œuvre et mise à jour

(3) L’exploitant veille à ce que le programme soit mis en œuvre et mis à jour périodiquement.

Conditions physiques et environnementales

103 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit conçue pour résister à toutes les conditions physiques et environnementales prévisibles, propres à son emplacement, ou à toute combinaison prévisible de celles-ci, ou les éviter, afin que son intégrité structurelle ou celle de ses systèmes et équipements essentiels pour la sécurité et pour l’environnement ne soit pas compromise.

Critères

(2) L’exploitant veille à ce que la conception des installations soit fondée sur des critères déterminés au moyen de données probantes, spécifiques à la région et à l’emplacement, d’analyses statistiques et de modélisations portant notamment sur les conditions physiques et environnementales suivantes :

• a) les conditions océanographiques, notamment les dangers potentiels pour la navigation qui sont totalement ou partiellement submergés;
• b) les conditions météorologiques, notamment le nombre d’heures de clarté;
• c) les conditions géotechniques et les géorisques;
• d) l’état des glaces et toute autre condition associée aux régions froides;
• e) toutes autres conditions physiques ou environnementales ou tous autres phénomènes naturels pouvant nuire à l’installation.

Présence de glace

(3) L’exploitant veille à ce que l’installation exploitée où il peut y avoir des glaces soit conçue de manière :

• a) à réduire au minimum ou éviter la charge environnementale liée aux glaces ou à l’accumulation de glace et de neige sur l’installation, notamment ses parties structurelles;
• b) à éviter que l’état des glaces nuise au fonctionnement des systèmes et des équipements essentiels pour la sécurité et pour l’environnement;
• c) à protéger les tubes prolongateurs, les systèmes de déchargement et les autres systèmes sous-marins;
• d) s’agissant d’une plate-forme mobile extracôtière ou d’un navire :
  • (i) à empêcher l’endommagement des systèmes de propulsion ou de positionnement,
  • (ii) à assurer un passage sécuritaire dans les eaux encombrées de glace.

Redondance

(4) L’exploitant veille à ce qu’il y ait redondance de toutes mesures utilisées afin de répondre à l’exigence prévue à l’alinéa (3)a).

Plan de certification

(5) Il veille à ce que l’installation exploitée dans un climat froid soit conçue et exploitée conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)c)(ii).

Conception

(6) La conception de l’installation exploitée dans un climat froid comprend des mesures pour répondre aux exigences suivantes :

• a) assurer son fonctionnement dans ce climat, notamment en cas de changements aux propriétés des fluides;
• b) assurer le fonctionnement des systèmes et équipements essentiels à la sécurité et à la protection de l’environnement dans ce climat, notamment ceux qui sont nécessaires pour assurer l’exploitation en cas d’urgence;
• c) prévenir tout impact ou dommage aux fils électriques dans les espaces ouverts ou non chauffés et assurer qu’ils conservent leurs propriétés dans les conditions climatiques froides.

Conception selon l’usage et l’emplacement

104 (1) L’exploitant veille à ce que les composants structurels de chaque installation ainsi que ses structures auxiliaires, notamment les patins et les modules, soient conçus pour l’usage et l’emplacement prévus, compte tenu de ce qui suit :

• a) la nature des activités qui seront effectuées sur l’installation et autour de celle-ci et des dangers qui y sont associés;
• b) les propriétés des matériaux et les dimensions de l’installation susceptibles de varier au fil du temps;
• c) les modes de pannes;
• d) les facteurs de sécurité applicables.

Analyses, essais, modélisation et enquêtes

(2) La conception des composants structurels de l’installation et de ses structures auxiliaires, notamment les patins et les modules, est fondée sur les analyses, les essais sur modèles, la modélisation numérique et les enquêtes faites sur le terrain qui sont nécessaires pour connaître le comportement de l’installation et du sol qui la supporte ou qui supporte son système d’amarrage, dans toutes les conditions prévisibles d’exploitation, de construction, de transport et d’installation et sous toutes les charges prévisibles pendant la durée de vie utile de l’installation, notamment tous les géorisques potentiels.

Conception

(3) Les composants structurels de l’installation et ses structures auxiliaires, notamment les patins et les modules, sont conçus pour :

• a) supporter les charges extrêmes pouvant survenir pendant leur construction et leur utilisation prévue;
• b) fonctionner comme prévu pendant leur utilisation, sous toutes les charges normales prévues;
• c) résister aux charges répétées;
• d) empêcher que les dommages qu’ils subissent soient disproportionnés à leur cause;
• e) empêcher que les dommages localisés à toute partie de l’installation puissent entraîner une perte graduelle ou complète de leur intégrité structurelle;
• f) advenant que des dangers prévisibles causent des dommages majeurs, maintenir l’intégrité structurelle pendant le temps nécessaire pour évacuer les personnes en toute sécurité;
• g) s’agissant d’une plate-forme flottante : 
  • (i) être suffisamment stable en cas d’avarie et comprendre une réserve de flottabilité suffisante de sorte que si des scénarios plausibles d’inondation non voulue se concrétisent, l’inondation n’entraînerait pas la perte de la structure,
  • (ii) être pourvu de la redondance nécessaire dans les systèmes de maintien en position de sorte que la structure puisse supporter la perte d’un composant de maintien en position;
• h) s’agissant d’une plate-forme mobile extracôtière auto-élévatrice, supporter toutes les charges auxquelles celle-ci pourrait être soumise dans chaque mode d’exploitation, notamment en position haute et pendant l’enlèvement.

Charges accidentelles

(4) Pour l’application des alinéas (3)d) à f) et h), la conception tient compte de tous les scénarios plausibles de charges accidentelles, notamment les collisions entre l’installation et un navire ou un aéronef.

Conditions de sécurité et de survie

105 L’exploitant veille, compte tenu des résultats des analyses, des essais sur modèles, des modélisations numériques et des enquêtes visés au paragraphe 104(2), au respect des exigences suivantes :

• a) toutes les conditions physiques et environnementales qui pourraient présenter un danger pour l’installation sont documentées et communiquées aux membres du personnel concernés;
• b) des limites environnementales pour l’exploitation sécuritaire de l’installation sont définies, incluses dans les procédures et modes d’emploi et communiquées aux membres du personnel concernés;
• c) des mesures pour déceler, éviter, prévenir et gérer les dangers environnementaux et en atténuer les effets sont élaborées et mises en œuvre durant les opérations et, au besoin, incorporées dans la conception de l’installation.

Évaluation des risques — incendie, explosion, gaz dangereux

106 (1) L’exploitant veille à ce qu’une évaluation des risques d’incendie et d’explosion ainsi que des risques associés aux gaz dangereux et leur confinement soit effectuée pour toute installation afin de déterminer :

• a) les types d’incendies, d’explosions et d’émanations de gaz dangereux qui pourraient se produire, leurs sources potentielles et leurs conséquences en l’absence de mesures d’atténuation, y compris les charges d’incendie et les effets de souffle, ainsi que la probabilité qu’ils se produisent;
• b) les mesures à incorporer dans la conception de l’installation pour éliminer, dans la mesure du possible, les dangers associés aux incendies, aux explosions et aux émanations de gaz dangereux;
• c) les mesures de contrôle nécessaires pour réduire au niveau le plus bas possible les risques découlant de ces dangers si ceux-ci ne peuvent être éliminés au moyen de mesures de conception.

Éléments à considérer

(2) Pour l’application des alinéas (1)b) et c), l’évaluation tient compte des éléments suivants :

• a) la disposition générale de l’installation;
• b) les activités de production et de transformation, notamment les travaux relatifs à un puits;
• c) les limites opérationnelles;
• d) la durée et le type d’incendie, d’explosion ou d’émanations de gaz dangereux;
• e) la nécessité de prévoir les moyens de détection :
  • (i) des émanations de gaz dangereux des sources potentielles visées à l’alinéa (1)a),
  • (ii) des débuts d’incendie à ces sources;
• f) la nécessité d’isoler et d’entreposer en toute sécurité les matières dangereuses comme du carburant, des explosifs et des produits chimiques;
• g) la nécessité de prévoir des moyens de fuite, d’évacuation et de sauvetage sécuritaires en cas d’incendie, d’explosion ou d’émanations de gaz dangereux;
• h) la nécessité d’assurer les niveaux de fermeture d’urgence de l’installation et de ses systèmes et équipements, advenant que des débuts d’incendies ou des émanations de gaz dangereux soient détectés.

Fiabilité et disponibilité

107 (1) L’exploitant démontre la fiabilité et la disponibilité des systèmes de l’installation dont la défaillance pourrait causer un événement accidentel majeur ou y contribuer, ou qui vise à prévenir ou à atténuer les effets d’un tel événement, au moyen d’évaluations du risque et de la fiabilité réalisées selon des techniques reconnues à l’échelle internationale.

Redondances et mesures

(2) Les évaluations du risque et de la fiabilité prévoient les redondances et mesures nécessaires pour prévenir toute défaillance des systèmes visés au paragraphe (1), y compris les redondances et mesures exigées par la présente partie à l’égard de ces systèmes.

Résultats des évaluations

(3) L’exploitant veille à ce que les résultats des évaluations du risque et de la fiabilité soient pris en compte dans la conception de l’installation et de ses systèmes et équipements et soient consignés dans les manuels d’utilisation et d’entretien les concernant, notamment le manuel d’exploitation visé à l’article 153.

Installations — conception, aménagement, transport et autres exigences

Programme de surveillance de l’environnement

108 (1) L’exploitant élabore un programme de surveillance de l’environnement qui vise la collecte en quantité suffisante et la mise à jour de données sur les conditions physiques et environnementales afin :

• a) de faciliter, au cours de toute activité, la détermination des dangers et l’évaluation des risques pour la sécurité ou pour l’environnement qui sont connexes à ces dangers;
• b) de permettre que des mesures de contrôle soient mises en œuvre, en temps opportun, pour faire face aux risques relevés, notamment le plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12.

Équipement

(2) Pour l’application du paragraphe (1), l’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée de l’équipement permettant d’observer, de mesurer, de prévoir les conditions physiques et environnementales, d’enregistrer des données sur ces conditions et d’obtenir des données additionnelles de sources externes sur ces conditions.

Accès aux données

(3) Il veille à ce que les données visées au paragraphe (1) qui peuvent avoir une incidence sur la sécurité et sur la protection de l’environnement soient consignées dans un dossier et fournies aux personnes qui le demandent.

Mise en œuvre et mise à jour

(4) Il veille à ce que le programme de surveillance soit mis en œuvre et mis à jour périodiquement.

Entretien

109 L’exploitant veille à ce que chaque installation soit conçue et équipée de manière à en permettre l’inspection, la surveillance, la mise à l’essai et l’entretien, notamment au moyen :

• a) de l’identification et du marquage des zones à inspecter;
• b) d’un accès sécuritaire aux zones à inspecter;
• c) s’agissant d’une installation qui n’est pas censée être périodiquement mise en cale sèche, des moyens destinés à faciliter l’inspection sur place de la coque et des composants qui se trouvent sous l’eau;
• d) d’un accès sécuritaire aux équipements sous-marins.

Matériaux

110 (1) L’exploitant veille à ce que les matériaux utilisés dans chaque installation soient :

• a) propres à l’usage auquel ils sont destinés et adaptés aux conditions auxquelles ils pourraient être soumis, y compris dans les situations d’urgence prévisibles;
• b) incombustibles, sauf si des propriétés essentielles ne se retrouvent que dans des matériaux combustibles ou si l’utilisation de matériaux combustibles n’augmente pas le risque pour la sécurité;
• c) choisis de sorte qu’en cas d’incendie ou d’explosion, leur utilisation n’augmentera pas le risque pour la sécurité dans tout lieu adjacent, notamment le risque d’exposition à des vapeurs ou à de la fumée toxiques.

Définition de incombustible

(2) Au présent article, incombustible se dit du matériau qui ne brûle pas ou ne dégage pas de gaz ou de vapeurs inflammables en quantité suffisante pour s’enflammer spontanément s’il est chauffé à 750 °C.

Protection passive contre les incendies et le souffle

111 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit conçue de manière à fournir une protection passive contre les incendies et le souffle.

Conception de la protection passive contre les incendies

(2) La conception de la protection passive contre les incendies :

• a) ne tient pas compte de l’effet refroidissant de l’équipement actif de lutte contre les incendies;
• b) tient compte des besoins en matière d’inspection et d’entretien des composants de cette protection et des structures, divisions et équipements qu’elle est censée protéger.

Division

(3) L’exploitant veille à ce que l’installation soit divisée de sorte que des espacements et des barrières préviennent les événements accidentels ainsi que les charges cernées dans le cadre de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1), ou en atténuent les effets.

Barrières — plan de certification

(4) Il veille à ce que les barrières soient conçues, aménagées, installées et entretenues conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)c)(iii).

Barrières — exigences

(5) La conception, l’aménagement, l’installation et l’entretien des barrières doivent répondre aux exigences suivantes :

• a) prévenir la propagation de l’incendie, de la fumée, des explosions et des gaz dangereux ainsi que leurs effets dans tout lieu adjacent;
• b) protéger les personnes contre les incendies, la fumée et les explosions pendant le temps nécessaire pour qu’elles puissent se réfugier dans un refuge temporaire;
• c) assurer l’intégrité des refuges temporaires de l’installation et de tout matériel connexe servant à la communication, au commandement, à la surveillance, au contrôle et à l’évacuation pendant le temps nécessaire, déterminé conformément aux études visées à l’article 115;
• d) protéger les éléments essentiels de sécurité et les équipements qui doivent rester opérationnels en cas d’urgence, de toute défaillance ou défectuosité qui augmenterait les risques pour la sécurité ou pour l’environnement;
• e) maintenir l’intégrité structurelle pendant le temps nécessaire pour évacuer les personnes en toute sécurité.

Barrières — dessins techniques

(6) Les niveaux de protection que doivent offrir les barrières tiennent compte des résultats de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1) et les dessins techniques de l’installation décrivent les barrières et en montrent la disposition.

Barrières — pénétrations et ouvertures

(7) Les barrières doivent être exemptes de pénétrations ou d’ouvertures, sauf si les conditions suivantes sont réunies :

• a) les pénétrations et les ouvertures sont nécessaires pour le fonctionnement de l’installation;
• b) les barrières sont équipées de sorte que leur résistance globale au feu et au souffle est maintenue malgré les pénétrations et les ouvertures;
• c) des moyens permettant d’activer manuellement tout dispositif de fermeture sont situés en dehors de l’espace protégé.

Composants des barrières

(8) L’exploitant veille à ce que les composants des barrières soient certifiés par un tiers compétent.

Cloisons — installation de production

(9) Sauf s’il peut démontrer que d’autres caractéristiques combinées de l’installation de production offrent au moins le même niveau de protection, l’exploitant veille à ce que les cloisons ci-après puissent empêcher le passage de la fumée et des flammes et limiter la hausse de température subie par la face non exposée à une hausse moyenne de 139 °C et maximale de 180 °C en sus de la température initiale après cent vingt minutes d’exposition à un incendie d’hydrocarbures :

• a) les cloisons extérieures des refuges temporaires, du centre de contrôle principal et des postes de contrôle faisant face aux zones de production ou aux têtes de puits, des aires d’habitation, des aires d’embarquement et des postes d’évacuation, à l’exclusion des aires d’atterrissage pour aéronefs;
• b) les cloisons qui séparent la tête de puits et les zones de transformation des autres parties de l’installation.

Règles des sociétés de classification

(10) L’exploitant veille à ce que la protection passive contre les incendies et le souffle de toute installation, autre qu’une installation visée par un certificat de classification valide délivré par une société de classification, soit au moins équivalente à celle prévue aux règles d’une société de classification pour une unité de forage mobile extracôtière.

Zones dangereuses et non dangereuses

112 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit divisée en zones dangereuses et non dangereuses, selon les activités qui y seront menées et les dangers associés à ces activités.

Classification des zones dangereuses

(2) À la suite de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1), il veille à ce que chaque zone dangereuse soit classée au moyen d’un système exhaustif et documenté.

Séparation des zones

(3) Il veille à ce que soient séparées les zones dangereuses des zones non dangereuses ainsi que les zones dangereuses de classes différentes.

Accès direct et ouverture

(4) Il veille à éviter, dans la mesure du possible, tout accès direct ou toute autre ouverture entre les zones dangereuses et les zones non dangereuses ainsi qu’entre les zones dangereuses de classes différentes, à défaut de quoi il veille à réduire au minimum l’accès direct ou l’ouverture entre ces zones.

Contrôle de l’écoulement de l’air entre les zones

(5) Il veille à ce que tout accès direct ou toute autre ouverture entre les zones soient conçus de manière à empêcher un écoulement incontrôlé de l’air entre les zones.

Tuyauterie

(6) Il veille à ce que la tuyauterie soit conçue pour empêcher la communication directe entre les zones dangereuses et les zones non dangereuses ainsi qu’entre les zones dangereuses de classes différentes.

Ventilation des zones dangereuses fermées

113 (1) L’exploitant veille à ce que toute zone dangereuse fermée de l’installation soit ventilée de sorte que :

• a) le remplacement de l’air se fasse à un rythme suffisant pour empêcher des accumulations de gaz dangereux dans la zone dangereuse fermée;
• b) l’air qui pénètre dans la zone dangereuse fermée provienne d’une zone non dangereuse;
• c) l’air évacué de la zone dangereuse fermée n’augmente pas le niveau de danger dans une zone dangereuse existante ou ne crée pas de danger dans une zone non dangereuse;
• d) le système de ventilation de toute zone dangereuse fermée soit séparé de celui de toute zone non dangereuse.

Système de ventilation mécanique

(2) Lorsqu’un système de ventilation mécanique est utilisé pour l’application du paragraphe (1), l’exploitant veille à ce que l’air de la zone dangereuse fermée soit maintenu à une pression inférieure à celle de toute zone adjacente qui est une zone non dangereuse ou une d’une classe inférieure.

Évacuation de l’air d’une zone dangereuse fermée

(3) Il veille à ce que l’air extrait d’une zone dangereuse fermée soit évacué vers une zone extérieure qui serait non dangereuse ou d’une classe égale ou inférieure à la zone dangereuse fermée si elle n’en recevait pas l’air.

Pression différentielle et fonctionnalité

(4) Il veille à ce que soient installés pour chaque système de ventilation d’une zone dangereuse des dispositifs de mesure qui permettent de surveiller les pertes de pression différentielle de ventilation et de fonctionnalité du système de ventilation et, le cas échéant, déclenchent des alarmes sonores et visuelles aux points de contrôle d’où est surveillé le système en cause après une période d’attente d’au plus trente secondes.

Pression supérieure à la pression atmosphérique

(5) Il veille à ce que le centre de contrôle principal et toutes les aires d’habitation de l’installation soient :

• a) maintenus à une pression supérieure à la pression atmosphérique;
• b) munis de sas à toutes les portes extérieures qui fournissent un accès principal au centre de contrôle ou aux aires d’habitation;
• c) munis de sas aux autres portes extérieures ou d’autres moyens qui permettent de maintenir une pression supérieure à la pression atmosphérique et de la surveiller.

Coupure de l’alimentation du système de ventilation mécanique

(6) Il veille à ce que l’alimentation du système de ventilation mécanique des zones dangereuses ainsi que des espaces de travail situés dans les zones non dangereuses et des aires d’habitation puisse être coupée depuis le poste de contrôle ainsi que d’un lieu qui est situé à l’extérieur de l’endroit ventilé et qui demeurera accessible advenant un incendie à cet endroit.

Conduites d’entrée et de sortie des systèmes de ventilation

(7) Il veille à ce que les principales conduites d’entrée et de sortie de tout système de ventilation puissent être fermées depuis un lieu qui est situé à l’extérieur de l’endroit ventilé et qui demeurera accessible advenant un incendie à cet endroit.

Système de ventilation dans une zone non dangereuse

(8) Il veille à ce que le système de ventilation d’une zone non dangereuse de l’installation soit muni de dispositifs d’urgence en cas de défaillance de la ventilation mécanique ou de détection de gaz dangereux, notamment :

• a) des dispositifs de mesure qui permettent de surveiller les pertes de pression différentielle de ventilation;
• b) des alarmes sonores et visuelles;
• c) des dispositifs d’isolement automatisés pour empêcher les gaz dangereux de pénétrer dans la zone non dangereuse;
• d) des dispositifs pour sceller à distance la zone non dangereuse — notamment les conduites d’entrée et de sortie de tous les systèmes de ventilation — depuis le poste de contrôle ainsi que d’un lieu situé à l’extérieur de la zone non dangereuse ventilée qui demeurera accessible advenant un incendie dans la zone.

Prévention de l’inflammation

114 (1) Afin d’éviter l’inflammation de substances inflammables, combustibles ou explosives sur l’installation, l’exploitant veille à ce que des mesures soient prises afin de prévenir la libération ou l’accumulation incontrôlées de telles substances, notamment en veillant à ce que les matériaux et les équipements soient aménagés de façon adéquate.

Conception — systèmes et équipements

(2) Il veille à ce que les systèmes et équipements utilisés dans les zones dangereuses soient conçus pour contrôler les sources d’inflammation et prévenir les incendies et les explosions compte tenu de la classe de la zone en cause déterminée au titre du paragraphe 112(2).

Autres exigences — équipement

(3) Il veille à ce que tout équipement situé dans une zone dangereuse soit classé pour usage dans cette zone et installé, ventilé et entretenu de façon à ce que son utilisation soit sécuritaire.

Distance sécuritaire

(4) Il veille à ce que tout équipement non classé pour usage dans une zone dangereuse ne puisse être utilisé qu’à une distance sécuritaire de toute substance inflammable, combustible ou explosive et soit muni de dispositifs de désactivation automatiques et manuels en cas de détection d’un incendie ou de gaz dangereux.

Équipement devant demeurer en service

(5) Il veille à ce que tout équipement qui doit demeurer en service en cas d’urgence associée à une libération de gaz soit classé comme s’il était situé dans une zone dangereuse.

Évaluation des risques

(6) En vue de répondre aux exigences visées aux paragraphes (1) à (5), l’exploitant veille à ce que les mesures de contrôle cernées dans le cadre de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1) soient mises en œuvre.

Citernes à cargaison

(7) Il veille à ce que le mélange des gaz à l’intérieur des citernes à cargaison soit maintenu à l’extérieur des limites d’explosivité et à ce que les systèmes liés à ces citernes soient conçus de manière à répondre aux exigences suivantes :

• a) ils préviennent les dangers associés aux incendies, aux gaz et aux explosions dans tous les modes de fonctionnement grâce à des mesures de contrôle suffisantes, notamment des alarmes et la redondance de ces mesures;
• b) ils font en sorte que les personnes concernées sont avisées s’ils subissent une dégradation.

