INITIATIVE DE RENOUVELLEMENT DE LA RÉGLEMENTATION CONCERNANT LES ZONES PIONNIÈRES ET EXTRACÔTIÈRES (IRRZPE) - PHASE 3

INTENTIONS POLITIQUES PROPOSÉES POUR LA PHASE 3 DU CADRE DE RÉGLEMENTATION

Gouvernement du Canada
Gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador
Gouvernement de la Nouvelle-Écosse

Le 23 juin 2017

Table des matières

INTRODUCTION
PARTIE 5 – CERTIFICAT DE CONFORMITÉ
PARTIE 6 – ANALYSE, CONCEPTION, CONSTRUCTION ET ENTRETIEN DES INSTALLATIONS
PARTIE 7 - CONCEPTION, EXPLOITATION ET ENTRETIEN DES SYSTÈMES ET DE L’ÉQUIPEMENT
PARTIE 8 – OPÉRATIONS GÉOSCIENTIFIQUES, GÉOTECHNIQUES ET ENVIRONNEMENTALES
PARTIE 9 – OPÉRATIONS DE SOUTIEN
- 9.1 Véhicules de service et zone de sécurité
- 9.2 Zone de sécurité
ANNEXE 1 – CONFINEMENT ET CONTRÔLE DES PUITS
ANNEXE 2 – DÉFINITIONS

Introduction

Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et au large des côtes

L’Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et au large des côtes (IRRZPE) vise à moderniser le cadre de réglementation qui régit les activités pétrolières et gazières dans les zones pionnières et au large des côtes du Canada. Il s’agit d’un partenariat entre les ministères fédéraux et provinciaux, qui inclut la participation des offices responsables de la réglementation des activités pétrolières et gazières dans les zones pionnières et au large des côtes.

L’IRRZPRE a pour objectif de moderniser le cadre réglementaire en :

Réduisant la redondance parmi les nombreux règlements;
Instaurer, si possible, des exigences basées sur le rendement au lieu de prescrire des technologies et des approches spécifiques;
Mettre à jour les normes qui en ont besoin;
Assurer un régime réglementaire efficient et efficace.

La modernisation des règlements qui régissent les activités pétrolières et gazières dans les zones pionnières et au large des côtes contribuera à maintenir les normes élevées du Canada en matière de sécurité, de protection de l’environnement et de gestion des ressources.

Ce cadre de réglementation s’applique aux entreprises et aux personnes qui proposent de mener des activités d’exploration et de forage pour la production, la conservation, la transformation et le transport du pétrole et du gaz dans les zones pionnières et au large des côtes du Canada. Ces activités comprennent les opérations géophysiques (p. ex. l’exploration sismique), l’exploration et le forage de mise en valeur, la construction, la certification, l’exploitation et la désaffectation des installations de production.

Le cadre de réglementation

Par l’entremise de l’IRRZPE, les partenaires gouvernementaux vont moderniser les cinq règlements suivants et les intégrer dans le nouveau cadre de réglementation :

Règlement sur le forage et la production (2009)
Règlement sur les études géophysiques
Règlement sur les certificats de conformité
Règlement sur les opérations
Règlement sur les installations

Processus de consultation du cadre de réglementation

L’IRRZPE va consulter les intervenants, les groupes autochtones (en tenant des réunions distinctes au besoin) et le public à différentes phases :

Intentions politiques : séances de consultation d’une journée auprès de plusieurs intervenants sur les intentions politiques proposées, suivies d’une période de commentaires écrits
- Prévu de mars 2016 à août 2017
Ébauche de règlement : séance de consultation d’une journée auprès de plusieurs intervenants sur l’ébauche du texte réglementaire, suivi d’une période de commentaires écrits de 30 jours (le matériel sera distribué deux semaines à l’avance)
- Prévu pour le début de 2018
Prépublication : Prépublication dans la Partie I de la Gazette du Canada du Cadre de réglementation, suivie d’une période de commentaires de 30 jours
- Prévu pour l’automne 2018
Publication finale : Publication dans la Partie II de la Gazette du Canada du Cadre de réglementation final au moins 90 jours avant l’entrée en vigueur
- Prévu pour 2019

Processus de consultation concernant l’intention politique du Cadre de réglementation

L’élaboration de l’intention politique du cadre de réglementation proposé s’est faite en trois phases :

Phase 1 – Pouvoirs de l’Office, demandes, systèmes de gestion et obligations de l’exploitant
- Début des consultations auprès des intervenants en mars 2016
- Réception de la rétroaction écrite des différents intervenants sur la phase 1.
Phase 2 – Rapports et gestion des ressources
- Début des consultations auprès des intervenants en juin 2016
- Réception de la rétroaction écrite des différents intervenants sur la phase 2
Phase 3 – Installations et opérations
- Début des consultations auprès des intervenants en juin 2017 et rétroaction écrite attendue pour le 20 septembre 2017.