Permis

(8) Le travail à chaud effectué sur une installation est subordonné à l’obtention d’un permis de travail.

Distances sécuritaires

(9) Le permis précise les distances sécuritaires à maintenir entre le travail à chaud et tout puits ou toute substance inflammable, combustible ou explosive.

Moyens de fuite, d’évacuation et de sauvetage

115 L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée de moyens sécuritaires de fuite, d’évacuation et de sauvetage, compte tenu des résultats de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1) et d’études de sécurité exhaustives et documentées.

Sorties, voies de secours et accès

116 (1) L’exploitant veille à ce que les aires de l’installation où se trouvent normalement des personnes comprennent au moins deux sorties liées chacune à une voie de secours qui donne un accès sécuritaire, direct et non obstrué aux refuges temporaires, aux postes de rassemblement, aux aires d’embarquement et à des postes d’évacuation, ainsi que des moyens pour permettre aux personnes de descendre de l’installation jusqu’à l’eau.

Sorties et voies de secours — distance

(2) Il veille à ce que les sorties soient aussi éloignées que possible les unes des autres de sorte qu’au moins une sortie, ainsi que la voie de secours qui lui est liée, soient praticables durant un événement accidentel.

Emplacement des voies de secours

(3) Il veille à ce que l’installation soit pourvue de voies de secours sur deux de ses côtés.

Évacuation sécuritaire

(4) Il veille à ce que les voies de secours menant de l’aire d’habitation et des refuges temporaires aux zones de rassemblement, aux aires d’embarquement et aux postes d’évacuation soient clairement indiquées et illuminées et pourvues d’une protection contre les incendies permettant l’évacuation sécuritaire des personnes dans le temps déterminé conformément aux études de sécurité visées à l’article 115.

Dimensions des voies de secours

(5) Il veille à ce que les voies de secours soient de dimensions suffisantes pour permettre le déplacement efficace du nombre maximal de personnes qui pourraient les emprunter ainsi que l’emploi sans obstruction de l’équipement de lutte contre les incendies et des civières, compte tenu du nombre maximal de personnes qui peuvent être logées sur l’installation durant les opérations courantes.

Refuges temporaires

(6) Il veille à ce que l’installation soit munie de refuges temporaires qui, en cas d’urgence, notamment dans le cas d’un événement accidentel :

• a) permettent d’accueillir toutes les personnes qui pourraient avoir besoin de s’y réfugier jusqu’à ce que l’événement accidentel soit réglé ou que les personnes soient évacuées;
• b) protègent ces personnes des dangers associés aux incendies, aux émanations de gaz et aux explosions pendant cette période;
• c) fournissent des moyens de communication, de commandement, de surveillance et de contrôle pendant cette période;
• d) fournissent la signalisation et l’éclairage nécessaires pour permettre l’évacuation sécuritaire des lieux.

Zones de sécurité

(7) Il veille à ce que l’aire d’habitation, le centre de contrôle principal et toutes les autres aires de l’installation qui doivent rester sécuritaires en cas d’urgence pour toute personne s’y trouvant, y compris les refuges temporaires, soient :

• a) conçus de manière à prévenir toute pénétration de substances dangereuses dans ces endroits;
• b) conçus et situés de manière à pouvoir être occupés pendant toute la période requise pour mettre en œuvre les procédures d’urgence et d’évacuation.

Vérifications périodiques

(8) L’exploitant vérifie périodiquement la conformité des refuges temporaires aux exigences prévues aux paragraphes (6) et (7) et consigne les constatations qui en découlent dans un dossier.

Engins de sauvetage de l’installation

117 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit équipée d’engins de sauvetage qui :

• a) sont en nombre suffisant et avec la redondance nécessaire, de sorte que leur disponibilité soit assurée en toute situation d’urgence;
• b) sont conformes aux exigences du recueil LSA et de la résolution MSC.81(70) de l’OMI comme si l’installation était un navire visé par ce recueil et par cette résolution.

Charges

(2) Il veille à ce que les engins de sauvetage puissent résister aux charges auxquelles ils peuvent être soumis lors de leur utilisation.

Poids et espace — exigences

(3) Il veille, aux fins de détermination du nombre de passagers que toute embarcation de sauvetage, tout radeau de sauvetage ou tout dispositif d’évacuation en mer peuvent accueillir, à ce qu’il soit tenu compte du poids des personnes portant des combinaisons d’immersion et de l’espace dont elles ont besoin,

Disposition et sélection

(4) Il veille à ce que la disposition et la sélection des engins de sauvetage soient fondées sur :

• a) les études de sécurité visées à l’article 115, notamment toute analyse d’évacuation et de fuite qui tient compte des événements accidentels majeurs;
• b) en cas de danger d’incendies, d’explosions ou d’émanations de gaz dangereux, les résultats de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1).

Emplacement

(5) Il veille à ce que des copies d’un plan montrant l’emplacement de tous les engins de sauvetage soient affichées à chaque installation, notamment dans le centre de contrôle principal et dans les aires d’habitation et les secteurs de travail.

Embarcations de sauvetage — disponibilité

(6) Il veille à ce que l’installation dispose d’embarcations de sauvetage qui :

• a) se trouvent à au moins deux endroits séparés, dont l’un est adjacent à un refuge temporaire;
• b) ont ensemble la capacité nécessaire pour accueillir le nombre total de personnes se trouvant sur l’installation advenant qu’une embarcation de sauvetage à l’un de ces endroits soit perdue ou inutilisable;
• c) s’agissant d’une plate-forme flottante, ont ensemble la capacité nécessaire pour accueillir le nombre total de personnes se trouvant sur la plate-forme, compte tenu de tout scénario plausible d’angle de gîte assorti de la plus défavorable des combinaisons de courants océaniques, de vagues et de forces du vent auxquels on peut s’attendre sur une période d’un an.

Embarcations de sauvetage — caractéristiques

(7) Il veille à ce que les embarcations de sauvetage soient des embarcations complètement fermées ou à mises à l’eau en chute libre et à ce qu’elles soient protégées contre le feu.

Embarcations de sauvetage — communication continue

(8) Il veille à ce que les embarcations de sauvetage soient en mesure de communiquer de façon continue avec les autres embarcations de sauvetage et les navires se trouvant dans le secteur.

Dispositifs de remorquage

(9) Il veille à ce que les embarcations de sauvetage soient munies de dispositifs de remorquage.

Radeaux de sauvetage

(10) Il veille à ce que l’installation soit munie de radeaux de sauvetage qui ont ensemble la capacité nécessaire pour accueillir le nombre total de personnes se trouvant sur l’installation.

Vérification continue

(11) L’exploitant vérifie de façon continue si les embarcations de sauvetage, les radeaux de sauvetage et les autres engins de sauvetage sont disponibles et dans un état leur permettant de fonctionner comme prévu et consigne les constatations qui en découlent dans un dossier.

Conception pour l’enlèvement de l’installation

118 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit conçue en tenant compte de son enlèvement de la zone extracôtière à la fin de sa vie utile.

Exigence

(2) La conception de l’installation comprend les mesures pour faciliter l’enlèvement de l’installation et pour réduire les risques pour la sécurité, les effets négatifs sur l’environnement marin ainsi que l’interférence avec la navigation et les autres utilisations de la mer pendant et après l’enlèvement.

Exception

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas si l’Office a approuvé l’abandon de l’installation ou une autre utilisation dans le plan de mise en valeur.

Transport et positionnement

119 (1) L’exploitant veille à ce que le transport et le positionnement de l’installation, ou d’une partie de celle-ci, soient effectués :

• a) d’une manière qui ne compromet pas la sécurité ou la protection de l’environnement;
• b) d’une manière qui gêne le moins possible les activités à proximité ou réduit au minimum les dangers pour ces activités;
• c) sous la surveillance d’un tiers compétent;
• d) s’agissant d’une plate-forme mobile extracôtière auto-élévatrice, avec les jambes de la plate-forme arrimées conformément aux règles de la société de classification qui l’a certifiée aux termes de l’article 136;
• e) avec le soutien de navires classés par une société de classification aux termes de l’article 173.

Évaluation des risques

(2) Avant le transport et le positionnement de l’installation ou d’une partie de celle-ci, l’exploitant veille à ce que les exigences suivantes soient remplies :

• a) une évaluation des risques qui tient compte des facteurs suivants est effectuée :
  • (i) les exigences en matière de personnel,
  • (ii) les navires de remorquage qui seront utilisés, le plan de remorquage, notamment l’organisation des équipements de remorquage, et les limites d’exploitation des composants de ces équipements,
  • (iii) les processus et les mesures de contrôle à mettre en place pour assurer la sécurité et la protection de l’environnement,
  • (iv) les conditions physiques et environnementales et la capacité de les prévoir de façon fiable,
  • (v) toutes mesures d’urgence à prendre, advenant de mauvaises conditions physiques et environnementales ou tout autre événement prévisible pendant le transport et le positionnement;
• b) un plan de transport et de positionnement est élaboré en tenant compte des exigences du tiers compétent visé à l’alinéa (1)c) et, le cas échéant, conformément aux règles de la société de classification qui a certifié l’installation aux termes de l’article 136.

Systèmes et équipements — conception, installation, mise en service et autres exigences

Système électrique

120 (1) L’exploitant veille à ce que les systèmes électriques de l’installation soient conçus de manière à éviter les conditions anormales et les défaillances qui peuvent mettre en danger l’installation ou, s’il s’avère impossible de les éviter, à les signaler et à en atténuer les effets.

Composants d’un système électrique

(2) Il veille à ce que les moteurs et le câblage électriques, les appareils d’éclairage et tout autre équipement électrique à l’installation soient sûrs et fiables dans les conditions d’exploitation prévisibles.

Dispositif de surveillance du niveau d’isolation

(3) Si un système électrique, primaire ou secondaire, qui sert à la distribution d’électricité, de chauffage ou d’éclairage est utilisé à l’installation sans mise à la terre, l’exploitant veille à ce que celui-ci soit muni d’un dispositif de surveillance continue du niveau d’isolation à la terre qui soit capable d’émettre une alarme sonore ou visuelle en cas de niveau d’isolation anormalement bas.

Source d’alimentation électrique principale

(4) Il veille à ce que la source d’alimentation électrique principale de l’installation :

• a) assure la disponibilité continue de la production et de la distribution d’énergie;
• b) possède au moins deux groupes électrogènes, sans compter les groupes électrogènes de secours;
• c) ait la capacité d’alimenter toutes les opérations courantes sans qu’il faille recourir à la source d’alimentation électrique de secours visée au paragraphe 123(1);
• d) ait la capacité d’alimenter toutes les opérations, autres que le forage et la production, si l’un des groupes électrogènes est hors d’usage.

Fermeture des circuits primaires

(5) Il veille à ce que les circuits primaires de chaque groupe électrogène de l’installation puissent être fermés à partir de deux endroits différents, dont l’un est situé à l’emplacement de chaque groupe électrogène.

Systèmes de contrôle — plan de certification

121 (1) L’exploitant veille à ce que chaque système de contrôle soit conçu conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)c)(iv).

Facteurs et exigences

(2) La conception du système de contrôle doit répondre aux exigences ci-après, compte tenu des facteurs humains :

• a) l’équipement contrôlé ne peut être activé par inadvertance;
• b) l’équipement contrôlé ne crée aucun danger pour la sécurité ou pour l’environnement en cas de défaillance ou d’arrêt du système;
• c) le système intègre une capacité diagnostique de base;
• d) le système peut être utilisé de façon simultanée à partir de plusieurs postes de contrôle sans compromettre la sécurité.

Matériel informatique du système de contrôle

(3) Il veille à ce que le matériel informatique du système de contrôle soit protégé des circonstances qui auraient un effet néfaste sur le rendement du système, notamment un bris mécanique, des vibrations excessives, des températures ou un niveau d’humidité extrêmes, des niveaux élevés de champ électromagnétique et des perturbations électriques, et de toute dégradation causée par les conditions physiques et environnementales auxquels ce matériel pourrait être exposé.

Système de contrôle à distance sans fil

(4) L’exploitant veille à ce que chaque système de contrôle à distance sans fil comprenne :

• a) des moyens de vérification des erreurs pour éviter que l’équipement contrôlé réagisse à des données corrompues;
• b) des moyens d’authentification par encodage pour éviter qu’un émetteur autre que celui désigné fasse fonctionner l’équipement.

Moyen de contrôle de rechange

(5) Il veille à ce que les fonctions des systèmes de contrôle qui sont requises pour assurer la sécurité et qui dépendent de liens de communication sans fil prévoient un moyen de contrôle de rechange pouvant être activé dès que les circonstances le permettent.

Vérification et mise à l’essai

(6) L’équipement fonctionnant à l’aide d’un système de contrôle nouvellement installé, réparé ou modifié ne doit pas être mis en marche avant que l’exploitant n’ait veillé à ce qu’il soit inspecté et mis à l’essai pour en assurer le fonctionnement.

Documentation

(7) L’exploitant veille à ce que la description de la conception, de l’installation, du fonctionnement et de l’entretien des systèmes de contrôle soit documentée et à ce que la version la plus à jour de cette documentation soit facilement accessible pour consultation ou examen.

Systèmes qui dépendent de logiciels intégrés

122 (1) L’exploitant veille à ce que les systèmes de contrôle qui dépendent de logiciels intégrés et dont la défaillance ou la défectuosité pourraient entraîner un danger pour la sécurité ou pour l’environnement soient entretenus pour en assurer la fiabilité, la disponibilité et la sûreté.

Logiciel essentiel à la sécurité

(2) Il veille à ce que chaque logiciel qui est un élément essentiel à la sécurité possède les caractéristiques suivantes :

• a) il est sûr et fiable et peut être tenu à jour;
• b) il est conçu, mis en service et entretenu par des personnes compétentes;
• c) un processus de mise à l’essai et de validation qui tient compte des éléments ci-après démontre qu’il est propre à l’usage auquel il est destiné :
  • (i) toutes les conditions d’exploitation et situations d’urgence prévisibles,
  • (ii) la complexité des systèmes, leurs dépendances et interactions, les modes de pannes des logiciels et le niveau de risque associé à une défaillance ou à une défectuosité des systèmes.

Modifications aux caractéristiques du logiciel

(3) Aucune modification à l’une ou l’autre des caractéristiques du logiciel visé au paragraphe (2) ne peut être apportée sauf si les approbations internes nécessaires sont obtenues, notamment l’approbation du chargé de projet.

Évaluation et mise à l’essai

(4) L’exploitant veille à ce que le logiciel modifié demeure inutilisé jusqu’à ce qu’il soit évalué et mis à l’essai dans le cadre du processus de mise à l’essai et de validation visé à l’alinéa (2)c).

Mesures de contrôle

(5) Il veille à ce que des mesures de contrôle soient mises en œuvre afin de protéger les systèmes qui dépendent de logiciels intégrés de toute menace, notamment l’accès non autorisé à ces systèmes.

Source d’alimentation électrique de secours

123 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée d’une source d’alimentation électrique de secours qui est indépendante de la source d’alimentation électrique principale et qui, en cas de défaillance de cette dernière, permet de faire fonctionner les systèmes et équipements suivants :

• a) les appareils d’éclairage situés aux endroits visés au paragraphe (2);
• b) les systèmes de détection des dangers, notamment le système centralisé de surveillance des systèmes visé à l’article 165 et les systèmes de détection d’incendie et de gaz visés à l’article 128, les systèmes d’intervention d’urgence et de sauvetage, notamment les engins de sauvetage visés à l’article 117, ainsi que les systèmes et équipements mentionnés dans le plan de sécurité visé à l’article 10 et le plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12;
• c) le système de communication visé à l’article 125 et l’équipement connexe nécessaire pour assurer la conformité au plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12;
• d) le système d’arrêt d’urgence visé à l’article 129;
• e) les feux de navigation et les appareils de signalisation sonore visés au paragraphe 124(1);
• f) s’agissant d’une plate-forme flottante, les systèmes de ballastage visés à l’article 140, les pompes et les portes et écoutilles électriques étanches nécessaires pour stabiliser l’installation;
• g) les systèmes et équipements nécessaires pour suspendre en toute sécurité le forage ou la production en cours, notamment le système d’amarrage détachable visé à l’article 144 et le système de détachement du système de positionnement dynamique visé à l’article 146, les systèmes de blocs obturateurs de puits, notamment le bloc obturateur visé au paragraphe 68(4), et les systèmes de pompage.

Éclairage

(2) L’exploitant veille à ce que l’installation soit dotée d’appareils d’éclairage alimentés par la source d’alimentation électrique de secours aux endroits suivants :

• a) les aires d’embarquement et de débarquement et les postes d’évacuation;
• b) les voies de secours, les refuges temporaires, les corridors de service et des aires d’habitation, les escaliers, les sorties et les cabines d’ascenseur du personnel;
• c) les centres de contrôle, les postes de contrôle et tout autre secteur à partir desquels le système de communication visé à l’article 125 est contrôlé;
• d) les espaces à partir desquels les équipements de production ou de forage, notamment les équipements essentiels à leur fonctionnement, sont contrôlés;
• e) les espaces où sont situés les équipements connexes au système d’arrêt d’urgence visé à l’article 129 et les groupes électrogènes visés à l’alinéa 120(4)b);
• f) les aires où sont entreposés les équipements d’intervention d’urgence décrits au plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12;
• g) les aires d’atterrissage pour aéronefs et l’emplacement de tout obstacle au décollage et à l’atterrissage.

Génératrice à entraînement mécanique

(3) Si la source d’alimentation électrique de secours est une génératrice à entraînement mécanique, l’exploitant veille à ce que l’installation soit dotée de ce qui suit :

• a) une source d’énergie électrique transitoire, sauf si la génératrice démarre automatiquement et fournit l’énergie exigée en moins de quarante-cinq secondes à compter de l’arrêt de la source d’alimentation électrique principale;
• b) un système autonome de batteries destiné à fournir automatiquement l’énergie suffisante, en cas de défaillance ou d’arrêt de la source d’alimentation électrique principale et de la source d’alimentation électrique de secours, pour faire fonctionner :
  • (i) durant au moins une heure, les appareils d’éclairage situés sur le trajet menant aux sorties de secours, le long des voies de secours, dans tout local où se trouve de l’équipement comprenant des moteurs à combustion interne, des turbines à gaz, des moteurs électriques, des génératrices, des pompes ou des compresseurs, dans les centres de contrôle, dans les salles de rassemblement d’urgence et à chaque poste de mise à l’eau des engins de sauvetage visés à l’article 117,
  • (ii) durant au moins une heure, le système de communication visé à l’article 125 utilisé pour communiquer avec toute personne se trouvant sur l’installation et le système d’alarme général visé à l’article 126,
  • (iii) durant au moins quatre jours, les feux de navigation et les appareils de signalisation sonore visés au paragraphe 124(1).

Exigence additionnelle

(4) L’exploitant veille à ce que la génératrice à entraînement mécanique dispose de capacités de démarrage redondantes et d’une source de carburant qui lui est dédiée.

Conception et entretien

(5) Il veille à ce qu’ensemble la source d’alimentation électrique de secours et toute source d’énergie électrique transitoire et tout système autonome de batteries dont elle est dotée soient conçus et entretenus afin de répondre aux exigences suivantes :

• a) les systèmes et équipements visés au paragraphe (1) bénéficient d’une alimentation électrique de secours dont la capacité, compte tenu des courants de démarrage et de la nature transitoire de la demande en électricité, et la durée sont suffisantes pour gérer efficacement l’installation pendant la situation d’urgence et pour assurer leurs fonctions prévues, notamment :
  • (i) permettre la fermeture complète de l’installation et son évacuation,
  • (ii) faciliter les interventions d’urgence, la fuite et l’évacuation sécuritaires des personnes et la possibilité pour celles-ci de se mettre à l’abri de façon sécuritaire, ou maintenir l’intégrité de l’installation,
  • (iii) fournir l’énergie suffisante pour alimenter tous les systèmes devant fonctionner simultanément,
  • (iv) s’agissant d’une plate-forme flottante, maintenir la flottaison et la stabilité de la plate-forme,
  • (v) sécuriser le puits et le garder dans cet état;
• b) la capacité d’alimenter les systèmes essentiels n’est pas compromise pendant leur entretien;
• c) ils sont pourvus de la redondance nécessaire pour en assurer la fiabilité et, autant que faire se peut, leur indépendance des autres systèmes essentiels sur les plans fonctionnel et physique, à défaut de quoi ils sont aménagés de manière à ne pas nuire au fonctionnement de ces systèmes ou à ne pas subir d’effets néfastes de ces systèmes;
• d) ils sont disposés — ou autrement protégés contre les dommages mécaniques ou causés par un incendie, une explosion ou une condition physique et environnementale — de façon à pouvoir remplir leurs fonctions prévues dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles, notamment, s’agissant d’une plate-forme flottante, les angles d’inclinaison statiques et dynamiques visés au paragraphe 132(7);
• e) ils sont facilement accessibles.

Feux de navigation et appareils de signalisation sonore

124 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie des feux de navigation et des appareils de signalisation sonore qui sont exigés par le Règlement sur les abordages, comme si elle était un bâtiment canadien visé par ce règlement; toutefois, si les exigences de hauteur ou de distance prévues à ce règlement ne peuvent être respectées, les feux et les appareils sont installés de manière à maximiser leurs capacités d’alertes visuelles et sonores pour éviter les abordages.

Radars

(2) Il veille à ce que toute installation, sauf une installation sans surveillance, soit équipée de radars qui permettent de détecter les dangers à proximité et qui sont surveillés de façon continue.

Système de communication

125 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée d’un système de communication pourvu d’une redondance intégrée et capable de communiquer de façon continue, notamment en cas d’urgence, avec :

• a) les équipes d’intervention d’urgence externes;
• b) les personnes se trouvant à un emplacement des opérations, ensemble ou individuellement;
• c) toute personne qui se rend à un emplacement des opérations ou en revient;
• d) tous les véhicules de service;
• e) tous les centres de contrôle ou bureaux à terre;
• f) tout navire et aéronef à proximité;
• g) toute installation à proximité.

Systèmes de communication radio

(2) Sauf dans le cas d’une installation sans surveillance, l’exploitant veille à ce que les exigences ci-après soient remplies concernant les systèmes de radiocommunication :

• a) ils sont conformes à la partie 2 du Règlement de 2020 sur la sécurité de la navigation, comme si l’installation était un bâtiment canadien visé par ce règlement;
• b) un certificat d’approbation technique a été délivré à leur égard en vertu de la Loi sur la radiocommunication;
• c) une veille à l’écoute permanente doit être assurée et un livret de radio tenu.

Système d’alarme général

126 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie d’un système d’alarme général capable d’alerter toutes les personnes qui s’y trouvent en cas de danger pour la sécurité ou pour l’environnement, autre qu’un incendie ou une émanation de gaz.

Exigences additionnelles

(2) Il veille à ce que le système d’alarme général soit :

• a) en état de fonctionnement, sauf durant une inspection ou des travaux d’entretien ou de réparation;
• b) le cas échéant, désigné comme devant être inspecté, entretenu ou réparé;
• c) conçu de manière à en prévenir l’altération.

Autres moyens d’alerte

(3) Lorsque le système d’alarme général est inspecté, entretenu ou réparé, l’exploitant veille à ce que d’autres moyens soient disponibles afin d’alerter les personnes des dangers visés au paragraphe (1).

Système de décharge de gaz

127 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation qui comporte des citernes de traitement, des cuves de traitement et de la tuyauterie soit munie de systèmes de décharge de gaz comprenant un système de brûlage à la torche, un système de décharge de pression, un système de décompression ou un système de ventilation à froid.

Évaluations — conception

(2) Il veille à ce que la conception du système de décharge de gaz tienne compte des résultats de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1).

Conception

(3) Il veille à ce que le système de décharge de gaz soit conçu pour :

• a) effectuer une décharge contrôlée des gaz et des combustibles liquides de l’installation de manière à ne présenter aucun danger pour la sécurité;
• b) réduire, le plus rapidement possible, la pression de tout le système de traitement tout en assurant une décharge sécuritaire de la pression;
• c) réduire au minimum l’effet sur l’environnement;
• d) être activé depuis le centre de contrôle principal et des postes de contrôle qui sont conformes aux exigences prévues au paragraphe (6).

Oxygène

(4) Il veille à ce que le système de décharge de gaz soit conçu et construit de sorte que l’oxygène ne puisse y pénétrer durant les opérations courantes.

Emplacement du système

(5) Il veille à ce que le système de décharge de gaz soit conçu et situé compte tenu de tout facteur, notamment les conditions physiques et environnementales, qui influe sur le brûlage sécuritaire et normal ou sur la décharge d’urgence des liquides combustibles, des gaz ou des vapeurs de sorte que, lorsqu’il fonctionne, le système n’endommage pas l’installation ou toute autre installation, tout navire ou véhicule de service à proximité ni ne cause de blessures.

Postes de contrôle

(6) Il veille à ce que les postes de contrôle depuis lesquels sera activé le système de décharge de gaz soient situés et espacés de sorte qu’ils demeurent protégés et accessibles pour en assurer la sécurité de fonctionnement.

Systèmes de brûlage à la torche

(7) Il veille à ce que le système de brûlage à la torche et les équipements connexes soient conçus de manière :

• a) à assurer une flamme continue au moyen d’un système d’allumage automatique — pourvu d’une redondance de ses capacités d’allumage — si une évacuation de gaz non brûlé risque d’entraîner une concentration de gaz toxique ou supérieure à la moitié de la limite inférieure d’explosivité du gaz évacué;
• b) à résister à la chaleur émise au débit maximal de brûlage à la torche;
• c) à prévenir tout retour de flamme;
• d) à résister à toutes les charges auxquelles ils peuvent être soumis.

Évent — plan de certification

(8) Il veille à ce que tout évent servant à évacuer un gaz à l’air libre dans l’atmosphère sans combustion soit conçu et situé conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)d)(i).

Extraction de tout liquide

(9) Il veille à ce que tout liquide, sauf l’eau, qui ne peut être brûlé de façon fiable et en toute sécurité au bec de la torche d’un système de décharge de gaz soit extrait du gaz avant d’atteindre la torche.

Système de détection d’incendie et de gaz

128 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie d’un système de détection d’incendie et de gaz.

Exigences

(2) Il veille à ce que le système de détection d’incendie et de gaz :

• a) procure des fonctions de surveillance continues, fiables et automatiques afin que les personnes soient alertées de la présence et de l’emplacement de l’incendie et des gaz dangereux ainsi que de la composition et de la concentration de ces gaz;
• b) soit fiable et, autant que faire se peut, soit indépendant des autres systèmes essentiels sur les plans fonctionnel et physique ou, à défaut, soit aménagé de manière à ne pas nuire au fonctionnement de ces systèmes ou à ne pas subir d’effet néfaste de ces systèmes;
• c) soit doté d’un système d’alarme qui comprend des alarmes sonores et visuelles, distinctes des autres types d’alarme, qui, dès la détection de dangers associés aux incendies ou aux gaz, s’activent automatiquement ou peuvent être activées manuellement dans le centre de contrôle principal et dans les autres aires où se trouvent normalement des personnes;
• d) permette que des mesures de contrôle soient lancées manuellement ou automatiquement afin d’éviter que des conditions anormales s’aggravent et causent des événements accidentels majeurs.

Évaluations des risques — conception

(3) L’exploitant veille à ce que la conception du système de détection d’incendie et de gaz tienne compte des résultats de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1).

Conception

(4) Il veille à ce que le système de détection d’incendie et de gaz soit conçu pour :

• a) détecter les types d’incendies et d’émanations de gaz dangereux relevés dans le cadre de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1);
• b) détecter les gaz dangereux et la fumée dans les entrées d’air des zones non dangereuses à ventilation mécanique;
• c) comprendre des moyens pour déclencher manuellement une alarme d’incendie et de gaz à partir ou à proximité du bureau du chargé de projet de l’installation, au centre de contrôle principal, à chaque poste de contrôle et aux autres endroits mentionnés dans l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1).

Exigences

(5) Il veille à ce que le système de détection d’incendie et de gaz réponde aux exigences suivantes :

• a) ses composants :
  • (i) assurent la détection des types d’incendies et d’émanations de gaz dangereux relevés dans le cadre de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1) dans les secteurs où ils sont situés,
  • (ii) assurent une détection fiable et précoce, compte tenu de leurs caractéristiques de réponse, de leur redondance et de leur rendement dans les conditions prévisibles dans lesquelles cette détection est nécessaire,
  • (iii) sont classés et entretenus conformément au système de classification visé au paragraphe 112(2) pour usage dans la zone où ils sont situés,
  • (iv) comprennent des indicateurs de défaillance et de défectuosité;
• b) le système et ses composants sont protégés contre les dommages mécaniques ou causés par un incendie, par une explosion ou par les conditions physiques et environnementales auxquelles ils pourraient être exposés afin de pouvoir remplir leurs fonctions prévues dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles;
• c) le système permet que les renseignements nécessaires soient fournis de façon continue au centre de contrôle principal et à d’autres endroits stratégiques afin de gérer les situations d’urgence;
• d) en cas de défaillance de la source d’alimentation électrique principale visée au paragraphe 120(4), les centres de contrôle sont alertés à l’aide d’un signal sonore et visuel et le système passe à la source d’alimentation électrique de secours visée à l’article 123 pour assurer un fonctionnement ininterrompu jusqu’à ce que la défaillance de la source d’alimentation électrique principale soit réglée ou pendant le temps nécessaire pour évacuer les personnes en toute sécurité;
• e) le système ne peut être réinitialisé que lorsque la cause de son activation a été réglée.

Mise à l’essai et entretien

(6) Pour la mise à l’essai et l’entretien du système de détection d’incendie et de gaz, l’exploitant veille à ce que les exigences suivantes soient remplies :

• a) le système doit prévoir des capacités de neutralisation;
• b) les commandes et les fonctions de neutralisation ne sont appliquées que pour la période la plus courte possible, et le nombre d’applications simultanées est gardé au minimum;
• c) les activités de mise à l’essai et d’entretien ne nuisent pas au système au-delà de ce qui est nécessaire pour effectuer ces activités tout en assurant son fonctionnement.

Permis de travail

(7) La mise à l’essai et l’entretien du système de détection d’incendie et de gaz sont subordonnés à l’obtention d’un permis de travail.

Gestion des effets de la neutralisation

(8) L’exercice des activités visées au paragraphe (7) est conditionnel à la gestion des effets de la neutralisation du système de détection d’incendie et de gaz.

Colmatage des fuites

(9) L’exploitant veille à ce que toute fuite de gaz d’hydrocarbures détectée par le système de détection d’incendie et de gaz au moyen de méthodes auditives, olfactives ou visuelles, notamment l’observation d’égouttement d’hydrocarbures liquides du composant d’équipement qu’il est nécessaire de colmater soit colmatée dès que les circonstances le permettent, sauf si le colmatage est nécessaire pour des raisons de sécurité ou de conservation des ressources.

Système d’arrêt d’urgence

129 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie d’un système d’arrêt d’urgence.

Exigences

(2) Il veille à ce que le système d’arrêt d’urgence permette :

• a) d’éliminer toutes les sources potentielles d’inflammation et les sources potentielles de liquides ou de gaz inflammables, notamment en les isolant;
• b) d’assurer la décompression des sources potentielles de liquides inflammables, autres que les réservoirs;
• c) d’éviter que des conditions anormales s’aggravent et causent des événements accidentels majeurs;
• d) de limiter l’étendue et la durée de tout événement accidentel majeur.

Études et évaluations — conception

(3) L’exploitant veille à ce que la conception du système d’arrêt d’urgence tienne compte des études et des évaluations relevant les dangers potentiels et évaluant les risques connexes à ces dangers, notamment l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1) et les évaluations du risque et de la fiabilité visées à l’article 107.

Conception

(4) Il veille à ce que le système d’arrêt d’urgence soit conçu pour :

• a) permettre l’activation automatisée et manuelle du système pour un arrêt efficace;
• b) permettre l’arrêt de tous les systèmes et équipements afin de les amener à un état sécuritaire prédéterminé par les études et les évaluations visées au paragraphe (3), à moins qu’ils n’aient été classés conformément au système de classification visé au paragraphe 112(2) pour rester fonctionnels;
• c) permettre l’arrêt sélectif des systèmes de ventilation visés à l’article 113, à l’exception des ventilateurs nécessaires pour alimenter en air de combustion les moteurs qui doivent fonctionner en cas d’urgence, à moins que du gaz ne soit détecté dans les conduites d’entrée des moteurs;
• d) permettre l’isolement des stocks d’hydrocarbures et de fluides inflammables — notamment les réservoirs, les puits, les systèmes de production et les pipelines qui les contiennent — des sources d’inflammation;
• e) tenir compte du volume et de la séparation des stocks d’hydrocarbures et des fluides inflammables afin de limiter la quantité de substances libérées en cas de défaillance du confinement;
• f) permettre la décompression et l’élimination des stocks d’hydrocarbures en toute sécurité et dans un lieu sécuritaire, sans rejet de gaz froids;
• g) permettre la fermeture des soupapes de sécurité sous-marines et souterraines de l’installation ainsi que des soupapes de sécurité du pipeline;
• h) prévoir des systèmes essentiels qui tiennent compte du temps nécessaire pour favoriser la fuite et l’évacuation sécuritaires des personnes, pour permettre à celles-ci de se mettre à l’abri de façon sécuritaire ou pour maintenir l’intégrité de l’installation;
• i) tenir compte de l’activation des systèmes d’extinction d’incendie fixes exigés par l’alinéa 130(4)a).

Logique d’arrêt d’urgence

(5) L’exploitant veille à ce que la logique du système d’arrêt d’urgence comprenne une hiérarchie des niveaux d’arrêt, des séquences d’actions et des échéances qui sont adaptés au niveau de risque posé par les dangers relevés dans les études et les évaluations visées au paragraphe (3).

Exigences additionnelles

(6) Il veille à ce que le système d’arrêt d’urgence réponde aux exigences suivantes :

• a) il est fiable et, autant que faire se peut, indépendant des autres systèmes essentiels sur les plans physique et fonctionnel, à défaut de quoi, il est aménagé de manière à ne pas nuire au fonctionnement de ces systèmes ou à ne pas subir d’effet néfaste de ces systèmes;
• b) il est doté d’un système d’alarme qui comprend des alarmes sonores et visuelles distinctes de toute autre alarme qui, selon la hiérarchie des niveaux d’arrêt visée au paragraphe (5), s’activent automatiquement dans le centre de contrôle principal et à d’autres endroits stratégiques afin que toutes les personnes concernées soient alertées;
• c) son état — notamment s’il est neutralisé en totalité ou en partie, l’étendue et la durée de la neutralisation — est surveillé de façon continue du centre de contrôle principal;
• d) il est protégé, ainsi que ses composants, contre les dommages mécaniques ou causés par un incendie, par une explosion ou par les conditions physiques et environnementales auxquelles il pourrait être exposé afin de pouvoir remplir ses fonctions prévues dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles;
• e) il permet que les renseignements nécessaires soient fournis de façon continue au centre de contrôle principal et à d’autres endroits stratégiques afin de gérer les situations d’urgence, notamment les renseignements concernant :
  • (i) le niveau d’arrêt et la source de l’activation du système,
  • (ii) les actions d’arrêt qui n’ont pas été exécutées à l’activation du système,
  • (iii) l’état des composants du système, notamment toute défaillance de ceux-ci;
• f) il peut être activé depuis plusieurs points d’activation manuelle qui sont :
  • (i) clairement indiqués,
  • (ii) protégés contre l’activation non intentionnelle,
  • (iii) situés à des endroits stratégiques, dont au moins un endroit situé à l’extérieur des zones dangereuses;
• g) son activation depuis un point d’activation manuelle déclenche le système d’alarme général visé à l’article 126;
• h) des points d’activation manuelle pour un arrêt du plus haut niveau sont situés au centre de contrôle principal et à d’autres endroits stratégiques, notamment l’aire d’atterrissage pour aéronefs et les autres aires d’embarquement;
• i) si un accumulateur hydraulique ou pneumatique est utilisé pour faire fonctionner toute partie du système d’arrêt d’urgence, cet accumulateur :
  • (i) est situé aussi près que possible de la partie qu’il est destiné à faire fonctionner, sauf si celle-ci fait partie d’un système de production sous-marin,
  • (ii) a la capacité nécessaire pour qu’un nombre suffisant d’activations assure l’arrêt du système;
• j) en cas de défaillance de l’accumulateur hydraulique ou pneumatique visé à l’alinéa i), les soupapes d’arrêt reviennent à un mode de sécurité intégrée;
• k) le système d’arrêt d’urgence a la capacité de mettre à l’essai les dispositifs d’entrée et de sortie des signaux et ses fonctions internes afin d’assurer son fonctionnement;
• l) en cas de défaillance de la source d’alimentation électrique principale visée au paragraphe 120(4), le système d’arrêt d’urgence a la capacité de fonctionner de façon ininterrompue jusqu’à ce que la défaillance soit réglée ou jusqu’à la fin de toutes les activités d’arrêt;
• m) si le système d’arrêt d’urgence ou l’un de ses composants présente une dégradation causant une augmentation des risques pour la sécurité ou pour l’environnement, tout autre système qui soutient le système d’arrêt d’urgence revient à un mode de sécurité intégrée;
• n) dans le cas où des installations sont rattachées ou que des équipements temporaires se trouvent sur l’installation :
  • (i) les systèmes d’arrêt d’urgence de ces installations sont reliés de sorte que les signaux d’arrêt d’urgence soient transmis entre les systèmes,
  • (ii) les systèmes d’arrêts d’urgence des équipements temporaires sont reliés au système d’arrêt d’urgence de l’installation de sorte que les signaux d’arrêt d’urgence soient transmis entre tous les systèmes d’arrêt d’urgence et suivent la logique du système d’arrêt d’urgence de l’installation,
  • (iii) la logique du système d’arrêt d’urgence de chacune des installations rattachées et des équipements temporaires est réévaluée et, au besoin, modifiée pour tenir compte du fait que les systèmes d’arrêt d’urgence sont reliés;
• o) le système ne peut être neutralisé ou être réinitialisé que lorsque la cause de son activation a été réglée après confirmation sur place que l’équipement ayant donné lieu à l’arrêt du système peut être utilisé en toute sécurité;
• p) les commandes et les fonctions de neutralisation ne peuvent être déclenchées de façon non intentionnelle.

Mise à l’essai et entretien

(7) Si le système d’arrêt d’urgence comprend des capacités de neutralisation à des fins d’activités de mise à l’essai et d’entretien, l’exploitant veille à ce que les exigences suivantes soient remplies :

• a) les commandes et les fonctions de neutralisation ne sont appliquées que pendant la période la plus courte possible, et le nombre d’applications simultanées est gardé au minimum
• b) les activités d’entretien et de mise à l’essai ne nuisent pas au système au-delà de ce qui est nécessaire pour effectuer ces activités tout en assurant son fonctionnement.

Fermeture — soupape de sécurité souterraine

(8) S’agissant d’une installation de production, lors du déclenchement du système d’arrêt d’urgence, l’exploitant veille à ce que chaque soupape de sécurité souterraine visée au paragraphe 161(1) se ferme au plus tard deux minutes après la fermeture de la soupape de sûreté de l’arbre, à moins que les caractéristiques mécaniques ou de production du puits ne justifient un délai plus long.

Permis de travail

(9) La mise à l’essai et l’entretien du système d’arrêt d’urgence sont subordonnés à l’obtention d’un permis de travail.

Gestion des effets de la neutralisation

(10) L’exercice des activités visées au paragraphe (9) est conditionnel à la gestion des effets de la neutralisation du système d’arrêt d’urgence.

Systèmes et équipements de protection contre les incendies

130 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit munie de systèmes et d’équipements de protection permettant le contrôle et l’extinction des incendies.

Plan de certification

(2) Il veille à ce que les systèmes et équipements de protection contre les incendies soient conçus, sélectionnés, utilisés, inspectés, mis à l’essai et entretenus conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)d)(ii).

Conception et sélection

(3) La conception et la sélection des systèmes et des équipements de protection contre les incendies, notamment les agents d’extinction, tiennent compte de leur utilisation prévue et des résultats de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1).

Exigence additionnelle

(4) L’exploitant veille à ce que les systèmes et équipements de protection contre les incendies comprennent :

• a) des systèmes fixes et automatiques d’extinction des incendies qui sont pourvus d’une capacité d’activation manuelle hors de l’espace protégé;
• b) des moniteurs fixes, des extincteurs à jets multiples et des extincteurs à mousse;
• c) des systèmes et des équipements manuels de lutte contre les incendies;
• d) la redondance nécessaire pour assurer le fonctionnement des systèmes en cas de défaillance d’un de leurs composants.

Protection contre les dommages

(5) Il veille à ce que les systèmes et équipements de protection contre les incendies soient protégés contre les dommages mécaniques ou causés par un incendie ou par une explosion ou par les conditions physiques et environnementales auxquelles ils pourraient être exposés afin de pouvoir remplir leurs fonctions prévues dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles.

Système d’extinction fixe

(6) Il veille à ce qu’un système fixe et automatique d’extinction des incendies soit installé dans l’aire d’habitation et dans toutes les zones dangereuses d’une installation ainsi que dans toutes les autres aires qui doivent en être munies compte tenu des résultats de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1).

Pompes à incendie

(7) Il veille à ce qu’au moins deux pompes à incendie réservées, séparées et actionnées de façon indépendante alimentent une conduite annulaire d’eau d’extinction réservée et que chacune de ces pompes soit munie d’au moins deux dispositifs de démarrage indépendants.

Emplacement et mécanisme d’activation à distance

(8) Il veille à ce que les pompes à incendie soient situées le plus loin possible de l’équipement utilisé pour entreposer et transformer les hydrocarbures, compte tenu des résultats de l’évaluation des risques effectuée en application du paragraphe 106(1) et conçues de sorte qu’elles puissent être activées à distance.

Alimentation en eau d’extinction

(9) Il veille à ce que les pompes à incendie, les conduites et leurs soupapes fournissent une alimentation en eau d’extinction suffisante à toute partie de l’installation, notamment en cas de dommages causés à un segment de la conduite annulaire d’eau d’extinction.

Système d’eau d’extinction

(10) Il veille à ce que le système d’eau d’extinction soit en mesure de fonctionner sans interruption pendant au moins dix-huit heures.

Nombre et emplacement des bouches d’incendie

(11) Il veille à ce que le nombre et l’emplacement des bouches d’incendie ou des dévidoirs pour tuyaux à incendie soient tels qu’au moins deux jets d’eau provenant de deux emplacements puissent atteindre toute partie de l’installation où un incendie peut se déclarer.

Équipement portatif d’extinction des incendies

(12) Il veille à ce que l’équipement portatif d’extinction des incendies soit disponible et facilement accessible dans les secteurs où il n’est pas pratique d’utiliser des bouches d’incendie ou des dévidoirs pour tuyaux à incendie.

Activation au centre de contrôle

(13) Il veille à ce que les alarmes sonores et visuelles soient activées au centre de contrôle principal dès le déclenchement d’un des systèmes fixes et automatiques d’extinction des incendies ou dès que survient une perte de pression de l’eau d’extinction.

Activation additionnelle

(14) Si le système fixe et automatique d’extinction constitue un danger pour les personnes, l’exploitant veille à ce que les alarmes sonores et visuelles soient activées automatiquement à l’intérieur et à l’extérieur de l’espace protégé.

Installations sans surveillance

(15) Les alinéas (4)a) et b) ainsi que les paragraphes (6) à (11) ne s’appliquent pas aux installations sans surveillance.

Chaudières et systèmes sous pression — plan de certification

131 (1) L’exploitant veille à ce que les chaudières et les systèmes sous pression soient conçus conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)d)(iii).

Conception

(2) La conception des chaudières et des systèmes sous pression comprend des mesures pour répondre aux exigences suivantes :

• a) prévenir la survenance d’une condition anormale qui pourrait causer un événement indésirable;
• b) empêcher qu’un événement indésirable cause la libération de liquides, gaz ou vapeurs;
• c) prévenir l’allumage de liquides, gaz ou vapeurs inflammables libérés;
• d) disperser ou éliminer en toute sécurité les liquides, gaz ou vapeurs libérés;
• e) prévenir la formation de mélanges explosifs;
• f) limiter l’exposition des personnes aux risques d’incendie;
• g) surveiller les seuils de sécurité de la pression, de la température et des niveaux des fluides et assurer une protection fiable contre le dépassement de ces seuils;
• h) permettre l’examen des composants critiques des systèmes sous pression pour en assurer l’intégrité continue;
• i) comprendre, à toutes les étapes de l’exploitation, des moyens de drainage et d’évacuation afin :
  • (i) de permettre l’exécution des activités de nettoyage, d’inspection et d’entretien en toute sécurité,
  • (ii) d’éviter des effets néfastes, notamment un coup de bélier, une dépression, de la corrosion et des réactions chimiques incontrôlées;
• j) prévenir l’augmentation du nombre d’événements accidentels hors des chaudières ou des systèmes sous pression;
• k) limiter et atténuer les effets de toute fuite du contenu des chaudières et des systèmes sous pression.