La rétroaction des intervenants obtenue à ce jour a été publiée sur la page Web de l’IRRZPE : www.rncan.gc.ca/energie/hydrocarbures-extracotiers/17730

Étapes suivantes – Phase 3

Ce document énonce les intentions politiques proposées pour la phase 3 du Cadre de réglementation, qui mettent spécifiquement l’accent sur la conception, l’exploitation et l’entretien des installations, des systèmes et de l’équipement.

À la suite de la réception de ce document reçu, les intervenants seront conviés à une consultation le 25 juillet 2017 à St-John’s (Terre-Neuve-et-Labrador), au cours de laquelle les gouvernements et intervenants pourront discuter des divers éléments de l’ébauche des intentions politiques.

Les intervenants sont invités à fournir leurs commentaires par écrit sur ces intentions politiques d’ici le 20 septembre 2017 à Daniel Morin (daniel.morin@canada.ca). Pour une question de transparence, les commentaires des intervenants seront affichés sur la page Web de l’IRRZPE : www.nrcan.gc.ca/energy/crude-petroleum/17729.

Après la réception des commentaires écrits, les gouvernements examineront la rétroaction avant de soumettre les intentions politiques pour l’ébauche de règlement. Les gouvernements répondront aux intervenants après la réception et l’analyse de la rétroaction, et après qu’une ébauche complète de règlement aura été créée et partagée avec les intervenants.

PARTIE 5 – CERTIFICAT DE CONFORMITÉ

5.1 INSTALLATIONS ET NAVIRES

Les installations et les navires ci-dessous sont prescrits pour les besoins de l’article 143.2 de la Loi :

Chaque installation de production, installation de forage, installation d’habitation ainsi que tout navire et toute installation de plongée utilisés pour des programmes de plongée menés pendant une activité autorisée par l’Office.

5.2 DÉLIVRANCE DES CERTIFICATS DE CONFORMITÉ

Sous réserve des articles 5.3, 5.5 et 5.6, une autorité peut délivrer un certificat de conformité à l’égard des installations et navires mentionnés au paragraphe (1) si :

elle constate que, en ce qui concerne l’emplacement ou la région de production ou de forage où les installations ou navires en question doivent être exploités, ceux-ci :
1. sont conçus, construits, transportés et installés ou aménagés conformément :
  1. à la partie 6;
  2. aux sections de la partie 7 énumérées à l’annexe 1 (à confirmer)
  3. aux dispositions du Règlement sur la sécurité et la santé au travail énumérées à l’annexe 2 (à confirmer);
  4. aux dispositions du Cadre de réglementation et du Règlement sur la santé la sécurité au travail pertinents énumérées à l’annexe 3 du Règlement, si les installations ou les navires incluent un système de plongée connexe;
2. se prêtent à l’utilisation prévue et peuvent être exploités en toute sécurité sans polluer l’environnement;
3. continueront de répondre aux exigences de (i) et (ii) pour la période de validité inscrite sur le certificat de conformité si les installations ou les navires sont entretenus conformément aux programmes d’inspection, de maintenance et de contrôle de poids présentés à l’autorité et approuvés par elles en vertu de (5);
elle mène à bien le plan de travail à l’égard duquel le certificat de conformité est délivré.

5.3 SUBSTITUTIONS

Pour les besoins de 5.2(a)(i), l’autorité peut remplacer l’équipement, les méthodes, les mesures ou les normes exigées par un règlement par un équipement, des méthodes, des mesures ou des normes dont l’utilisation est autorisée par le délégué à la sécurité ou le chef de la conservation, selon le cas, en vertu de l’article 16 de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (COGOA) (ou des articles équivalents dans les lois de mise en œuvre des Accords - 205.069 pour la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada – Terre-Neuve-et-Labrador et 210.07 pour la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada – Nouvelle-Écosse)

5.4 LIMITATIONS

L’autorité doit inscrire sur tout certificat de conformité qu’elle délivre le détail de toute restriction à l’exploitation des installations ou des navires qui s’impose pour que ceux-ci répondent aux exigences de 5.2(a).