Méthodes de conception

(3) La conception des chaudières et des systèmes sous pression :

• a) est fondée sur des méthodes qui comportent des marges de sécurité conformes aux règles de l’art en matière d’ingénierie et inclut les analyses et la modélisation numérique qui sont nécessaires pour définir leur comportement et leurs modes de pannes dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles et qui tiennent compte des facteurs suivants :
  • (i) la pression interne des chaudières et des systèmes sous pression et la pression extérieure exercée sur ceux-ci,
  • (ii) les températures ambiantes et d’exploitation,
  • (iii) la pression statique et la masse du contenu des chaudières et des systèmes sous pression lorsqu’ils sont utilisés ou mis à l’essai,
  • (iv) les charges dynamiques, les forces et les moments de réaction qui résultent, entre autres, de la tuyauterie et de ses soutiens et autres accessoires et qui sont prévisibles,
  • (v) les menaces à l’intégrité structurelle et mécanique des chaudières et systèmes sous pression,
  • (vi) les réactions causées par des changements aux fluides et aux autres substances contenues dans les chaudières et dans les systèmes sous pression au fil du temps, notamment les réactions causées par les produits de décomposition de fluides ou de substances instables;
• b) comprend, si les dangers ne peuvent être éliminés au moyen des mesures de conception, des mesures de sécurité qui tiennent compte des éléments suivants :
  • (i) la nécessité d’inclure des dispositifs de fermeture et d’ouverture et des dispositifs pour indiquer l’état des chaudières et des systèmes sous pression et pour empêcher l’ouverture des chaudières et systèmes ou tout accès physique à ceux-ci en cas de différence de pression,
  • (ii) la nécessité de confiner des substances dangereuses et d’atténuer les effets de tout danger lié à leur libération,
  • (iii) la température de la surface des chaudières et des systèmes sous pression,
  • (iv) la décomposition de fluides instables;
• c) est approuvée par un inspecteur autorisé.

Résistance aux charges et autres facteurs

(4) L’exploitant veille à ce que les chaudières et les systèmes sous pression puissent résister à toutes les combinaisons de charges, de pressions, de températures, de fluides et de substances auxquelles ils pourraient être soumis durant leur durée de vie utile.

Matériaux de fabrication

(5) Il veille à ce que les matériaux utilisés pour la fabrication des chaudières et des systèmes sous pression soient compatibles avec leur milieu d’exploitation et ne réagissent pas à un fluide qu’ils contiennent durant toute leur durée de vie utile.

Documents et dossiers du fabricant

(6) Il veille à ce que soient obtenus du fabricant des chaudières et des systèmes de pression les documents et dossiers suivants :

• a) les documents démontrant que la fabrication, la mise à l’essai et l’installation ont été effectuées conformément aux spécifications de conception prévues dans le cadre d’un programme d’assurance de la qualité approuvé par un inspecteur autorisé;
• b) les dossiers concernant les procédés de soudage, de brasage et d’examen non destructif des chaudières et des systèmes sous pression, y compris les résultats des essais d’agrément de procédé applicables aux procédures de soudage et de brasage;
• c) les compétences des personnes prenant part à la fabrication, à l’inspection et aux essais, notamment les soudeurs;
• d) les dossiers de traçabilité des composants des chaudières et des systèmes sous pression.

Construction, installation, mise en service, inspection et mise à l’essai

(7) L’exploitant veille à ce que les chaudières et les systèmes sous pression soient construits, installés et mis en service par des personnes compétentes et à ce qu’ils soient soumis, avant leur mise en marche, aux inspections et aux mises à l’essai, notamment à un examen non destructif et à des essais de surcharge, qui sont nécessaires pour assurer leur intégrité et leur conformité aux spécifications de conception.

Inspection, mise à l’essai et vérification

(8) Après l’installation de toute chaudière ou tout système sous pression ou après tout travail de réparation ou de modification, notamment la soudure, l’exploitant veille à ce que la chaudière ou le système ne soit pas mis en marche jusqu’à ce qu’un inspecteur autorisé l’ait inspecté et mis à l’essai.

Entretien et réparations

(9) Il veille à ce que les chaudières et les systèmes sous pression soient entretenus et réparés conformément aux procédures et modes d’emploi visés au paragraphe (10).

Procédures et modes d’emploi

(10) Il veille à l’élaboration de procédures et de modes d’emploi qui informent les utilisateurs des dangers liés à l’utilisation des chaudières et des systèmes sous pression et précisent les mesures particulières à prendre pour réduire les risques au moment de leur utilisation ou lors des travaux d’entretien ou de réparation.

Modification d’un raccord

(11) Nul ne doit modifier un raccord de chaudière ou de système sous pression, empêcher son fonctionnement ou le rendre inutilisable, sauf aux fins d’ajustement ou de mise à l’essai.

Inspections

(12) L’exploitant veille à ce que les inspections des chaudières et des systèmes sous pression soient effectuées par un inspecteur autorisé.

Registre

(13) Il veille à la tenue d’un registre relatif aux chaudières et aux systèmes sous pression qui comprend les documents et renseignements suivants :

• a) les calculs précis liés à la conception des chaudières et des systèmes sous pression, les dessins techniques et les spécifications de conception, notamment une preuve que la conception a été approuvée par un inspecteur autorisé;
• b) la liste de toutes les normes de conception appliquées;
• c) les limites d’exploitation des chaudières et des systèmes sous pression, notamment la capacité de pression et de température;
• d) les documents et dossiers requis de la part du fabricant en vertu du paragraphe (6);
• e) le dossier de chaque inspection et mise à l’essai visé au sous-alinéa 190(1)h)(ii);
• f) le dossier de chaque réparation et de chaque modification visé au sous-alinéa 190(1)h)(iii).

Identifiant et renseignements

(14) L’exploitant veille à ce que figurent sur chaque chaudière et chaque système sous pression les renseignements nécessaires à son installation et à son utilisation sécuritaires ainsi qu’un identifiant qui permet d’avoir accès aux documents et dossiers visés au paragraphe (6) et aux alinéas (13)e) et f) concernant, selon le cas, sa fabrication ainsi que les inspections, les mises à l’essai, les entretiens, les réparations et les modifications dont il a fait l’objet.

Vérification

(15) Il veille à ce que les procédures et modes d’emploi élaborés conformément au paragraphe (10) et le registre visé au paragraphe (13) soient vérifiés périodiquement par l’autorité.

Non-application

(16) Le présent article ne s’applique pas à ce qui suit :

• a) la chaudière de chauffage dont la surface de chauffe est de 3 m² ou moins;
• b) le système sous pression installé pour usage à une pression de 1 atmosphère-pression ou moins;
• c) l’appareil sous pression qui présente l’une ou l’autre des caractéristiques suivantes :
  • (i) il est d’une capacité de 40 L ou moins,
  • (ii) il est d’un diamètre intérieur, selon le cas :
    • (A) de 152 mm ou moins,
    • (B) de plus de 152 mm sans dépasser 610 mm, s’il sert à contenir de l’eau chaude ou s’il est relié à un système de pompage d’eau contenant de l’air comprimé utilisé comme amortisseur;
• d) l’installation de réfrigération d’une puissance de réfrigération de 18 kW ou moins;
• e) le système d’eau domestique et le système de plomberie.

Équipement mécanique — plan de certification

132 (1) L’exploitant veille à ce que l’équipement mécanique de l’installation réponde aux exigences suivantes :

• a) il est conçu, sélectionné, situé, installé, mis en service, protégé, utilisé, inspecté et entretenu conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)c)(v);
• b) il fonctionne de façon sécuritaire et fiable dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles, compte tenu des instructions du fabricant.

Scénarios

(2) La conception de l’équipement mécanique tient compte des scénarios suivants :

• a) perte du confinement des substances dangereuses;
• b) survitesse et perte de retenue des composants des machines à énergie cinétique élevée;
• c) températures extrêmes de la surface de l’équipement mécanique;
• d) mouvement des composants mobiles de l’équipement mécanique;
• e) perte de contrôle et d’intégrité de l’équipement mécanique;
• f) allumage d’atmosphères potentiellement explosives dans des zones dangereuses en raison d’étincelles, de flammes ou d’une chaleur excessive;
• g) escalade d’événements accidentels.

Instructions — moteur à combustion interne

(3) L’exploitant veille à ce que les instructions de base de tout moteur à combustion interne comportent des détails sur les procédures d’arrêt, de démarrage et d’urgence et soient fixées en permanence sur le moteur.

Commandes et dispositifs d’arrêt manuel

(4) Il veille à ce que les commandes et les dispositifs d’arrêt manuel soient situés à un endroit protégé et facilement accessible afin qu’ils puissent être utilisés en toute sécurité, lorsqu’un événement accidentel se produit et rend l’équipement connexe inaccessible.

Turbines et moteurs à combustion interne

(5) Il veille à ce que les turbines et les moteurs à combustion interne soient :

• a) équipés de manière à prévenir l’allumage non voulu et installés de sorte que :
  • (i) leur alimentation en air de combustion provienne d’une zone non dangereuse,
  • (ii) leurs gaz d’échappement soient évacués dans une zone non dangereuse;
• b) pourvus de dispositifs de sécurité, notamment de dispositifs d’arrêt manuel et de dispositifs de coupure automatique de l’alimentation du carburant, s’ils n’accroissent pas le risque pour la sécurité ou pour l’environnement, afin d’éviter des dommages majeurs causés par la survitesse, la température élevée des gaz d’échappement, la température élevée de l’eau de refroidissement, la basse pression de l’huile lubrifiante ou d’autres dangers prévisibles susceptibles de nuire à la sécurité des opérations.

Exception

(6) Malgré l’alinéa (5)b), les turbines et les moteurs à combustion interne qui sont essentiels aux interventions d’urgence, notamment les génératrices d’urgence et les pompes d’incendie, ne sont pas pourvus des dispositifs de sécurité visés à cet alinéa, à l’exception de dispositifs de sécurité afin d’éviter des dommages majeurs causés par une survitesse.

Fonctionnement de l’équipement mécanique essentiel

(7) L’exploitant veille à ce que l’équipement mécanique essentiel à la sécurité et à la propulsion d’une plate-forme flottante continue de fonctionner de façon sécuritaire et fiable à sa pleine puissance nominale, selon les angles d’inclinaison statiques et dynamiques spécifiés dans les règles de la société de classification qui a certifié la plate-forme aux termes de l’article 136.

Équipement de manutention

133 (1) L’exploitant veille à ce que l’équipement de manutention soit :

• a) pourvu de dispositifs de sécurité;
• b) dans la mesure du possible selon les normes et pratiques exemplaires de l’industrie, conçu et construit de sorte que la défaillance d’une de ses parties n’entraîne aucune perte de contrôle à son égard;
• c) conçu et construit en tenant compte des conditions dans lesquelles il est utilisé;
• d) utilisé en tenant compte des instructions du fabricant ainsi que des normes et des pratiques exemplaires de l’industrie.

Pivotement et abaissement d’urgence

(2) L’exploitant veille à ce que les grues pivotantes conservent leur capacité de pivoter et de s’abaisser dans les situations d’urgence.

Identifiant et renseignement

(3) Il veille à ce que figure sur l’équipement de manutention un identifiant qui permet d’avoir accès aux renseignements nécessaires à son utilisation sécuritaire, notamment les renseignements et les dossiers concernant sa conception et sa construction ainsi que les inspections, mises à l’essai, les entretiens et les réparations dont il a fait l’objet.

Inspection et essai de surcharge

(4) Il veille à ce que l’équipement de manutention ne soit pas mis en marche avant d’avoir été inspecté et soumis à un essai de surcharge par un tiers compétent permettant de confirmer la capacité nominale de l’équipement dans les cas suivants :

• a) l’équipement est neuf;
• b) sa capacité nominale est inconnue;
• c) il y a lieu de croire qu’il n’est plus propre à l’usage auquel il est destiné, notamment en raison de son âge ou de l’utilisation qui en a été faite;
• d) des réparations ont été faites ou des modifications apportées à ses composants porteurs;
• e) des modifications ont changé sa capacité nominale.

Critères

(5) L’exploitant veille à ce que l’inspection et l’essai de surcharge visés au paragraphe (4) tiennent compte des critères établis par le fabricant ou des normes de conception et de sécurité applicables dans l’industrie, notamment la fréquence à laquelle ils doivent être effectués pour assurer une utilisation continue et sécuritaire de l’équipement.

Attestation de la capacité nominale

(6) Après chaque inspection et essai de surcharge de l’équipement, le tiers compétent atteste, par écrit, la capacité nominale de l’équipement.

Grue sur piédestal

(7) L’exploitant veille à ce que chaque grue sur piédestal satisfasse aux critères suivants :

• a) un tableau de charge qui indique l’angle de la flèche et la charge de travail admissible pour chaque poulie et pour chaque mode de fonctionnementait est affiché dans la cabine du grutier;
• b) la grue est dotée :
  • (i) d’un mesureur de charge étalonné suivant les spécifications du fabricant ou conformément à toute norme de calibration au moins aussi rigoureuse,
  • (ii) d’un système indiquant la charge admissible qui est programmé pour différents modes de fonctionnement et comprenant des dispositifs de mesure de la charge et du moment,
  • (iii) d’un système de protection contre les surcharges brutes,
  • (iv) d’un indicateur de l’angle de la flèche si cet angle a un effet sur la capacité nominale de la grue,
  • (v) d’un dispositif indiquant l’extension de la flèche ou la portée de la charge si cette extension ou cette portée a un effet sur la capacité nominale de la grue,
  • (vi) de dispositifs pour limiter le mouvement de la flèche et des poulies,
  • (vii) de dispositifs d’arrêt d’urgence,
  • (viii) d’un anémomètre.

Crochets de la grue

(8) L’exploitant veille à ce que les crochets de la grue soient munis de crans de sécurité à engagement positif, qui empêchent le délestage de la charge dans toutes les conditions d’utilisation, ou de dispositifs équivalents.

Décollage ou atterrissage

(9) Il est interdit de manœuvrer une grue à proximité d’une aire d’atterrissage pour aéronefs lors du décollage ou de l’atterrissage d’un aéronef.

Certification de l’appareil de levage

(10) L’exploitant veille à ce que tout équipement de manutention qui lève plus de dix tonnes métriques fasse l’objet d’une certification par l’autorité.

Système de production sous-marin — plan de certification

134 (1) L’exploitant veille à ce que tout système de production sous-marin soit conçu, construit, installé, mis en service, utilisé, inspecté, surveillé, mis à l’essai et entretenu conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)c)(vi).

Conception

(2) Le système de production sous-marin est conçu pour :

• a) qu’il puisse éviter les dangers prévisibles ou revenir à l’état sécuritaire pour faire face aux dangers imminents;
• b) qu’il soutienne et scelle les raccords au puits, aux pipelines, à d’autres systèmes de production sous-marins ou à d’autres installations;
• c) qu’il revienne à l’état sécuritaire en cas de perte de contrôle ou de communication;
• d) que la défaillance d’un seul de ses composants ne puisse causer un événement accidentel majeur ni y contribuer;
• e) que les éléments de barrière de chaque conduite qui transporte des fluides soient fiables, aient la redondance nécessaire et soient aménagés pour : 
  • (i) éviter un écoulement incontrôlé des fluides du puits,
  • (ii) réduire au minimum la quantité de fluides déversée de la conduite en cas de déversement non voulu,
  • (iii) permettre la mise à l’essai de l’intégrité des éléments de barrière sans accroître les risques pour la sécurité ou pour l’environnement;
• f) que les équipements sous-marins soient à même de résister à toute charge à laquelle ils pourraient être soumis qui pourrait causer des dommages mécaniques ou en soient protégés;
• g) que les tubes prolongateurs de production puissent résister à tous les dangers et à toutes les charges environnementales auxquelles ils pourraient être soumis, sauf les icebergs, ou en soient protégés;
• h) que le bloc obturateur du puits soit soutenu par le système durant le forage, et que l’arbre et l’équipement de reconditionnement ou de contrôle de la pression lors d’intervention sur un puits le soient après l’achèvement du puits.

Tube prolongateur détachable

(3) L’exploitant veille à ce que tout tube prolongateur attaché à une plate-forme flottante dotée d’un système d’amarrage détachable ou d’un système de positionnement dynamique soit conçu de manière à pouvoir se détacher en toute sécurité dans toutes les conditions physiques et environnementales prévisibles.

Détachement des tubes prolongateurs

(4) L’exploitant veille à ce que, là où les tubes prolongateurs sont conçus pour se détacher afin d’éviter les dangers prévisibles, les fluides qu’ils contiennent soient déplacés en toute sécurité par l’eau ou isolés.

Intégrité du tube prolongateur

(5) En cas de détachement d’un tube prolongateur, l’exploitant veille à ce que l’intégrité du tube soit éprouvée par une mise à l’essai après rattachement, avant sa remise en service.

Contrôle

(6) Il veille à ce que le système de production sous-marin soit contrôlé à tout moment d’un seul endroit.

Analyses des modes de pannes et des effets

(7) Il veille à ce que tout système de production sous-marin fasse l’objet d’une analyse des modes de pannes et de leurs effets.

Équipement temporaire ou portatif

135 (1) L’exploitant veille à ce que tout équipement temporaire ou portatif utilisé sur une installation soit propre à l’usage auquel il est destiné.

Évaluation de l’équipement temporaire ou portatif

(2) Avant l’installation ou la mise en service de l’équipement temporaire ou portatif, l’exploitant veille à ce qu’une évaluation de cet équipement et de son intégration aux autres systèmes et équipements soit effectuée, afin de déterminer son incidence sur les éléments essentiels à la sécurité et sur les évaluations quantitatives du risque.

Plan de certification

(3) L’exploitant veille à ce que l’équipement temporaire ou portatif soit géré conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)c)(vii).

Vérification par l’autorité

(4) Il veille à ce que l’équipement temporaire ou portatif qui est un élément essentiel à la sécurité soit vérifié par l’autorité et ne puisse être mis en marche que si celle-ci confirme qu’il est adéquat et que son emplacement et son branchement ou raccordement sont sécuritaires.

Plates-formes — exigences additionnelles

Classification

136 L’exploitant veille à ce que les plates-formes flottantes soient visées par un certificat de classification valide délivré par une société de classification selon l’activité autorisée menée par la plate-forme.

Tirant d’air

137 Il veille à ce que chaque plate-forme qui prend appui sur le fond marin ou qui est stabilisée par des colonnes ait un tirant d’air suffisant pour fonctionner de façon sécuritaire dans des conditions de charge environnementales maximales auxquelles elle pourrait être soumise.

Stabilité

138 (1) L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante — qu’elle soit intacte ou dans une condition endommagée — soit stable et fonctionne de façon sécuritaire compte tenu de tous les mouvements et de toutes les charges auxquelles elle pourrait être soumise, notamment :

• a) en cernant les caractéristiques de stabilité et de réaction aux mouvements de la plate-forme au moyen d’analyses ou d’essais sur modèles;
• b) en cernant les charges et les mouvements critiques maximaux que la plate-forme peut supporter;
• c) en faisant en sorte que tout l’équipement soit fixé de manière à empêcher tout mouvement non voulu;
• d) en surveillant et en consignant dans un dossier les charges qui pourraient influer sur les mouvements, la stabilité et l’inclinaison de la plate-forme.

Franc-bord

(2) Il veille à ce que la plate-forme flottante ait un franc-bord suffisant pour fonctionner de façon sécuritaire dans des conditions de charge environnementales maximales auxquelles elle pourrait être soumise.

Exigence — Code et recueil

(3) Les règles applicables à l’égard de la stabilité et de la réaction au mouvement de la plate-forme flottante prévues au Code MODU et à la partie B du recueil IS ont force obligatoire et l’exploitant est tenu de s’y conformer, sauf pour ce qui est des exigences prévues au paragraphe 3.1.5.1 et 3.1.5.2 du Code MODU qui doivent, à l’égard des essais d’inclinaison relativement aux unités stabilisées par colonnes, être remplacées par les exigences des paragraphe (5) et (6).

Analyse des écarts

(4) L’exploitant effectue une analyse des écarts, à chaque mise à jour du Code MODU, entre les critères qui sont prévus dans la version la plus récente et ceux qui étaient prévus dans la version applicable au moment de la construction de la plate-forme flottante. Tout écart fait l’objet d’une analyse des risques par l’exploitant et des mesures d’atténuation doivent, au besoin, être mises en œuvre par celui-ci.

Essai d’inclinaison — première inspection

(5) L’exploitant veille à ce que les plates-formes mobiles extracôtières stabilisées par des colonnes fassent l’objet d’un essai d’inclinaison, au cours de la première inspection quinquennale exécutée par la société de classification, ou d’une étude de poids à l’état lège. S’il est procédé à l’étude et qu’elle révèle un changement du déplacement en exploitation de plus de un pour cent par rapport au déplacement lège calculé, l’exploitant veille à ce qu’un essai d’inclinaison soit effectué.

Inspections quinquennales subséquentes

(6) Au cours de chaque inspection quinquennale subséquente exécutée par la société de classification, l’exploitant veille, dans le cas où l’étude de poids à l’état lège ou l’essai d’inclinaison effectué au cours de la première inspection quinquennale révèle que la plate-forme mobile extracôtière stabilisée par des colonnes est entretenue conformément au programme de contrôle de poids visé à l’alinéa 154(1)c) et si cela est confirmé par les données consignées dans le registre mentionné au paragraphe 3.1.4 du Code MODU, à ce que le déplacement lège en exploitation soit vérifié au moyen d’une comparaison entre le tirant d’eau calculé et le tirant d’eau observé. Si la différence entre le déplacement prévu et le déplacement réel, calculée à partir des relevés du tirant d’eau, est de plus de un pour cent du déplacement en exploitation, l’exploitant veille à ce qu’une étude de poids à l’état lège soit effectuée conformément au paragraphe (5).

Essais d’inclinaison subséquents

(7) L’exploitant veille à ce qu’un essai d’inclinaison soit effectué tous les dix ans à partir de la troisième inspection quinquennale exécutée par la société de classification.

Plates-formes mobiles extracôtières auto-élévatrices — application

(8) Les paragraphes (5) à (7) s’appliquent également aux plates-formes mobiles extracôtières auto-élévatrices.

Plates-formes mobiles extracôtières auto-élévatrices — évaluation

139 (1) S’agissant d’une plate-forme mobile extracôtière auto-élévatrice, l’exploitant veille à ce que soit effectuée une évaluation spécifique à son emplacement des conditions du fond marin, notamment de la retenue du fond marin, afin d’assurer la stabilité et l’exploitation sécuritaire de la plate-forme.

Exigences

(2) Il veille à ce que chaque plate-forme mobile extracôtière auto-élévatrice soit conforme aux exigences suivantes :

• a) elle est dotée de systèmes pour surveiller activement :
  • (i) l’inclinaison de la coque,
  • (ii) la pénétration de ses jambes dans le fond marin,
  • (iii) les charges sur chacune des jambes,
  • (iv) le différentiel d’engrenage, le cas échéant;
• b) ses mécanismes élévateurs sont conçus de sorte que la défaillance d’un seul composant n’entraîne pas l’abaissement incontrôlé de la plate-forme.

Suspension des opérations et arrêt des puits

(3) L’exploitant veille à ce que les activités sur la plate-forme mobile extracôtière auto-élévatrice soient suspendues et à ce que tous les puits associés à la plate-forme soient mis à l’arrêt en toute sécurité si l’une des situations suivantes se produit :

• a) l’inclinaison de la coque ou le différentiel d’engrenage dépasse les limites permises qui sont mentionnées dans le manuel d’exploitation en application de l’alinéa 153(3)b);
• b) des changements inexpliqués se produisent dans les charges exercées sur toute jambe de la plate-forme;
• c) la pénétration des jambes dans le fond marin augmente;
• d) tout autre événement menace la stabilité de la plate-forme.

Mesures correctives

(4) L’exploitant veille à ce que les activités demeurent suspendues et les puits demeurent à l’arrêt jusqu’à ce qu’une enquête soit faite sur la cause de la situation visée au paragraphe (3) et que des mesures correctives aient été prises.

Système de ballastage et d’assèchement

140 (1) L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante soit dotée de systèmes de ballastage et d’assèchement fiables dont les composants ont la redondance nécessaire pour :

• a) maintenir le tirant d’eau, la stabilité et la résistance de la coque nécessaires dans les conditions d’exploitation prévisibles;
• b) permettre le retour de la plate-forme flottante à un état sécuritaire advenant un tirant d’eau, un gîte ou une assiette non voulus;
• c) éviter le transfert non voulu de fluides dans le système;
• d) vider et remplir toutes les citernes qui font partie du système;
• e) vider complètement et rapidement les espaces étanches.

Exigence — Code

(2) Les règles prévues au Code MODU à l’égard des systèmes de ballastage et d’assèchement ont force obligatoire et l’exploitant est tenu de s’y conformer.

Poste de contrôle du ballast secondaire

(3) S’agissant d’une plate-forme mobile extracôtière stabilisée par des colonnes, l’exploitant veille à ce qu’elle soit dotée d’un poste de contrôle du ballast secondaire muni :

• a) d’un moyen efficace pour communiquer avec les autres compartiments contenant du matériel lié au fonctionnement du système de ballastage;
• b) d’un système d’indication d’état et de contrôle des pompes de ballastage;
• c) d’un système d’indication d’état et de contrôle des vannes de ballastage;
• d) d’un système d’indication du niveau des citernes;
• e) d’un schéma du système de ballastage monté en permanence;
• f) d’indicateurs de gîte et d’assiette;
• g) d’un système d’indication du tirant d’eau;
• h) d’un système d’indication de la puissance disponible de la source d’alimentation électrique principale et de la source d’alimentation électrique de secours;
• i) d’un système d’indication de la pression pneumatique ou hydraulique du système de ballastage.

Poste de contrôle du ballast secondaire — position

(4) L’exploitant veille à ce que le poste de contrôle du ballast secondaire soit situé au-dessus de la ligne de flottaison dans la condition finale d’équilibre à la suite d’une inondation si la plate-forme flottante est dans une condition endommagée.

Analyse de modes de pannes et des effets

(5) L’exploitant ne se conforme pas au présent article tant que les systèmes de ballastage et d’assèchement n’ont pas fait l’objet d’une analyse des modes de pannes et de leurs effets.

Étanchéité, résistance aux intempéries et franc-bord — Code et recueil

141 (1) Les règles applicables à l’égard de l’étanchéité de la plate-forme flottante, de sa résistance aux intempéries et du franc-bord prévues au Code MODU et à la partie B du recueil IS ont force obligatoire et l’exploitant est tenu de s’y conformer.

Compartiments étanches

(2) L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante soit conçue avec un nombre de compartiments étanches suffisant pour préserver la flottabilité de réserve et la stabilité en cas d’avarie dans toutes les conditions prévisibles.

Certificat relatif au franc-bord

(3) Il veille à ce que chaque plate-forme flottante soit :

• a) visée par un certificat international de franc-bord ou un certificat international d’exemption pour le franc-bord délivré par le gouvernement de l’État sous le pavillon duquel elle est habilitée à naviguer comme prévu par l’article 16 de la Convention internationale de 1966 sur les lignes de charge;
• b) marquée conformément au certificat.

Dispositifs étanches et résistants aux intempéries

(4) Il veille à ce que la disposition et les spécifications des dispositifs étanches et résistants aux intempéries soient conformes aux mesures comprises à leur égard dans le plan de certification.

Infiltration d’eau

(5) Il veille à ce que chaque plate-forme flottante soit conçue avec des systèmes et des équipements qui permettent d’activer, de surveiller et d’indiquer — sur place et à partir des postes de contrôle du ballast — l’ouverture et la fermeture des portes et écoutilles étanches et de détecter et de signaler toute infiltration d’eau dans les espaces étanches qui ne sont pas conçus pour l’accumulation de liquide.

Hublots

(6) Il veille à ce que les colonnes d’une plate-forme mobile extracôtière stabilisée par des colonnes soient exemptes de tout hublot ou de toute autre ouverture semblable.

Maintien en position

142 L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante soit dotée d’un système d’amarrage ou d’un système de positionnement dynamique qui assure le maintien de sa position dans les limites d’exploitation de la plate-forme.

Système d’amarrage

143 (1) L’exploitant veille à ce que la conception du système d’amarrage soit fondée sur des analyses et des essais sur modèles de manière à assurer :

• a) la sécurité et la protection de l’environnement;
• b) la stabilité et l’état de fonctionnement de la plate-forme flottante;
• c) l’intégrité et l’état de fonctionnement des composants du système d’amarrage, y compris tout équipement de surface connexe;
• d) l’intégrité et l’état de fonctionnement des tubes prolongateurs de forage, des tubes prolongateurs de production, des tubes prolongateurs d’exportation ou de tout autre tube prolongateur;
• e) la redondance nécessaire dans les composants pour permettre à la plate-forme flottante de rester en place malgré la perte d’un seul de ses composants d’amarrage ou, s’agissant d’un système d’amarrage assisté par propulseurs, la perte du propulseur le plus efficace ou une défaillance unique dans le système d’alimentation ou le système de contrôle;
• f) s’agissant d’un système d’amarrage assisté par propulseurs, la résistance de la plate-forme flottante à des conditions météorologiques extrêmes en cas de panne de courant;
• g) le déplacement de la plate-forme flottante pour éviter les événements accidentels pour lesquels elle n’est pas conçue;
• h) l’accès sécuritaire aux éléments sous-marins ou de surface de l’installation, aux installations situées à proximité, aux navires de soutien et aux systèmes d’évacuation, ainsi qu’un dégagement suffisant pour assurer la sécurité de cet accès.

Limites de déplacement

(2) L’exploitant veille à ce que les limites de déplacement de la plate-forme flottante soient établies, fondées sur les analyses et les essais sur modèles exigés au paragraphe (1).

Perte du maintien en position et défaillance

(3) Il veille à ce que chaque plate-forme flottante comprenne des systèmes et des processus permettant de déceler de façon continue la perte de son maintien en position ou la défaillance de tout composant du système d’amarrage.

Surveillance de la tension sur les amarres

(4) Il veille à ce que la tension exercée sur les amarres soit surveillée et maintenue dans les limites d’exploitation du système d’amarrage.

Mesures

(5) Il veille à ce que le système d’amarrage continue de fonctionner conformément aux spécifications de conception en prenant notamment les mesures suivantes :

• a) l’évaluation périodique de son état;
• b) l’évaluation des dommages réels ou soupçonnés;
• c) les dispositions pour effectuer en temps opportun des réparations ou remplacements en cas d’endommagement ou de détérioration.

Système d’amarrage détachable

144 (1) Si la plate-forme flottante est dotée d’un système d’amarrage détachable, l’exploitant veille à ce que ce système soit conçu de manière à pouvoir se détacher de la plate-forme d’une manière contrôlée, sans créer un risque de dérive.

Plan de certification

(2) Il veille à ce que le système d’amarrage détachable soit conçu et entretenu conformément aux mesures comprises dans le plan de certification aux termes du sous-alinéa 29(3)d)(iv).

Système principal et de rechange

(3) Il veille à ce que le système d’amarrage détachable comprenne un système principal et un système de rechange qui permettent le détachement, les deux systèmes pouvant être actionnés sur place ou à distance.

Capacité de la plate-forme flottante

(4) Il veille à ce que la plate-forme flottante dotée d’un système d’amarrage détachable ait la capacité :

• a) de manœuvrer en toute sécurité au moyen de sa propre source de propulsion;
• b) de maintenir une position et une direction sécuritaires tout en étant détachée.

Critères et procédures de détachement

(5) Il veille à ce que des critères et des procédures de détachement soient élaborés pour tous les scénarios plausibles de détachement, y compris des procédures de surveillance des conditions environnementales et de lancement d’alertes si ces conditions se détériorent et pourraient rendre nécessaire un détachement.

Détachement et rattachement

(6) Il veille à ce que le système d’amarrage détachable puisse :

• a) se détacher de manière planifiée de la plate-forme flottante compte tenu du temps nécessaire pour la décompression et la vidange des conduites d’écoulement sous-marines ainsi que pour la reprise de la production une fois son rattachement à la plate-forme complétée;
• b) se détacher d’urgence de la plate-forme flottante compte tenu du temps nécessaire à la fermeture en toute sécurité des puits et de l’équipement sous-marin;
• c) se rattacher à la plate-forme flottante d’une manière ordonnée, dans le respect des conditions physiques et environnementales qui sont mentionnées dans le manuel d’exploitation aux termes de l’alinéa 153(2)d).

Capacité de détachement — vérification périodique

(7) L’exploitant vérifie périodiquement la capacité de détachement du système d’amarrage et consigne les constatations qui en découlent dans un dossier.

Dépassement des limites de déplacement

(8) L’exploitant veille à ce que le détachement d’urgence visé à l’alinéa (6)b) soit enclenché si la plate-forme flottante dépasse les limites de déplacement établies en application du paragraphe 143(2).

Système de positionnement dynamique

145 (1) L’exploitant veille à ce que la conception du système de positionnement dynamique de la plate-forme flottante :

• a) soit fondée sur des analyses numériques et des essais sur modèles, de sorte que le point de référence de la position et le contrôle directionnel de la plate-forme puissent être maintenus dans les limites de tolérance prévues pour répondre aux exigences de conception opérationnelles liées à toutes les charges fonctionnelles et à toutes les charges environnementales auxquelles le système de positionnement dynamique pourrait être soumis à l’emplacement prévu de la plate-forme;
• b) soit fondée sur une analyse des modes de pannes et de leurs effets, de manière à assurer l’isolement des systèmes et composants essentiels à la sécurité et la redondance nécessaire de ces systèmes et composants afin de maintenir la position de la plate-forme dans l’éventualité où se concrétise un scénario plausible de défaillance de l’équipement;
• c) permette au système de résister à la perte de tous les composants du système de positionnement dynamique situés dans un compartiment étanche ou une subdivision pare-feu de la plate-forme à la suite d’une inondation ou d’un incendie;
• d) comprenne des systèmes pour surveiller les paramètres de fonctionnement et d’intégrité des systèmes essentiels du système de positionnement dynamique et pour déclencher des alertes en cas de défaillance des systèmes essentiels.

Limites de déplacement

(2) L’exploitant veille à ce que les limites de déplacement de la plate-forme flottante, fondées sur les analyses numériques et les essais sur modèles exigés à l’alinéa (1)a), soient établies.

Système de détachement

146 (1) L’exploitant veille à ce que chaque plate-forme flottante dotée d’un système de positionnement dynamique soit munie d’un système de détachement qui permet :

• a) de détacher de manière planifiée les tubes prolongateurs et les conduites d’écoulement sous-marines compte tenu du temps nécessaire à leur préparation en vue du détachement;
• b) de détacher d’urgence les tubes prolongateurs et les conduites d’écoulement sous-marines compte tenu du temps nécessaire à la fermeture en toute sécurité des puits et de l’équipement sous-marin;
• c) de rattacher les tubes prolongateurs et les conduites d’écoulement sous-marines d’une manière ordonnée, dans le respect des conditions physiques et environnementales mentionnées dans le manuel d’exploitation aux termes de l’alinéa 153(2)d).

Démonstration

(2) L’exploitant démontre périodiquement par des essais de rendement que le système de détachement répond aux exigences du paragraphe (1).

Dépassement des limites

(3) L’exploitant veille à ce que le détachement d’urgence visé à l’alinéa (1)b) soit enclenché si la plate-forme flottante dépasse les limites de déplacement établies en application du paragraphe 145(2).

Décisions et dérogations

147 S’agissant de toute plate-forme flottante immatriculée à l’extérieur du Canada, l’exploitant :

• a) établit une liste de toutes les décisions et dérogations prises et accordées par l’État d’immatriculation à l’égard des normes adoptées par l’Organisation maritime internationale;
• b) fait une évaluation des risques afin de déterminer les mesures nécessaires pour réduire les risques pour la sécurité et pour l’environnement au niveau le plus bas possible;
• c) établit un plan d’action pour mettre en œuvre ces mesures.

Intégrité des actifs

Exigence

148 L’exploitant veille à ce que chaque installation, notamment ses systèmes et équipements, soit inspectée, surveillée, mise à l’essai, entretenue et exploitée de manière à assurer la sécurité, à protéger l’environnement et à éviter le gaspillage et à ce qu’elle continue de fonctionner conformément aux spécifications de conception dans des conditions de charge et d’exploitation maximales auxquelles elle pourrait être soumise.

Examen non destructif

149 L’exploitant veille à ce que les joints et les parties structurelles essentiels de l’installation fassent l’objet d’un examen non destructif au moins une fois tous les cinq ans après la date de la dernière inspection, ou plus souvent si c’est nécessaire pour assurer la poursuite sécuritaire des opérations de l’installation.

Préparation hivernale

150 L’exploitant veille à ce que la préparation hivernale de l’installation soit effectuée conformément au paragraphe 103(5) avant d’entreprendre toute exploitation dans un climat froid.

Gestion de la corrosion

151 (1) L’exploitant veille à ce que la corrosion des équipements, notamment les cuves de traitement ainsi que la tuyauterie, les soupapes, les raccords et les éléments structuraux de l’installation dont la défaillance due à la corrosion — notamment à la suite d’une exposition à un environnement acide — constituerait un danger pour la sécurité ou pour l’environnement, soit prévenue et gérée tout au long du cycle de vie de l’installation.

Programme de gestion de la corrosion

(2) L’exploitant élabore un programme de gestion de la corrosion qui prévoit les mesures nécessaires pour prévenir toute défaillance critique due à une dégradation causée par la corrosion afin d’assurer l’intégrité continue des éléments essentiels à la sécurité.

Exigences du programme

(3) Le programme répond aux exigences suivantes :

• a) il comprend tous les éléments essentiels à la sécurité qui sont susceptibles de subir une dégradation due à la corrosion;
• b) il prévoit les analyses nécessaires pour établir les mécanismes de dégradation due à la corrosion ainsi que les limites et les modes de pannes des éléments essentiels à la sécurité visés à l’alinéa a), compte tenu des conditions physiques et environnementales prévisibles et de l’exposition à des produits chimiques;
• c) il comprend des mesures de prévention de la corrosion, autant que faire se peut, et des mesures d’atténuation des effets de la corrosion ou de protection contre ceux-ci;
• d) il prévoit des activités d’inspection et de surveillance de la corrosion ainsi que de tout système de protection contre la corrosion et de prévention de celle-ci;
• e) il prévoit la collecte et l’analyse de données initiales et continues afin de surveiller la corrosion;
• f) il prévoit, d’une part, l’évaluation continue des activités et des calendriers d’entretien visés à l’alinéa 155(2)f) sur le fondement des données et de l’analyse visées à l’alinéa e) afin de vérifier qu’ils sont adéquats pour assurer la gestion de la corrosion des éléments essentiels à la sécurité et, d’autre part, la modification de ces activités et calendriers au besoin;
• g) il prévoit l’entretien préventif, en temps opportun, de tout système de protection contre la corrosion et de prévention de celle-ci;
• h) il prévoit l’inspection, la surveillance et l’entretien, en temps opportun, des éléments essentiels à la sécurité, conformément aux exigences du programme de maintenance visé aux alinéas 155(2)e) et f) ainsi que toute réparation, jusqu’à ce que les limites établies en application de l’alinéa b) aient été atteintes.

Mise en œuvre et mise à jour

(4) L’exploitant veille à ce que ce programme soit mis en œuvre et mis à jour périodiquement en tenant compte des données et de l’analyse visées à l’alinéa (3)e).

Exploitation et maintenance

Restrictions et exigences

152 L’exploitant est tenu d’exploiter l’installation, notamment ses systèmes et équipements, conformément aux restrictions prévues par le certificat de conformité aux termes du paragraphe 27(3), conformément aux exigences de la présente partie et conformément au manuel d’exploitation visé à l’article 153.

Manuel d’exploitation

153 (1) L’exploitant élabore, respecte et tient à jour un manuel d’exploitation qui comprend les documents et renseignements ci-après, ou y fait renvoi :

• a) une description générale de l’installation, notamment ses caractéristiques particulières;
• b) la voie hiérarchique et les rôles, responsabilités et pouvoirs des personnes pendant l’exploitation normale de l’installation et en situation d’urgence;
• c) les limites d’exploitation de l’installation, notamment ses systèmes et équipements;
• d) les conditions physiques et environnementales dans lesquelles chaque installation et chaque pipeline peuvent fonctionner sans compromettre la sécurité et la protection de l’environnement et dans lesquelles chaque installation et chaque pipeline peuvent survivre compte tenu des résultats des analyses, essais sur modèles, modélisations numériques et enquêtes visés au paragraphe 104(2);
• e) les résultats des évaluations du risque et de la fiabilité obtenus en application du paragraphe 107(1);
• f) la liste des procédures nécessaires pour assurer une exploitation sécuritaire de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, compte tenu des limites visées à l’alinéa c);
• g) la liste des événements accidentels qui exigeraient la mise en œuvre du plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12, des possibles déclencheurs de ces événements et des mesures à prendre afin d’éviter qu’ils se produisent;
• h) la liste des procédures, des pratiques, des ressources et des mesures de surveillance prévues au plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12;
• i) les critères pour la pénétration minimale de la plate-forme dans le fond marin et pour l’affouillement maximal de sa fondation et la disposition de son système d’ancrage;
• j) les caractéristiques de la fondation de la plate-forme et de sa pénétration dans le fond marin ou la disposition du système d’ancrage ainsi que les mesures à prendre pour surveiller l’intégrité de la fondation ou des systèmes d’amarrage et d’ancrage;
• k) les critères permettant de déterminer les conditions et phénomènes météorologiques et océanographiques qui requièrent la réalisation d’une inspection des composants sous-marins et des pipelines;
• l) des plans montrant la disposition des compartiments étanches et résistants aux intempéries;
• m) le détail des ouvertures dans les compartiments étanches et résistants aux intempéries, notamment l’emplacement des évents, des manches à air et de toute autre voie communicante, et des moyens de fermeture de ces compartiments, ainsi que l’emplacement des points d’envahissement par les hauts;
• n) un plan contenant les renseignements sur les charges de pont permises, les limites de charge variables et le chargement préalable;
• o) le détail des signaux et alarmes sonores et visuels utilisés par le système de communication visé à l’article 125, le système d’alarme général visé à l’article 126 et le système de détection d’incendie et de gaz visé à l’article 128 et de tout système de codage par couleurs utilisé pour la sécurité des personnes qui se trouvent dans l’installation;
• p) des renseignements concernant les systèmes de protection contre la corrosion et de prévention de celle-ci, notamment leur type et leur emplacement, et les exigences qui s’appliquent à eux en ce qui concerne la sécurité et l’entretien;
• q) des dessins techniques montrant :
  • (i) le cas échéant, la disposition de la structure des ponts et des équipements qui y sont situés, des aires d’habitation, des refuges temporaires, de l’aire d’atterrissage pour aéronefs et tous les détails nécessaires pour vérifier et gérer l’intégrité des coques, des composants d’amarrage, des structures primaires et des structures essentielles, des composants de la fondation, des mécanismes élévateurs, des tubes prolongateurs et des conducteurs,
  • (ii) la disposition des zones dangereuses et des équipements qui y sont situés,
  • (iii) un plan de contrôle et d’évacuation en cas d’incendie, notamment :
    • (A) l’emplacement des voies de secours, des systèmes fixes d’extinction des incendies et des engins de sauvetage,
    • (B) la disposition des barrières qui fournissent une protection passive contre les incendies et le souffle et des équipements connexes;
• r) les exigences d’exploitation et d’entretien des engins de sauvetage visés à l’article 117;
• s) l’inventaire des aéronefs utilisés pour la conception de toute aire d’atterrissage pour aéronefs à l’installation, leur poids maximal et l’emplacement des roues ainsi que les dimensions maximales des aéronefs pour lesquels l’aire d’atterrissage a été conçue, notamment l’étendue de la zone d’approche dégagée pour ceux-ci;
• t) les arrangements spéciaux pris pour faciliter l’inspection et l’entretien de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, et le stockage du pétrole brut sur l’installation;
• u) les instructions à suivre ou les précautions spéciales à prendre si des réparations ou des modifications à l’installation, notamment ses systèmes et équipements, sont effectuées;
• v) toute exigence et procédure spéciale d’utilisation ou d’urgence qui touche à des éléments essentiels à la sécurité, notamment le système d’arrêt d’urgence visé à l’article 129;
• w) la description du tirant d’air ou du franc-bord et des moyens employés pour répondre aux exigences visées à l’article 137 ou aux paragraphes 138(2) et 141(1) et (3), selon le cas;
• x) le nombre de personnes qui peuvent être logées sur l’installation durant les opérations courantes;
• y) une brève description des systèmes et équipements de l’installation, notamment des diagrammes et instructions concernant leur assemblage, leur utilisation et leur entretien;
• z) la description de la source d’alimentation électrique principale visée au paragraphe 120(4) et de la source d’alimentation électrique de secours visée à l’article 123 et de toute restriction à leur utilisation;
• z.1) la marche à suivre pour documenter périodiquement les résultats des inspections, de la surveillance, de la mise à l’essai et de l’entretien relativement à l’intégrité de l’installation ainsi que le format et la présentation de cette documentation;
• z.2) la marche à suivre pour aviser le délégué à la sécurité et l’autorité en application des paragraphes 158(1) et 166(1) et (2).