5.5 CONDITIONS DE CERTIFICATION

Pour être en mesure d’établir si les installations ou les navires répondent aux exigences de 5.2(a) et d’exécuter le plan de travail mentionné en 5.2(b), l’autorité ne doit délivrer un certificat de conformité que si :

la personne qui en fait la demande
1. fournit à l’autorité tous les renseignements exigés par cette dernière;
2. exécute les inspections, essais ou études exigés par l’autorité ou aide celle-ci à les exécuter;
3. soumet à l’approbation de l’autorité un programme d’inspection et de surveillance, un programme de maintenance et un programme de contrôle de poids;
l’autorité approuve les programmes mentionnés en a)(iii) qui permettent de garantir et de préserver l’intégrité de l’installation.

5.6 CONFLIT D’INTÉRÊTS

(1) Il est interdit à l’autorité de délivrer un certificat de conformité à l’égard d’une installation ou d’un navire si elle a participé à sa conception, sa construction ou sa mise en place à un titre autre que celui d’autorité ou de société de classification.

(2) Lorsqu’un changement d’autorité est envisagé conformément à 5.13, une autorité ne contrevient pas au sous-alinéa (1) si un certificat de conformité a déjà été délivré par une autre autorité qui n’est pas intervenue, autrement qu’à titre d’autorité ou de société de classification, dans la conception, la construction, le transport, l’installation et/ou la mise en service de l’installation ou du navire ou encore de leurs systèmes.

(3) Advenant un changement d’autorité, une fois que tous les systèmes de l’installation ont été mis en service et qu’un certificat de conformité a été délivré pour l’installation, l’autorité entrante ne sera pas considérée comme étant en conflit d’intérêts, même si celle-ci ou une de ses filiales est intervenue dans la conception, la construction, l’installation ou la mise en service de l’installation, du navire ou de leurs systèmes. L’autorité entrante ou ses filiales ne peuvent toutefois intervenir dans la conception, la construction, l’installation ou la mise en service des modifications ou mises à niveau imminentes ou futures de l’installation, du navire ou de leurs systèmes.

5.7 PLAN DE CERTIFICATION

Avant que l’autorité ne présente la portée du travail, l’exploitant (et le propriétaire de l’installation ou du navire, si l’exploitant n’est pas le propriétaire) soumet à l’approbation du délégué à la sécurité un plan de certification qui démontre comment la conformité réglementaire initiale et continue sera atteinte avec la partie 6 du cadre du règlement, les sections de la partie 7 du cadre du règlement figurant à l’annexe 1, les sections de la partie III.1 du règlement (Loi de mise en œuvre des Accords) ou du Règlement sur la sécurité et la santé au travail (pétrole et gaz) (Loi sur les opérations pétrolières au Canada) qui figurent à l’annexe 2, et les exigences de l’annexe 3 si l’installation ou le navire doit mener des opérations de plongée, notamment :

Une description des installations, des navires, des aménagements, de l’équipement et des systèmes à certifier;
Une liste exhaustive de tous les éléments de sécurité essentiels pour les installations et les navires;
Une liste de codes et de normes qui s’appliqueront aux installations, aux navires, aux aménagements, à l’équipement et aux systèmes devant être certifiés, et, compte tenu du cycle de vie complet (incluant la conception, la construction, le transport, l’installation, la mise en service, l’exploitation, l’entretien et le retrait du service, etc.) du projet et, si aucun code ni aucune norme ne s’appliquent, les études et analyses qui démontrent que les mesures appropriées mises en place seront adéquates pour réduire les risques dans la mesure du possible;
Toutes autres mesures prises pour réduire les risques dans la mesure du possible, qui s’inscrivent dans le plan de travail de l’autorité.

Remarque : Les annexes 1, 2 et 3 mentionnées dans cette section seront finalisées dans l’ébauche du cadre de réglementation. Les éléments couverts dans ces trois annexes demeureront similaires à ceux dont il est actuellement fait mention dans le Règlement sur les certificats de conformité.

5.8 SOUMISSION DU PLAN DE TRAVAIL

L’administration soumet à l’approbation du délégué à la sécurité un plan de travail basé sur le plan de certification approuvé en 5.7 aux fins de la délivrance d’un certificat de conformité à l’égard d’une installation au large des côtes.