Plate-forme flottante — renseignements additionnels

(2) S’agissant d’une plate-forme flottante, le manuel d’exploitation comprend également :

• a) la description des capacités du système de maintien en position, compte tenu des limites d’exploitation de la plate-forme;
• b) les procédures en cas de défaillance d’un composant du système de maintien en position qui est essentiel à la sécurité;
• c) les procédures en cas d’un déplacement de la plate-forme flottante en dehors des limites établies dans le cadre des analyses et des essais sur modèles en application des paragraphes 143(2) et 145(2);
• d) la description du système de maintien en position et ses limites d’exploitation et notamment, s’agissant du système d’amarrage, les charges environnementales que les amarres peuvent supporter pour maintenir la plate-forme flottante en place quand elle est amarrée, la puissance et la capacité de maintien prévues des ancres par rapport au sol à l’emplacement de production ou à l’emplacement de forage ainsi que les conditions physiques et environnementales permettant son rattachement à la plate-forme flottante et, s’agissant du système de positionnement dynamique, les conditions physiques et environnementales permettant le rattachement des tubes prolongateurs et des conduites d’écoulement;
• e) la description des limites des ordinateurs de bord ou des systèmes informatiques de contrôle utilisés pour des opérations comme le ballastage ou le positionnement dynamique et dans les calculs de l’assiette et de la stabilité de la plate-forme flottante;
• f) les instructions pour évaluer les conditions de chargement et de ballastage de la plate-forme flottante afin d’en déterminer la stabilité et pour gérer ces conditions afin d’assurer la stabilité de la plate-forme flottante selon les règles visées au paragraphe 138(3);
• g) les données sur l’emplacement, le type et le poids du ballast fixe dont est équipée la plate-forme flottante;
• h) les courbes hydrostatiques ou les données équivalentes;
• i) un plan montrant la capacité et le centre de gravité des citernes et des compartiments de rangement des matériaux en vrac;
• j) des tableaux ou des courbes de sondage des citernes montrant la capacité et le centre de gravité de chaque citerne, à intervalles gradués, ainsi que les données sur la surface libre de chacune;
• k) les données sur la stabilité compte tenu de la hauteur maximale du centre de gravité au-dessus de la quille par rapport à la courbe de tirant d’eau ou d’autres paramètres fondés sur les critères relatifs à la stabilité de la plate-forme flottante;
• l) les résultats de l’essai d’inclinaison ou les résultats de l’étude du poids à l’état lège et de l’essai d’inclinaison, et l’emplacement du centre de gravité mis à jour à la suite d’une étude de port en lourd;
• m) des exemples de conditions de chargement pour chaque mode d’exploitation, avec les moyens d’évaluation des autres conditions de chargement;
• n) des dessins techniques montrant :
  • (i) la disposition et l’emplacement de toutes les ouvertures qui pourraient influer sur la stabilité de la plate-forme et leurs dispositifs de fermeture,
  • (ii) la disposition et le fonctionnement des systèmes de ballastage et d’assèchement, ainsi que les instructions pour veiller à ce que :
    • (A) le tirant d’eau, la stabilité et la résistance de la coque nécessaires puissent être maintenus dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles,
    • (B) la plate-forme flottante puisse être remise dans un état sécuritaire advenant un tirant d’eau, un gîte ou une assiette non voulus;
• o) l’organisation des équipements de remorquage, s’il y a lieu, et les limites d’exploitation des composants de ces équipements.

Plate-forme mobile extracôtière — renseignements additionnels

(3) S’agissant d’une plate-forme mobile extracôtière, le manuel d’exploitation comprend également :

• a) la description de tout équipement d’élévation et d’abaissement de l’installation et les détails de tout type d’accouplement spécial et de leur objet, ainsi que les instructions d’utilisation et d’entretien de l’équipement et de l’accouplement;
• b) les limites permises à l’égard de l’inclinaison de la coque et du différentiel d’engrenage.

Programmes

154 (1) L’exploitant élabore les programmes ci-après afin d’assurer l’intégrité continue de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, à compter de la mise en service de l’installation jusqu’à son abandon ou son enlèvement de la zone extracôtière :

• a) un programme de maintenance qui répond aux exigences prévues à l’article 155;
• b) un programme de préservation qui répond aux exigences prévues à l’article 156;
• c) un programme de contrôle de poids qui répond aux exigences prévues à l’article 157.

Mise en œuvre et mise à jour

(2) L’exploitant veille à ce que ces programmes soient mis en œuvre et mis à jour périodiquement.

Programme de maintenance

155 (1) Le programme de maintenance prévoit les politiques et procédures d’inspection, de surveillance, de mise à l’essai et d’entretien de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, qui sont nécessaires pour assurer la sécurité, protéger l’environnement et prévenir le gaspillage.

Exigences

(2) Le programme répond aux exigences suivantes :

• a) il comprend les mesures visant à assurer que l’installation, notamment ses systèmes et équipements, continue de fonctionner conformément aux spécifications de conception;
• b) il comprend les mesures visant à assurer le respect des exigences d’inspection, de surveillance, de mise à l’essai et d’entretien qui sont prévues à la partie 8;
• c) il comprend les normes de rendement élaborées par l’exploitant qui sont applicables à l’installation, notamment ses systèmes et équipements;
• d) il tient compte des modes de pannes et des mécanismes de défaillance des éléments essentiels à la sécurité ainsi que des causes de ces défaillances;
• e) il prévoit des activités d’inspection et de surveillance dont la fréquence et l’exécution permettent de prévenir les défaillances visées à l’alinéa d), dans la mesure du possible, ou d’en atténuer les effets, et de réparer, de remplacer ou de modifier sans délai et conformément à l’article 158 les éléments essentiels à la sécurité;
• f) il prévoit des activités et des calendriers d’entretien prédictif et préventif pour chaque élément essentiel à la sécurité qui :
  • (i) reposent sur les normes de rendement visées à l’alinéa c),
  • (ii) tiennent compte des recommandations du fabricant et des normes et des pratiques exemplaires de l’industrie,
  • (iii) prévoient un délai précis maximal pour l’inspection complète de chaque élément essentiel à la sécurité compte tenu de son état et des conditions dans lesquelles il est utilisé,
  • (iv) s’agissant de tout équipement rotatif, prévoient le démantèlement et l’inspection partiels ou complets de cet équipement à la fréquence nécessaire pour le maintenir en bonne condition et faire en sorte que son fonctionement, sa disponibilité, sa fiabilité et son rendement soient conformes aux spécifications de conception,
  • (v) prévoient le régime d’entretien périodique de l’équipement peu utilisé, notamment les génératrices d’urgence, les génératrices essentielles et les pompes d’incendie,
  • (vi) prévoient la gestion des pièces de rechange, de sorte que des pièces de rechange essentielles se trouvent sur l’installation, pour assurer le maintien du fonctionnement, de la disponibilité, de la fiabilité et du rendement de chaque élément essentiel à la sécurité selon ses spécifications de conception.

Programme de préservation

156 (1) Le programme de préservation prévoit les mesures nécessaires pour assurer l’intégrité de tout équipement qui est mis hors service et entreposé en vue d’une utilisation future.

Inspection périodique

(2) Le programme prévoit l’inspection périodique de l’équipement qui a été entreposé afin d’en vérifier l’intégrité et de faire en sorte qu’il soit propre à l’usage auquel il est destiné s’il est mis en service.

Programme de contrôle de poids

157 Le programme de contrôle de poids prévoit les mesures nécessaires pour assurer que le poids et le centre de gravité de chaque installation respectent en toute sécurité ses limites d’exploitation.

Avis de réparation, de remplacement et de modification

158 (1) Il est interdit au titulaire du certificat de conformité d’effectuer des réparations, des modifications ou des remplacements à l’égard d’un élément essentiel à la sécurité ou d’apporter à bord de l’installation de l’équipement qui modifierait la conception, le rendement ou l’intégrité de l’élément essentiel à la sécurité sans en avoir d’abord avisé l’autorité et le délégué à la sécurité.

Approbation

(2) Sous réserve du paragraphe (3), le titulaire du certificat de conformité veille à obtenir l’approbation de l’autorité avant d’effectuer les réparations ou modifications visées au paragraphe (1).

Vérification

(3) Le titulaire du certificat de conformité veille à ce que l’élément essentiel à la sécurité ayant fait l’objet d’une réparation ou d’une modification ne soit pas mis en marche jusqu’à ce que l’autorité l’ait vérifié et ait :

• a) confirmé que l’élément essentiel à la sécurité est propre à l’usage auquel il est destiné, peut être utilisé sans danger pour les êtres humains et l’environnement et répond aux exigences prévues au présent règlement;
• b) imposé des restrictions à l’exploitation de l’installation afin que celle-ci satisfasse aux conditions prévues à l’alinéa 27(1)b).

Réparation et modification en cas d’urgence

(4) En cas d’urgence, les paragraphes (2) et (3) ne s’appliquent pas si le chargé de projet estime que le temps nécessaire pour répondre aux exigences prévues à ces paragraphes met en danger l’environnement ou les personnes se trouvant sur l’installation.

Vérification en cas d’urgence

(5) Dans le cas d’une réparation ou d’une modification d’urgence, l’élément essentiel à la sécurité fait l’objet de la vérification visée au paragraphe (3) dès que les circonstances le permettent.

Non-application

(6) Le présent article ne s’applique pas dans le cas d’ajustements ou de mises à l’essai d’un raccord de chaudière ou de système sous pression.

Puits

Systèmes liés aux fluides de forage

159 L’exploitant veille à ce que :

• a) le système de fluide de forage et l’équipement de surveillance connexe constituent une barrière efficace contre la pression de formation, assurent la sécurité des travaux relatifs à un puits, préviennent la pollution et permettent une évaluation du puits;
• b) les indicateurs et les dispositifs d’alarmes liés à l’équipement de surveillance soient installés à des endroits stratégiques sur l’appareil de forage de manière à alerter les personnes qui s’y trouvent;
• c) du personnel soit affecté à la surveillance continue, à l’aide de systèmes autonomes de surveillance des paramètres essentiels à la sécurité des travaux relatifs à un puits ou à la détection du gain ou de la perte de fluide de forage pendant que l’installation est raccordée au puits et qu’elle reçoit le retour du fluide, l’un des systèmes étant situé au poste de forage et un autre à distance de ce poste.

Tube prolongateur de forage

160 (1) L’exploitant veille à ce que, pendant toute la durée des travaux relatifs à un puits, chaque tube prolongateur de forage puisse :

• a) fournir un accès au puits;
• b) isoler le trou de sonde de la mer;
• c) résister à la différence de pression entre le fluide de forage et la mer;
• d) résister aux charges maximales auxquelles il pourrait être soumis;
• e) permettre au fluide de forage de retourner à l’installation.

Support du tube prolongateur de forage

(2) Il veille à ce que le tube prolongateur de forage soit supporté de manière à compenser efficacement les charges résultant du mouvement de l’installation, du fluide de forage ou de la colonne d’eau.

Analyse du tube prolongateur de forage

(3) L’exploitant veille à ce que soient effectuées une analyse du tube prolongateur de forage et, dans le cas d’une plate-forme flottante qui utilisera le système de positionnement dynamique, une analyse des points faibles du tube prolongateur.

Soupape de sécurité souterraine à sûreté intégrée

161 (1) L’exploitant veille à ce que le puits d’exploitation achevé soit muni d’une soupape de sécurité souterraine à sûreté intégrée qui peut être manœuvrée depuis la surface.

Exigences

(2) Il veille à ce que la soupape de sécurité souterraine soit :

• a) conçue, installée, mise à l’essai, entretenue et utilisée de manière à empêcher tout écoulement incontrôlé du puits à son activation;
• b) s’agissant d’un puits achevé situé dans le pergélisol formé de sédiments non consolidés, installée dans le tube de production sous la base du pergélisol.

Soupape de sécurité à sûreté intégrée

(3) Il veille à ce que le puits d’exploitation achevé qui a des capacités d’injection, de production ou de levage par poussée de gaz dans l’annulaire-A soit muni, sur l’annulaire-A, d’une soupape de sécurité à sûreté intégrée.

Exigence

(4) Il veille à ce que la soupape de sécurité à sûreté intégrée sur l’annulaire-A soit conçue, installée, mise à l’essai, entretenue et utilisée de manière à empêcher tout écoulement incontrôlé du puits à son activation.

Matériel tubulaire, arbres et têtes de puits

162 (1) L’exploitant veille à ce que le matériel tubulaire des puits, les arbres et les têtes de puits soient utilisés conformément aux bonnes pratiques d’ingénierie.

Environnement acide

(2) Il veille à ce que le matériel tubulaire des puits, les arbres et les têtes de puits susceptibles d’être exposés à un environnement acide puissent fonctionner de façon sécuritaire dans un tel environnement.

Fonctionnement efficace et sécuritaire

(3) Il veille à ce que l’équipement lié à la tête de puits et à l’arbre, notamment toute soupape, soit conçu et entretenu de manière à fonctionner efficacement et de façon sécuritaire tout au long du cycle de vie du puits et sous toutes les charges auxquelles il pourrait être soumis.

Équipement pour les essais d’écoulement de formation

163 (1) L’exploitant veille à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation soit conçu de manière à contrôler en toute sécurité la pression du puits, à évaluer la formation et à prévenir la pollution.

Pression nominale

(2) Il veille à ce que la pression nominale de fonctionnement de l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation, au niveau du collecteur d’essai du puits et en amont de celui-ci, soit supérieure à la pression statique maximale prévue.

Surpression

(3) Il veille à ce que l’équipement en aval du collecteur d’essai du puits soit protégé contre la surpression.

Soupape de sécurité de fond

(4) S’agissant d’un puits d’exploitation, il veille à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation comprenne une soupape de sécurité de fond qui permet la fermeture du train de tiges d’essai au-dessus de la garniture d’étanchéité.

Programme d’essais d’écoulement de formation

(5) Dans le cas d’un programme d’essais d’écoulement de formation pour un puits d’exploration ou un puits de délimitation, il veille à ce qu’une soupape de sécurité de fond soit installée avant les essais, sauf si à la fois :

• a) il a été démontré dans le programme visé à l’alinéa 62(3)a) que le niveau de risque lié à la solution de rechange proposée dans ce programme est équivalent ou inférieur à celui lié à l’utilisation d’une soupape de sécurité de fond;
• b) l’Office a approuvé l’essai au titre du paragraphe 62(5).

Arbre d’essai sous-marin

(6) Il veille à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation dans un puits foré à l’aide d’une unité de forage flottante comporte un arbre d’essai sous-marin muni :

• a) d’une soupape qui peut être manœuvrée de la surface et qui se ferme automatiquement au besoin pour empêcher tout écoulement incontrôlé du puits;
• b) d’un système de libération qui permet au train de tiges d’essai d’être débranché de façon mécanique ou hydraulique à l’intérieur ou au-dessous des blocs obturateurs.

Pipelines

Intégrité des pipelines — normes

164 (1) L’exploitant veille à ce que les pipelines soient conçus, construits, installés, exploités et entretenus conformément à la norme de l’Association canadienne de normalisation Z662 intitulée Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz, en ce qui a trait aux canalisations extracôtières.

Programme de gestion de l’intégrité

(2) Il veille à ce que le programme de gestion de l’intégrité des réseaux de canalisation prévu par la même norme soit mis en œuvre et mis à jour périodiquement.

Surveillance des installations, puits et pipelines

Surveillance des systèmes

165 (1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée, dans le centre de contrôle principal, d’un système centralisé de surveillance des systèmes dont la défaillance pourrait causer un événement accidentel ou du gaspillage ou y contribuer.

Gestion des systèmes connexes

(2) Il veille à ce que toutes les fonctions d’alarme, de sécurité, de surveillance, d’avertissement et de contrôle liées aux systèmes surveillés visés au paragraphe (1) soient gérées de manière à prévenir tout incident à signaler et tout gaspillage.

Personnes concernées informées

(3) Il veille à ce que les personnes concernées soient informées si toute fonction visée au paragraphe (2) a été suspendue et si elle est remise en service.

Suspension

(4) Lors de la suspension ou de la détection d’une dégradation de toute fonction visée au paragraphe (2), l’exploitant veille à ce que l’utilisation du système auquel la fonction est liée soit suspendue :

• a) jusqu’au retour en service de la fonction, dans le cas d’une suspension;
• b) jusqu’à ce que des mesures soient mises en œuvre pour parer aux risques d’incident à signaler ou de gaspillage, dans le cas de la détection d’une dégradation.

Avis de détérioration — délégué à la sécurité

166 (1) L’exploitant avise sans délai le délégué à la sécurité de toute détérioration de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, d’un pipeline, d’un puits, d’un navire ou d’un véhicule de service qui est susceptible de nuire à la sécurité ou à l’environnement.

Avis de détérioration — autorité

(2) Il avise également l’autorité sans délai si l’installation, notamment ses systèmes et équipements, le pipeline ou la partie du puits en cause est visé par le plan de travail prévu à l’article 30.

Correction de la dégradation

(3) L’exploitant veille à ce que toute dégradation de l’installation, notamment ses systèmes et équipements, ainsi que du pipeline, du puits, du navire ou du véhicule de service susceptible de nuire à la sécurité ou à l’environnement soit corrigée sans délai.

Délai — mesures d’atténuation

(4) S’il est impossible de corriger la dégradation sans délai, l’exploitant veille à ce que les exigences suivantes soient remplies :

• a) une évaluation des risques est effectuée afin de déterminer les mesures d’atténuation des risques qui s’imposent;
• b) les mesures sont mises en œuvre;
• c) la dégradation est corrigée dès que les circonstances le permettent.

Non-application

(5) Les paragraphes (3) et (4) ne s’appliquent pas dans le cas d’un élément essentiel à la sécurité.

PARTIE 9

Opérations de soutien

Véhicule de service

167 L’exploitant veille à ce que tout véhicule de service puisse remplir son rôle de soutien en toute sécurité dans les conditions physiques et environnementales prévisibles qui prévalent dans la région où il est utilisé.

Véhicule de service — disponibilité et équipement

168 (1) L’exploitant d’une installation sur laquelle se trouvent habituellement des personnes veille au respect des exigences ci-après à l’égard des véhicules de service :

• a) un véhicule de service situé à une distance telle de l’installation que le trajet aller-retour est d’au plus vingt minutes est disponible en tout temps pour les interventions d’urgence;
• b) chaque fois qu’un aéronef atterrit ou décolle et chaque fois que du personnel travaille sur le flanc de l’installation ou est autrement exposé au risque de tomber à l’eau, un véhicule de service situé dans les environs immédiats de l’installation est disponible et prêt à effectuer des opérations de sauvetage et de récupération;
• c) le véhicule de service visé aux alinéas a) ou b) :
  • (i) est équipé de manière à pouvoir fournir les services d’urgence, notamment le sauvetage et les premiers soins, pour tout le personnel se trouvant sur l’installation en cas d’urgence,
  • (ii) est équipé d’un canot de secours rapide à redressement automatique conforme aux exigences du chapitre V du recueil LSA qui peut être mis à l’eau et récupéré avec son plein chargement en personnes et en équipement, est prêt à être déployé en cas d’urgence.

Distance exigée dépassée

(2) Si le véhicule de service se trouve à une distance plus grande que celle visée à l’alinéa (1)a), le chargé de projet et la personne responsable du véhicule de service consignent ce fait et indiquent la raison pour laquelle la distance ou la durée du trajet n’a pas été respecté.

Capitaine du navire

(3) Durant toute activité ou dans toute situation visées à l’alinéa (1)b) ou dans toute autre activité ou situation qui présente un risque accru pour la sécurité de l’installation, le capitaine du navire, sous la direction du chargé de projet, tient le véhicule à proximité de l’installation, maintient ouvertes les voies de communication avec celle-ci et se tient prêt à mener une opération de sauvetage.

Canot de secours

169 L’exploitant veille à ce que, pour tout navire qui est utilisé dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique ou d’un programme environnemental, d’un projet de plongée ou de tous travaux de construction, un canot de secours soit disponible et prêt à être utilisé en cas d’urgence.

Zone de sécurité — installation

170 (1) La zone de sécurité autour d’une installation est formée de la superficie se trouvant dans les cinq cents mètres à l’extérieur du périmètre de l’installation; si un ou des composants de l’installation dépassent ce périmètre, les cinq cents mètres sont comptés à partir de la limite extérieure du composant qui le dépasse le plus.

Zone de sécurité — navire

(2) S’agissant du navire utilisé dans le cadre d’un programme géoscientifique, d’un programme géotechnique ou d’un programme environnemental ou d’un projet de plongée, la zone de sécurité autour du navire et de tout équipement qui lui est attaché est formée de la superficie qui permet de réduire au minimum les risques pour la sécurité, pour l’environnement et pour tout bien situé à proximité, notamment les bateaux et les engins de pêche.

Zone de sécurité

(3) Aucun véhicule de service ne peut entrer dans la zone de sécurité sans le consentement du chargé de projet ou de la personne responsable de l’emplacement des opérations.

Limites de sécurité

(4) L’exploitant veille à ce que les responsables de tout navire ou aéronef qui s’approche de la zone de sécurité soient avisés des limites de cette zone, du matériel qui s’y trouve et des dangers connexes.

Aire d’atterrissage

171 (1) L’exploitant veille à ce que l’aire d’atterrissage pour aéronefs faisant partie d’une installation ou d’un navire, notamment ses équipements, soit conçue de manière à assurer la sécurité et la protection de l’environnement et à prévenir tout incident ou dommage qui pourrait résulter de l’utilisation d’un aéronef.

Procédures et programme

(2) Il veille à ce que soient établis des procédures à l’appui des opérations des aéronefs, notamment des procédures d’intervention d’urgence, ainsi qu’un programme de formation du personnel à cet égard.

Exigences

(3) Il veille à ce que l’aire d’atterrissage visée au paragraphe (1) soit :

• a) pourvue d’une zone de décollage et d’approche qui est exempte d’obstacles et, s’agissant d’une plate-forme fixe, est orientée compte tenu des vents dominants;
• b) capable de résister à toutes les charges fonctionnelles imposées par les aéronefs;
• c) capable d’accueillir les aéronefs aux dimensions prévues;
• d) munie d’équipements d’intervention d’urgence et de lutte contre les incendies;
• e) munie de marques et d’une signalisation bien en vue;
• f) munie d’un éclairage adéquat, notamment lorsque la visibilité est réduite;
• g) munie de systèmes de surveillance et de voyants de fonctionnement et d’équipements de communication et de météorologie;
• h) facilement accessible et sans danger, notamment depuis les aires d’habitation et les refuges temporaires;
• i) si elle fait partie d’une installation, équipée de réservoirs de carburant.

Réservoir de carburant

(4) L’exploitant veille à ce que tout réservoir de carburant à proximité de l’aire d’atterrissage soit entreposé en toute sécurité et protégé de tout dommage, impact ou incendie.

Fournisseur de services d’aéronefs

172 L’exploitant veille à ce que, avant le début de toute opération exigeant l’utilisation d’un aéronef, le fournisseur de services d’aéronefs accepte par écrit les conditions relatives à l’utilisation des équipements des aires d’atterrissage, les procédures à l’appui des opérations des aéronefs, notamment les procédures d’intervention d’urgence, ainsi que le programme de formation du personnel à cet égard.

Classification

173 L’exploitant veille à ce que tout navire de soutien ou navire de construction utilisé en lien avec une installation soit visé par un certificat de classification valide délivré par une société de classification selon l’activité menée par le navire.

PARTIE 10

Avis, dossiers, rapports et autres renseignements pour les activités autorisées

Généralités

Définition de point de tir

174 Dans la présente partie, point de tir s’entend de l’emplacement, en surface, d’une source d’énergie sismique.

Incidents à signaler

175 (1) L’exploitant avise l’Office de tout incident à signaler dès que les circonstances le permettent, mais au plus tard dans les vingt-quatre heures après le moment où il en a pris connaissance.

Enquête

(2) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

• a) tout incident à signaler fait l’objet d’une enquête;
• b) la personne responsable de l’enquête établit, dans un rapport d’enquête, la cause première de l’incident, les facteurs y ayant contribué, les mesures à mettre en œuvre pour ne pas qu’il se reproduise ainsi que tout autre renseignement pertinent;
• c) le rapport d’enquête est remis à l’Office au plus tard quatorze jours après la date de l’incident.

Accessibilité des dossiers

176 L’exploitant veille à ce que les dossiers qui sont nécessaires pour répondre aux exigences opérationnelles et aux exigences prévues au présent règlement soient facilement accessibles à l’Office pour examen.

Renseignements essentiels

177 (1) L’exploitant veille à ce que soient tenus des dossiers concernant les renseignements essentiels à la sécurité, à la protection de l’environnement ou à la prévention du gaspillage, notamment concernant :

• a) l’emplacement et les déplacements des véhicules de service;
• b) les exercices d’intervention d’urgence et les incidents à signaler;
• c) les quantités de substances consomptibles aux emplacements des opérations;
• d) les données sur l’observation d’animaux sauvages;
• e) les activités de vérification, d’inspection, de surveillance, de mise à l’essai, d’entretien et d’exploitation;
• f) l’état des équipements et des systèmes essentiels à la sécurité et à la protection de l’environnement, notamment tout résultat non concluant des essais et toute défaillance de l’équipement qui ont mené à une dégradation des systèmes;
• g) les données obtenues par l’observation et la prévision des conditions physiques et environnementales au titre de l’article 40.

Périodes de conservation

(2) L’exploitant conserve les dossiers pendant :

• a) s’agissant des dossiers visés aux alinéas (1)a) et d) à f) et des dossiers visés à l’alinéa g) relatifs à la prévision des conditions physiques et environnementales, cinq ans après la date de leur création;
• b) s’agissant des dossiers visés à l’alinéa (1)b) :
  • (i) cinq ans après la date de la tenue de l’exercice d’intervention d’urgence,
  • (ii) dix ans après la date à laquelle l’Office a été avisé de l’incident à signaler;
• c) s’agissant des dossiers visés à l’alinéa (1)c), la durée de la période pendant laquelle la substance consomptible se trouve à l’emplacement des opérations;
• d) s’agissant des dossiers visés à l’alinéa (1)g) relatifs aux observations des conditions physiques et environnementales, la durée de l’activité autorisée.

Rapport sur la sécurité

178 (1) L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, dans les quatre-vingt-dix jours jours suivant la date de la fin ou de la suspension des activités autorisées, un rapport sur la sécurité faisant état des activités réalisées durant l’année civile en cause ou, dans le cas des activités qui se poursuivront au cours de l’année civile suivante, au plus tard le 31 mars de cette année, un rapport sur la sécurité faisant état des activités réalisées dans l’année civile précédente.

Contenu

(2) Le rapport sur la sécurité comprend :

• a) un résumé du rendement en matière de sécurité durant l’année civile en cause, notamment à l’égard des objectifs établis en vue de réduire les risques pour la sécurité conformément à l’article 4;
• b) une description et une analyse des initiatives mises en œuvre pour améliorer la sécurité.

Autres rapports annuels

179 L’exploitant veille à ce que l’Office soit prévenu, au moins une fois l’an, de tout rapport renfermant des renseignements utiles sur des études ou des travaux de recherche appliquée auxquels il a participé, qu’il a financés ou commandés concernant ses activités autorisées en ce qui a trait à la sécurité, à la protection de l’environnement ou à la gestion des ressources; il veille également à ce qu’une copie soit remise à l’Office sur demande.

Programmes géoscientifiques, programmes géotechniques et programmes environnementaux

Avis — dates clés

180 Lorsqu’un programme géoscientifique, un programme géotechnique ou un programme environnemental débute ou est achevé, suspendu ou annulé par l’exploitant, ce dernier avise sans délai, par écrit, l’Office de la date du début, de la fin, de la suspension ou de l’annulation du programme.

Rapports hebdomadaires sur l’état d’avancement

181 (1) L’exploitant veille à ce que soient remis à l’Office des rapports hebdomadaires qui font état de l’avancement des travaux sur le terrain effectués dans le cadre des programmes géoscientifiques, des programmes géotechniques ou des programmes environnementaux, et ce, du début du programme jusqu’à sa fin, sa suspension ou son annulation.

Contenu des rapports

(2) Les rapports hebdomadaires comprennent les documents et renseignements suivants :

• a) le numéro attribué par l’Office au programme visé;
• b) l’identification, l’état et l’emplacement des emplacements des opérations ainsi que des véhicules de service utilisés dans le cadre du programme;
• c) une description des activités réalisées au cours de la semaine précédente, notamment :
  • (i) les dates clés des activités du programme, plus particulièrement les dates de début, de suspension et de fin de ces activités,
  • (ii) la quantité de données recueillies, réparties selon chaque technique d’acquisition des données,
  • (iii) l’identification et l’emplacement des points, lignes ou zones de collecte des données,
  • (iv) les cartes illustrant la partie du programme d’acquisition des données qui a été effectuée par rapport au plan proposé aux fins d’acquisition des données visé au sous-alinéa 9i)(iii),
  • (v) le calendrier précisant le type de toutes les activités du programme en cause, notamment les périodes au cours desquelles les activités d’acquisition de données sont reportées ou suspendues et un résumé des causes de ces reports et suspensions,
  • (vi) tout manquement aux conditions de l’autorisation;
• d) les cartes illustrant la prochaine partie du programme d’acquisition des données qui sera effectuée par rapport au plan proposé aux fins d’acquisition des données;
• e) le nombre total de personnes participant au programme qui, durant la semaine, se sont trouvées à l’un des emplacements des opérations ou ont été transférées vers ces emplacements ou depuis l’un d’eux, ainsi que les moyens utilisés pour leur transfert;
• f) un résumé de toute communication ou interaction entre les personnes liées à ce programme et les personnes liées à des activités de pêche;
• g) un résumé des exercices d’intervention d’urgence et des incidents à signaler visés à l’alinéa 177(1)b);
• h) les quantités de substances consomptibles aux emplacements des opérations visés à l’alinéa 177(1)c);
• i) les données sur l’observation d’animaux sauvages visées à l’alinéa 177(1)d);
• j) un résumé des activités de vérification, d’inspection, de surveillance, de mise à l’essai, d’entretien et d’exploitation visés à l’alinéa 177(1)e);
• k) les mesures prises pour éviter de perturber les animaux sauvages ou d’interférer avec les activités de pêche ou avec toute autre utilisation de la mer.

Rapport environnemental — programmes

182 L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date de la fin ou de la suspension de tout programme géoscientifique, programme géotechnique ou programme environnemental, un rapport environnemental qui comprend les documents et renseignements suivants :

• a) une description des conditions environnementales générales dans lesquelles le programme a été exécuté et, le cas échéant, une description des activités de gestion des glaces et de la période de non-productivité attribuable aux conditions météorologiques ou à l’état des glaces;
• b) un résumé des mesures de protection de l’environnement et des mesures prises pour atténuer les effets de tout incident à signaler, ainsi que l’efficacité de ces mesures et des modifications apportées pour l’amélioration continue de ces mesures;
• c) un résumé du rendement du programme en matière d’environnement, notamment à l’égard des objectifs établis en vue de réduire les risques pour l’environnement conformément à l’article 4;
• d) un résumé des renseignements sur les exercices d’intervention d’urgence qui ont été effectués afin de protéger l’environnement, notamment ceux qui ont été effectués dans le cadre du plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12;
• e) les données sur l’observation d’animaux sauvages visées à l’alinéa 177(1)d).

Rapports finaux

183 (1) L’exploitant veille à ce qu’un rapport final sur les activités et sur le traitement des données ainsi qu’un rapport final d’interprétation soient remis à l’Office, avec toutes les données acquises visées au paragraphe (4), le cas échéant, dans les douze mois suivant la date de la fin de tout programme géoscientifique, programme géotechnique ou programme environnemental, sauf si une période plus longue a été convenue par écrit avec lui.

Contenu du rapport final sur les activités et sur le traitement des données

(2) Le rapport final sur les activités et sur le traitement des données comprend, s’il y a lieu, les documents et renseignements suivants :

• a) le numéro attribué par l’Office au programme visé;
• b) le titre, l’auteur et la date du rapport;
• c) un résumé et une table des matières;
• d) le nom de l’exploitant, des entrepreneurs et, le cas échéant, des titulaires au sens de l’article 47 de la Loi;
• e) une description des emplacements des opérations ainsi que des véhicules de service utilisés dans le cadre du programme;
• f) une description du programme, notamment :
  • (i) ses dates clés, plus particulièrement ses dates de début, de suspension et d’achèvement,
  • (ii) l’équipement utilisé,
  • (iii) les méthodes opérationnelles employées,
  • (iv) le nombre de personnes ayant participé au programme,
  • (v) la quantité de données recueillies, réparties selon chaque technique d’acquisition de données;
• g) les cartes de localisation illustrant le programme d’acquisition des données, notamment l’identification et l’emplacement des points, lignes ou zones de collecte de données et le type de données acquises;
• h) les cartes de localisation indiquant les limites de chaque secteur touché par le programme et tout titre, au sens de l’article 47 de la Loi, s’y rapportant ainsi que le numéro d’identification de chaque titre, le cas échéant;
• i) un calendrier précisant le type et la durée de toutes les activités du programme, notamment toute période au cours de laquelle les activités d’acquisition de données sont reportées ou suspendues;
• j) la précision du système de navigation, des systèmes de positionnement et de levé ainsi que les paramètres et la configuration de la source d’énergie et du système d’enregistrement;
• k) une description des données géoscientifiques acquises, notamment la séquence et les paramètres du traitement de ces données;
• l) les cartes de points de tir et des tracés de levés, les cartes des lignes de vol avec les points de référence numérotés, les cartes des stations gravimétriques, les plans de localisation des échantillons ou trous de carottage, une copie des photographies et une liste des vidéos.

Contenu du rapport final d’interprétation

(3) Le rapport final d’interprétation comprend, s’il y a lieu, les documents et renseignements suivants :

• a) les documents et renseignements visés aux alinéas (2)a) à e);
• b) les cartes bathymétriques et topographiques dressées à partir des données acquises;
• c) une description et des cartes interprétatives des données acquises, notamment :
  • (i) les cartes de structure et d’intervalles temporels et d’isopaques, les cartes de vitesse et de vitesse résiduelle et les cartes des caractéristiques sismiques,
  • (ii) les cartes gravimétriques Bouguer finales ainsi que toute carte gravimétrique résiduelle ou autre carte gravimétrique obtenue par traitement,
  • (iii) les cartes en courbes finales du champ magnétique total ainsi que toute carte du magnétisme résiduel ou du gradient ou autre carte magnétique obtenue par traitement,
  • (iv) les cartes de résistivité électromagnétique de source contrôlée finales,
  • (v) les cartes de matériaux superficiels générées à partir d’études du fond marin, des géorisques ou des tracés des pipelines,
  • (vi) toute carte géologique;
• d) une description et une analyse de l’interprétation des données en ce qui a trait :
  • (i) aux corrélations géologiques et géophysiques,
  • (ii) aux corrélations entre les données gravimétriques, magnétiques, sismiques et électromagnétiques de source contrôlée, notamment les corrélations avec les données acquises lors d’études précédentes,
  • (iii) dans le cas d’études du fond marin, à la corrélation géophysique entre les données sismiques à faible profondeur et les données provenant des carottes et des trous de sondage géotechniques,
  • (iv) aux corrections ou aux modifications apportées aux données en cours de traitement ou de compilation,
  • (v) aux renseignements relatifs à la vitesse de propagation que l’exploitant a utilisés au cours de la conversion temps-profondeur,
  • (vi) aux descriptions des carottes et des échantillons,
  • (vii) à d’autres analyses géoscientifiques et géotechniques,
  • (viii) aux géorisques;
• e) une description :
  • (i) des sismogrammes synthétiques,
  • (ii) des études de modèles sismiques qui utilisent des sismogrammes synthétiques,
  • (iii) des profils sismiques verticaux de puits ayant servi à l’interprétation des données opérationnelles,
  • (iv) des études de l’amplitude par rapport au déport horizontal,
  • (v) des études d’inversions sismiques, le cas échéant,
  • (vi) de toute autre étude sismique liée au programme.

Données acquises

(4) Les données acquises devant accompagner les rapports finaux sont les suivantes :

• a) les données liées aux cartes de points de tir et aux cartes des tracés des levés ainsi que les données sur l’emplacement des échantillons, horodatées si elles sont disponibles;
• b) les données bathymétriques;
• c) toutes les données sismiques traitées finales pour chaque profil sismique en deux dimensions en temps et en profondeur;
• d) un volume 3D traité final et chaque profil généré à partir de ce volume en temps et en profondeur;
• e) tous les profils sismiques verticaux, tous les sismogrammes synthétiques, toutes les données de l’amplitude par rapport au déport horizontal et toutes les données d’inversion sismique;
• f) en ce qui a trait aux études du fond marin, des géorisques ou des tracés des pipelines :
  • (i) les données haute résolution traitées pour chaque profil,
  • (ii) les cartes de localisation pour tous les échantillons, sous forme numérique,
  • (iii) les photographies et les vidéos,
  • (iv) les données du profileur de sédiments et du sonar à balayage latéral;
• g) dans le cas d’un programme environnemental, les photographies, vidéos ou autres données graphiques qui sont pertinentes et qui contribuent à la rédaction et à l’interprétation des données finales et du rapport final;
• h) dans le cas d’une étude gravimétrique ou magnétique, une série de profils gravimétriques et magnétiques englobant toutes les études gravimétriques et magnétiques;
• i) dans le cas de données électromagnétiques de source contrôlée, les sections transversales traitées finales sur toutes les lignes de récepteurs, les courbes provenant de tous les récepteurs et les modèles en deux dimensions et en trois dimensions finaux générés.

Incorporation des données antérieures

(5) L’exploitant incorpore à toute carte visée à l’alinéa (3)b) les données antérieures qu’il a recueillies et qui se rapportent au secteur visé par la carte et sont d’un type semblable à celui des données à partir desquelles la carte a été établie.

Rapport final d’interprétation non requis

184 (1) L’exploitant qui a mené un programme géoscientifique n’est pas tenu de fournir le rapport final d’interprétation visé au paragraphe 183(3) si les données acquises dans le cadre du programme sont offertes au public pour achat ou pour utilisation en vertu d’une licence.

Rapport final d’interprétation requis

(2) Si l’exploitant cesse d’offrir les données au public pour achat ou pour utilisation en vertu d’une licence, il veille à ce que le rapport final d’interprétation soit remis à l’Office dans les douze mois suivant la date de cessation.

Achat de données

185 (1) Tout acheteur des données visées au paragraphe 184(1) acquises dans un secteur visé par un titre, au sens de l’article 47 de la Loi, remet à l’Office le rapport final d’interprétation visé au paragraphe 183(3) si le coût d’achat des données est porté au crédit d’un dépôt ou d’autres dépenses à l’égard du titre.

Rapport de l’acheteur des données

(2) Lorsque l’acheteur a retraité ou réinterprété les données et que le coût du retraitement ou de la réinterprétation est porté au crédit d’un dépôt ou d’autres dépenses à l’égard du titre, il remet à l’Office le rapport final sur les opérations et sur le traitement des données visé au paragraphe 183(2), le rapport final d’interprétation visé au paragraphe 183(3) et les données visées au paragraphe 183(4).

Moment pour soumettre les rapports et les données

(3) L’acheteur remet à l’Office les rapports et les données visés aux paragraphes (1) et (2) avant que les coûts qui y sont mentionnés ne soient crédités.

Avis au délégué à l’exploitation

(4) Toute personne qui a remis un rapport visé par le présent article signale sans délai au délégué à l’exploitation, à l’égard des données relatives aux points de tir ou à l’emplacement des stations, toute erreur ou omission relevées ou toute correction apportée après la remise du rapport.

Production et forage

Indication du nom

186 Au moment de la présentation à l’Office de renseignements relatifs à un puits, à un gisement, à une couche ou à un champ en application du présent règlement, l’exploitant indique le nom qui est attribué celui-ci en vertu de l’article 58 ou de l’alinéa 59b).

Résultats, données, analyses et schémas

187 (1) L’exploitant veille à ce que soit remise à l’Office une copie des résultats, données, analyses et schémas définitifs fondés sur :

• a) la mise à l’essai, l’échantillonnage et les relevés de pression effectués dans le cadre du programme d’acquisition des données relatives au champ visé à l’article 14 et du programme d’acquisition des données relatives au puits visé à l’article 18 et l’évaluation, la mise à l’essai et l’échantillonnage prévus à l’article 61;
• b) les essais de séparation effectués en application de l’alinéa 71(2)b) ou les travaux relatifs à un puits.

Remise dans les soixante jours

(2) Sauf s’il en a été convenu autrement par écrit avec l’Office, l’exploitant veille à ce que la copie soit remise dans les soixante jours suivant la fin de toute activité mentionnée aux alinéas (1)a) ou b).

Arpentage

188 (1) L’exploitant veille à ce qu’un arpentage certifié par le titulaire d’un permis en vertu de la Loi sur les arpenteurs des terres du Canada soit effectué pour confirmer l’emplacement de chaque puits et de chaque installation de production.

Archives d’arpentage des terres du Canada

(2) Il veille à ce qu’une copie du plan d’arpentage soit déposée aux Archives d’arpentage des terres du Canada.

Plan d’arpentage

189 L’exploitant veille à ce qu’une copie du plan d’arpentage déposée aux Archives d’arpentage des terres du Canada en application du paragraphe 188(2) soit remise à l’Office.

Renseignements essentiels

190 (1) En plus des dossiers visés à l’article 177, l’exploitant veille à ce que soient tenus des dossiers contenant les renseignements et documents concernant :

• a) dans le cas de l’évaluation de l’efficacité d’un agent de traitement visée à l’alinéa 12(4)a) :
  • (i) les résultats des essais effectués, notamment la description de ceux-ci,
  • (ii) les échantillons de pétrole utilisés;
• b) l’inspection de l’installation, de ses équipements et des pipelines en vue de vérifier la présence de corrosion et d’érosion et les travaux d’entretien effectués à la suite de ces inspections;
• c) les données relatives à la pression, à la température et au débit des compresseurs, du matériel et des équipements de traitement et de transformation;
• d) l’étalonnage des compteurs et autres instruments sur l’installation;
• e) les essais des soupapes de sécurité sous-marines, de surface et souterraines;
• f) l’état de chacun des puits et l’état d’avancement des travaux relatifs aux puits;
• g) s’agissant d’une plate-forme flottante, toutes les charges qui pourraient compromettre les mouvements, la stabilité ou l’inclinaison de la plate-forme flottante, notamment :  
  • (i) les résultats des essais et des analyses effectués pour évaluer la stabilité de la plate-forme flottante et sa capacité de conserver sa position,
  • (ii) les mouvements de la plate-forme flottante et les données, observations, mesures et calculs relatifs à sa stabilité et à sa capacité de conserver sa position,
  • (iii) tout changement par rapport au poids ou au centre de gravité de la plate-forme flottante ou au poids ou à la répartition de son équipement temporaire ou portatif, qui pourrait compromettre sa stabilité,
  • (iv) la vérification de la capacité de détachement du système d’amarrage;
• h) s’agissant des chaudières ou des systèmes sous pression :
  • (i) les documents et dossiers du fabricant visés au paragraphe 131(6),
  • (ii) pour chaque inspection et mise à l’essai effectuées en application des paragraphes 131(7) ou (8) :
    • (A) la date de l’inspection,
    • (B) l’identification de la chaudière ou du système sous pression inspecté et son emplacement,
    • (C) la plage de pressions et de températures permettant le fonctionnement sécuritaire de la chaudière ou du système sous pression,
    • (D) une déclaration de l’inspecteur autorisé ayant effectué l’inspection attestant de la conformité ou de la non-conformité des chaudières et des systèmes sous pression aux normes de conception et de fabrication,
    • (E) une déclaration de l’inspecteur autorisé ayant effectué l’inspection attestant que les chaudières et les systèmes sous pression sont propres à l’usage auquel ils sont destinés,
    • (F) des recommandations sur la nécessité de modifier le programme de maintenance visé à l’article 155,
    • (G) toute autre observation pertinente pour la sécurité des personnes,
  • (iii) une description de chaque réparation et de chaque modification à laquelle sont soumis les chaudières et les systèmes sous pression;
• i) les tests de pression de fracturation et les essais d’intégrité de la formation visés à l’article 70;
• j) la vérification de la conformité des refuges temporaires au titre du paragraphe 116(8);
• k) la vérification de la disponibilité et de l’état des engins de sauvetage au titre du paragraphe 117(10).

Périodes de conservation

(2) L’exploitant conserve les dossiers visés au paragraphe (1) pendant :

• a) s’agissant des dossiers visés à l’alinéa (1)a), la durée de la période d’approbation de l’agent de traitement;
• b) s’agissant des dossiers visés aux alinéas (1)b) à f), au sous-alinéa (1)g)(iv) et aux alinéas (1)i) à k), cinq ans après la date de leur création;
• c) s’agissant des dossiers visés aux sous-alinéas (1)g)(i) à (iii), la durée de vie de la plate-forme flottante alors qu’elle se trouve dans la zone extracôtière;
• d) s’agissant des dossiers visés à l’alinéa (1)h), cinq ans après la date de la mise hors service des chaudières et des systèmes sous pression.

Chaudières et systèmes sous pression

(3) Les dossiers visés aux sous-alinéas (1)h)(ii) et (iii) doivent être remplis et signés par l’inspecteur autorisé ayant effectué l’inspection.

Dossier quotidien relatif à la production

191 (1) L’exploitant veille à ce qu’un dossier quotidien relatif à la production soit tenu jusqu’à l’abandon du champ dans lequel le gisement ou le puits est situé et l’offre à l’Office avant de le détruire.

Contenu

(2) Le dossier quotidien relatif à la production contient les dossiers relatifs à l’étalonnage des compteurs et autres instruments visés à l’alinéa 190(1)d) et tout autre renseignement concernant la production d’hydrocarbures et d’autres fluides dans un gisement ou un puits, notamment :

• a) les mesures prises en application de l’article 74;
• b) la manière dont les fluides sont éliminés — notamment par évacuation de gaz dans l’atmosphère, par brûlage du pétrole ou brûlage à la torche — ou transportés aux fins de transformation par déchargement ou par pipeline, le cas échéant.

Rapport des essais d’écoulement de formation

192 L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

• a) s’agissant d’un puits d’exploration et d’un puits de délimitation, un rapport des résultats des essais d’écoulement de formation est remis à l’Office quotidiennement;
• b) s’agissant de tous les puits, un rapport des essais d’écoulement de formation est remis à l’Office dès que les circonstances le permettent après chaque essai d’écoulement de formation.

Rapport — projet pilote

193 (1) L’exploitant veille à ce que des rapports sur les évaluations provisoires de tout projet pilote visé à l’article 81 soient remis à l’Office à des intervalles convenus par écrit avec lui.

Fin du projet pilote

(2) Au terme du projet pilote, l’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office un rapport faisant état :

• a) des résultats du projet, avec les données et les analyses à l’appui;
• b) des conclusions de l’exploitant quant à la possibilité de passer à la mise en production à plein rendement.

Rapports quotidiens

194 L’exploitant veille à ce que soit remis quotidiennement à l’Office :

• a) un rapport journalier des opérations qui comprend :
  • (i) une description des activités menées à l’installation au cours des vingt-quatre heures précédentes et l’état actuel de ces activités,
  • (ii) une description des activités prévues à l’installation au cours des vingt-quatre prochaines heures,
  • (iii) un résumé des renseignements visés à l’alinéa 177(1)e) qui ont été obtenus au cours des vingt-quatre heures précédentes,
  • (iv) un résumé des données obtenues par observation visées à l’alinéa 177(1)g) qui ont été obtenues au cours des vingt-quatre heures précédentes,
  • (v) un résumé des renseignements visés à l’alinéa 190(1)g) qui ont été obtenus au cours des vingt-quatre heures précédentes,
  • (vi) tout autre renseignement nécessaire pour indiquer l’état des opérations de l’installation;
• b) un rapport journalier de forage qui, en plus des renseignements mentionnés à l’alinéa a), comprend :
  • (i) les coûts d’exploitation quotidiens et cumulatifs de l’installation,
  • (ii) les données sur le puits et le tubage,
  • (iii) les propriétés du fluide de forage et les relevés des gaz dans le fluide de forage,
  • (iv) toute mesure de déviation et de direction,
  • (v) les formations rencontrées,
  • (vi) les résultats de tout essai du bloc obturateur,
  • (vii) les résultats des tests de pression de fracturation ou des essais d’intégrité de la formation visés à l’article 70;
• c) un rapport géologique quotidien qui comprend les données relatives aux puits et aux champs provenant des programmes d’acquisition des données visés à l’article 60, toutes les évaluations géologiques réalisées au cours de la dernière période de forage de vingt-quatre heures ainsi que tout autre renseignement pertinent en ce qui concerne l’évaluation géologique de la formation;
• d) s’agissant d’une installation de production, en plus des renseignements mentionnés à l’alinéa a), un rapport journalier de production qui comprend un résumé des renseignements visés aux alinéas 177(1)e), et 190(1)a) à d) et un résumé du dossier quotidien relatif à la production visé à l’article 191.

Rapport mensuel de production

195 L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office un rapport résumant les données de production du mois au plus tard le quinzième jour du mois suivant.

Rapports et autres renseignements concernant les puits

196 (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

• a) un rapport concernant le puits est remis à l’Office dans les vingt et un jours suivant :
  • (i) la date de l’abandon du puits,
  • (ii) la date de la suspension de son exploitation, si celle-ci doit durer plus de vingt et un jours,
  • (iii) la date de l’achèvement du puits ou de sa remise en production;
• b) si le puits nécessite un reconditionnement ou une intervention, un rapport sur les travaux relatifs à un puits est remis à l’Office dans les trente jours suivant la date à laquelle le reconditionnement ou l’intervention est terminé;
• c) un rapport sur l’historique du puits de développement est remis à l’Office dans les quarante-cinq jours suivant la date visée aux sous-alinéas a)(i), (ii) ou (iii), selon le cas;
• d) un rapport sur l’historique du puits d’exploration ou de délimitation est remis à l’Office dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date visée aux sousalinéas a)(i), (ii) ou (iii), selon le cas;
• e) la répartition des coûts réels liés aux travaux relatifs au puits est remise à l’Office dans les quatre-vingt-dix jours suivant l’achèvement du puits.

Contenu du rapport

(2) Le rapport visé à l’alinéa (1)a) décrit la manière dont le puits a été abandonné, achevé ou remis en production, ou l’exploitation de celui-ci est suspendue, et comprend un schéma du puits qui illustre la nature et l’emplacement des bouchons utilisés pour l’abandonner ou suspendre son exploitation ou l’équipement utilisé pour effectuer l’achèvement ou la remise en production.

Renseignements exigés

(3) Les rapports visés aux alinéas (1)b) à d) contiennent un dossier sur tous les renseignements opérationnels, techniques, pétrophysiques, géophysiques et géologiques concernant les travaux relatifs au puits, notamment les problèmes survenus au cours de ceux-ci et les résultats des tests de pression de fracturation ou des essais d’intégrité de la formation visés à l’article 70.

Effet du reconditionnement ou de l’intervention

(4) Le rapport visé à l’alinéa (1)b) décrit tout effet du reconditionnement ou de l’intervention sur le rendement du puits, notamment sur la productivité, l’injectivité et la récupération des hydrocarbures.

Rapport environnemental — forage

197 L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date visée aux sous-alinéas 196(1)a)(i), (ii) ou (iii), selon le cas, à l’égard de tout puits d’exploration ou puits de délimitation d’une installation de forage, un rapport environnemental qui comprend les documents et renseignements suivants :

• a) un résumé des conditions physiques et environnementales dans lesquelles le programme de forage a été exécuté et, le cas échéant, une description des activités de gestion des glaces et de la période de non-productivité attribuable aux conditions météorologiques ou à l’état des glaces;
• b) un résumé des mesures de protection de l’environnement et des mesures prises pour atténuer les effets de tout incident à signaler, ainsi que de l’efficacité de ces mesures et des modifications apportées pour l’amélioration continue de ces mesures;
• c) un résumé du rendement du programme de forage en matière d’environnement, notamment à l’égard des objectifs établis en vue de réduire les risques pour l’environnement en application de l’article 4;
• d) un résumé de tout renseignement sur les exercices d’intervention d’urgence qui ont été effectués afin de protéger l’environnement, notamment ceux qui ont été effectués dans le cadre du plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12;
• e) les données sur l’observation d’animaux sauvages visées à l’alinéa 177(1)d).

Rapport environnemental annuel — production et pipeline

198 L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, au plus tard le 31 mars de chaque année, à l’égard de chaque projet de production ou projet de pipeline, un rapport environnemental sur l’année civile précédente qui comprend les documents et renseignements suivants  :

• a) un résumé des conditions environnementales générales auxquelles l’emplacement des opérations lié au projet de production ou au projet de pipeline a été soumis durant l’année;
• b) une description des activités de gestion des glaces;
• c) un résumé des mesures de protection de l’environnement et des mesures prises pour atténuer les effets de tout incident à signaler, ainsi que de l’efficacité de ces mesures et des modifications apportées pour l’amélioration continue de ces mesures.
• d) un résumé du rendement du projet en matière d’environnement, notamment à l’égard des objectifs établis en vue de réduire les risques pour l’environnement en application de l’article 4;
• e) un résumé des renseignements sur tous les exercices d’intervention d’urgence qui ont été effectués afin de protéger l’environnement, notamment ceux qui ont été effectués dans le cadre du plan visant les situations d’urgence visé à l’article 12;
• f) les données sur l’observation d’animaux sauvages visées à l’alinéa 177(1)d).

Rapport annuel de production

199 L’exploitant veille à ce que soit remis, au plus tard le 31 mars de chaque année, à l’Office un rapport annuel de production ayant trait à tout gisement, à tout champ ou à toute couche et comprenant les renseignements qui démontrent de quelle manière l’exploitant gère les ressources sans gaspillage et entend les gérer à l’avenir sans gaspillage, notamment :

• a) pour l’année civile précédente, des données sur le rendement, des prévisions concernant la production, une révision des réserves, une explication de tout écart entre le rendement du puits et les prévisions contenues dans les rapports annuels de production antérieurs, les ressources en gaz affectées à la rationalisation de l’exploitation, les efforts déployés pour optimiser la récupération des hydrocarbures, les dépenses d’exploitation et d’immobilisation, notamment le coût de chacun des travaux relatifs à un puits;
• b) pour l’année civile précédente, pour l’année civile courante et pour les deux années civiles à venir, les coûts d’immobilisation et les coûts d’exploitation fixes pour chaque puits et champ du projet de production, les coûts variables, les prix des matières premières et les engagements financiers à l’égard du transport des ressources, notamment par pipeline.

Dossier relatif à l’évacuation de gaz

200 L’exploitant veille à ce que soit tenu un dossier de chaque évacuation de gaz visée à l’alinéa 82b) qui comprend les renseignements suivants :

• a) une description de la situation d’urgence ou en cours ayant justifié l’évacuation;
• b) une description de l’évacuation, sa date et sa durée;
• c) le volume de gaz évacué.

Dossier relatif aux compresseurs

201 L’exploitant veille à ce que soit tenu un dossier relatif aux compresseurs visés au paragraphe 83(2) comprenant les documents et renseignements suivants :

• a) la preuve, documents à l’appui, que le dispositif de surveillance continue a été étalonné conformément aux recommandations du fabricant pour permettre une prise de mesures avec une marge d’erreur maximale de plus ou moins dix pour cent;
• b) pour chaque compresseur, si la limite de débit maximal prévue aux paragraphes 83(5) ou (6) a été dépassée :
  • (i) son numéro de série, sa marque et son modèle,
  • (ii) la date à laquelle la limite a été dépassée,
  • (iii) le débit indiqué par le dispositif de surveillance continue lorsque la limite a été dépassée,
  • (iv) une description des mesures correctives prises ainsi que les dates auxquelles elles l’ont été.

Dossier relatif aux émissions fugitives

202 L’exploitant veille à ce que soit tenu un dossier relatif à la détection et au colmatage des émissions fugitives provenant des installations comprenant, pour chaque émission détectée, les renseignements suivants :

• a) la date de détection de l’émission;
• b) le type d’équipement d’où provient l’émission, ainsi que l’emplacement de celui-ci dans l’installation ou son identifiant;
• c) les moyens par lesquels l’émission a été détectée;
• d) les mesures correctives prises ainsi que les dates auxquelles elles l’ont été.

Période de conservation

203 L’exploitant veille à ce que les dossiers visés aux articles 200 à 202 soient conservés pendant cinq ans après la date de leur création.

Projets de plongée ou activités de construction

Rapports hebdomadaires

204 (1) L’exploitant veille à ce que soient remis à l’Office des rapports hebdomadaires qui font état de tout projet de plongée ou de toute activité de construction.

Contenu des rapports

(2) Les rapports hebdomadaires comprennent les documents et renseignements suivants :

• a) le numéro attribué par l’Office au projet visé;
• b) l’identification, l’état et l’emplacement des emplacements des opérations ainsi que des véhicules de service utilisés dans le cadre du projet de plongée ou des activités de construction;
• c) une description des activités réalisées au cours de la semaine précédente;
• d) le nombre total de personnes participant aux activités qui, durant la semaine, se sont trouvées à l’un des emplacements des opérations ou ont été transférées vers ces emplacements ou depuis l’un d’eux, ainsi que les moyens utilisés pour leur transfert;
• e) un résumé des renseignements sur les exercices d’intervention d’urgence et des incidents à signaler visés à l’alinéa 177(1)b);
• f) un résumé des renseignements sur les quantités de substances consomptibles à tout emplacement des opérations visés à l’alinéa 177(1)c);
• g) un résumé des renseignements sur les activités de vérification, d’inspection, de surveillance, de mise à l’essai, d’entretien et d’exploitation visés à l’alinéa 177(1)e).

PARTIE 11

Abrogations et entrée en vigueur

Abrogations

205 Les règlements ci-après sont abrogés :

• a) le Règlement sur les opérations relatives au pétrole et au gaz de la zone extracôtière de Terre-Neuve ^{référence 8};
• b) le Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve ^{référence 9};
• c) le Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de Terre-Neuve ^{référence 10};
• d) le Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve ^{référence 11};
• e) le Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve ^{référence 12}.

Entrée en vigueur

Six mois après la publication

206 Le présent règlement entre en vigueur le jour qui, dans le sixième mois suivant le mois de sa publication dans la Partie II de la Gazette du Canada, porte le même quantième que le jour de sa publication ou, à défaut de quantième identique, le dernier jour de ce sixième mois.

ANNEXE 1

(divisions 27(1)b)(ii)(A) et (B) et (iii)(B))

Certificat de conformité

PARTIE 1

Dispositions du présent règlement

• 1 Article 24
• 2 Articles 97 et 99
• 3 Paragraphes 102(1) et (2)
• 4 Articles 103 à 107
• 5 Paragraphe 108(2)
• 6 Articles 109 à 113
• 7 Paragraphes 114(1) à (7)
• 8 Article 115
• 9 Paragraphes 116(1) à (7)
• 10 Paragraphes 117(1) à (10)
• 11 Article 118
• 12 Paragraphe 119(2)
• 13 Articles 120 et 121
• 14 Paragraphes 122(2), (4) et (5)
• 15 Articles 123 à 127
• 16 Paragraphes 128(1) à (6)
• 17 Paragraphes 129(1) à (8)
• 18 Article 130
• 19 Paragraphes 131(1) à (7) et (11) à (14)
• 20 Article 132
• 21 Alinéas 133(1)a) à c)
• 22 Paragraphes 133(2) à (8) et (10)
• 23 Paragraphes 134(1) à (4) et (6) et (7)
• 24 Article 135
• 25 Article 137
• 26 Alinéas 138(1)a) à c)
• 27 Paragraphes 138(2) à (7)
• 28 Paragraphes 139(1) et (2)
• 29 Articles 140 à 142
• 30 Paragraphes 143(1) à (3)
• 31 Paragraphes 144(1) à (6). Toutefois, le paragraphe (5) ne s’applique qu’à l’égard de l’exigence relative aux critères de détachement.
• 32 Article 145
• 33 Paragraphe 146(1)
• 34 Article 147
• 35 Articles 149 et 150
• 36 Paragraphes 151(1) à (3)
• 37 Paragraphes 171(1), (3) et (4)

PARTIE 2

Dispositions du Règlement sur la santé et la sécurité au travail dans la zone extracôtière Canada — Terre-Neuve-et-Labrador

• 1 Article 19
• 2 Alinéas 21b) et c)
• 3 Article 22
• 4 Articles 23 à 25
• 5 Paragraphes 26(1) et (3)
• 6 Article 27
• 7 Article 28
• 8 Alinéa 29a)
• 9 Sous-alinéa 30(2)d)(ii)
• 10 Paragraphe 30(3)
• 11 Alinéas 32(2)a), b) et d)
• 12 Paragraphe 32(3)
• 13 Alinéas 32(4)a), c) à g) et i). Toutefois, l’alinéa e) ne s’applique qu’à l’égard de l’exigence selon laquelle l’infirmerie doit être dotée de surfaces faciles à nettoyer et à désinfecter.
• 14 Alinéas 46a) et b)
• 15 Sous-alinéa 46m)(i)
• 16 Divisions 46m)(ii)(A), (C) et (D)
• 17 Alinéa 47(2)b)
• 18 Paragraphe 57(1). Toutefois, l’alinéa e) ne s’applique qu’à l’égard du maintien en bon état de l’aire d’habitation.
• 19 Paragraphes 58(1) et (2)
• 20 Alinéas 58(3)a) à e). Toutefois, l’alinéa a) ne s’applique qu’à l’égard des exigences de l’alinéa 60(2)a) applicables aux installations pour le nettoyage des mains, et l’alinéa e) ne s’applique qu’à l’égard du maintenu en bon état des toilettes.
• 21 Paragraphe 60(1)
• 22 Alinéas 60(2)a) et d). Toutefois, l’alinéa d) ne s’applique qu’à l’égard de l’entretien adéquat des installations pour le nettoyage des mains.
• 23 Paragraphe 61(1)
• 24 Alinéas 61(2)a) à c) et e). Toutefois, l’alinéa e) ne s’applique qu’à l’égard de l’entretien adéquat de chaque douche.
• 25 Article 62
• 26 Sous-alinéas 63(1)a)(i) à (v)
• 27 Alinéas 63(1)b) et c)
• 28 Article 64. Toutefois, l’alinéa 64d) ne s’applique qu’à l’égard de l’entretien adéquat de l’aire de repas.
• 29 Paragraphes 65(2), (4) et (5)
• 30 Alinéas 66b) et c). Toutefois, le sous-alinéa c)(iv) ne s’applique qu’à l’égard du maintien en bon état de fonctionnement des poubelles.
• 31 Paragraphe 67(1)
• 32 Alinéa 73b)
• 33 Paragraphe 74(1)
• 34 Alinéa 77(1)a)
• 35 Sous-alinéa 77(1)c)(i)
• 36 Paragraphe 78(2)
• 37 Article 79
• 38 Articles 81 à 85
• 39 Alinéas 91(1)a) à e), h), j) et n) à p). Toutefois, l’alinéa j) ne s’applique qu’à l’égard de l’équipement, des machines et des dispositifs en question dont l’usage est autorisé par le fabricant.
• 40 Paragraphe 93(1)
• 41 Alinéa 93(2)a)
• 42 Articles 97 et 98
• 43 Article 100
• 44 Paragraphe 101(1)
• 45 Alinéas 107a) à d)
• 46 Paragraphe 113(2)
• 47 Alinéas 113(3)a) et b)
• 48 Article 120
• 49 Alinéas 121(1)a) à d), g) à v) et z.2)
• 50 Paragraphe 122(5)
• 51 Alinéa 122(6)a)
• 52 Sous-alinéa 122(6)b)(i)
• 53 Article 123
• 54 Paragraphes 124(2) et (3)
• 55 Alinéas 125(1)a) et b)
• 56 Alinéas 126(1)f) et g)
• 57 Paragraphe 126(2)
• 58 Alinéa 127(3)a)
• 59 Paragraphe 130(3)
• 60 Alinéas 144(1)b), l), n), o), r) à u), w) et x)
• 61 Paragraphe 147(1)
• 62 Alinéa 153(1)e)
• 63 Alinéas 157(1)b), d), g), l) et q). Toutefois, le sous-alinéa q)(iv) ne s’applique qu’à l’égard de l’inspection de tout réseau de canalisations qui contient une substance dangereuse avant sa mise en service.
• 64 Sous-alinéas 157(1)c)(i) et k)(i)
• 65 Paragraphe 171(3)
• 66 Alinéas 172(1)a), g), j) à m), o) et p), (2)e) et (3)c) et f)

ANNEXE 2

(sous-alinéa 30(3)b)(iii))

Vérification des exigences liées au certificat de conformité

• 1 Sous-alinéa 5(1)l)(iii)
• 2 Alinéas 5(1)o) et u)
• 3 Alinéa 42b)
• 4 Article 43
• 5 Paragraphes 68(2) et (8)
• 6 Article 73
• 7 Paragraphe 76(1)
• 8 Paragraphe 102(3)
• 9 Paragraphe 119(1)
• 10 Paragraphe 122(1)
• 11 Paragraphe 131(8)
• 12 Paragraphe 134(5)
• 13 Alinéa 138(1)d)
• 14 Paragraphes 139(3) et (4)
• 15 Paragraphes 143(4) et (5)
• 16 Paragraphe 144(7)
• 17 Paragraphe 146(2)
• 18 Article 148
• 19 Paragraphe 151(4)
• 20 Articles 159 à 161
• 21 Paragraphes 162(2) et (3)
• 22 Articles 163 et 164
• 23 Paragraphes 165(1), (2) et (4)