5.9 APPROBATION DU PLAN DE TRAVAIL

Le délégué à la sécurité approuve le plan de travail s’il juge que celui-ci :

est suffisamment détaillé pour permettre à l’autorité de déterminer si l’installation ou le navire répond aux exigences de 5.2(a);
fournit les moyens de déterminer si
1. les critères environnementaux applicables à la région ou à l’emplacement et les charges hypothétiques à l’égard de l’installation sont corrects;
2. les éléments de sécurité essentiels définis dans le plan de certification pour l’installation ou le navire sont complets;
3. dans le cas d’une installation de production au large des côtes, l’analyse de sécurité conceptuelle prescrite en 6.2 répond aux exigences de cet article;
4. dans le cas d’installations ou de navires nouveaux, la construction a été faite conformément à un programme d’assurance de la qualité mentionné en 6.1.
5. le manuel d’exploitation répond aux exigences de 6.24;
6. la construction et la mise en place de l’installation ont été faites conformément au devis descriptif établi dans la partie 6, dans les sections de la partie 7 indiquées à l’annexe 1, dans les sections du Règlement sur la santé et la sécurité au travail indiquées à l’annexe 2 (p. ex., sections du Règlement sur la santé et la sécurité au travail à vérifier) et, dans le cas des navires et des usines de plongée, dans les sections du cadre ou du Règlement sur la santé et la sécurité au travail indiquées à l’annexe 3;
7. le matériel utilisé pour la construction et l’installation des navires ou des installations sont conformes au devis descriptif établi dans les parties 6 et 7;
8. les structures, les aménagements, l’équipement et les systèmes essentiels à la sécurité et à la protection du milieu naturel sont en place et fonctionnent de façon appropriée;
énonce clairement les normes de rendement et les méthodes connexes utilisées par l’autorité pour vérifier les normes de rendement et convient toujours pour déterminer la raison d’être;
décrit d’une façon assez détaillée le type, l’envergure et la fréquence des rapports acceptables selon le délégué à la sécurité pour surveiller en permanence le processus de certification entrepris par l’autorité conformément à 5.13 et aux rapports exigés par le règlement.

5.10 VÉRIFICATION ET RECERTIFICATION

(1) L’autorité spécifie, dans le plan de travail, le programme de vérification qu’elle va entreprendre, notamment un calendrier des activités qu’elle va mener afin de confirmer la conformité aux conditions du certificat, et vérifier la validité permanente du certificat de conformité jusqu’à sa date d’expiration.

(2) Le plan de travail spécifiera aussi le travail à effectuer avant de renouveler n’importe quel certificat de conformité

5.11 PÉRIODE DE CERTIFICATION

(1) Si l’autorité constate que l’installation ou le navire, lorsqu’ils sont entretenus conformément aux programmes qui lui ont été soumis en application de 5.5(a)(iii), répondra aux exigences de 5.2(a) pour une période d’au moins cinq ans, elle inscrit sur le certificat de conformité une date d’expiration qui suit de cinq ans la date de délivrance.

(2) Si la période visée en (1) est inférieure à cinq ans, l’autorité inscrit sur le certificat de conformité une date d’expiration qui suit la date de délivrance du nombre d’années ou de mois correspondant à cette période moindre.

(3) Le certificat de conformité expire à la date d’expiration qui y est inscrite.

5.12 EMPLACEMENT OU RÉGION D’APPLICATION

1) L’autorité doit inscrire sur le certificat de conformité une description de l’emplacement ou de la région où l’installation est censée être exploitée.

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

5.13 INVALIDITÉ DU CERTIFICAT

(1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le certificat de conformité cesse d’être valide si :

l’autorité ou le délégué à la sécurité constate que :
1. des renseignements fournis en vertu de 5.5 sont incorrects, et le certificat n’aurait pas été délivré si ces renseignements avaient été corrects,
2. l’installation ne répond plus aux exigences de 5.2(a), ou
3. l’installation n’a pas été inspectée, surveillée et entretenue suivant toute restriction inscrite sur le certificat;
le délégué à la sécurité constate que l’autorité n’a pas exécuté le plan de travail visant les installations ou les navires à l’égard desquels a été délivré le certificat de conformité.

(2) Au moins 30 jours avant de faire une constatation selon le paragraphe (1), un avis écrit comme quoi une constatation va être faite sera envoyé

par l’autorité au délégué à la sécurité et à la personne à qui été délivré le certificat de conformité en cause, s’il s’agit d’une constatation faite par elle;
par le délégué à la sécurité à l’autorité et à la personne visée à l’alinéa a), s’il s’agit d’une constatation faite par lui.

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

5.14 CHANGEMENT D’AUTORITÉ

(1) Lorsqu’une personne à qui a été délivré un certificat de conformité veut changer d’autorité à l’égard d’une installation ou d’un navire, elle :

avise le délégué à la sécurité dès que possible après avoir décidé de changer d’autorité;
prépare et soumet au délégué à la sécurité un plan de transition détaillé indiquant toutes les activités préalables au changement d’autorité avant d’entreprendre les activités de transition, et démontre qu’il n’y aura pas d’interruptions, de retards ni d’impacts négatifs quant à la portée et à la qualité des activités de vérification par suite du passage d’une autorité à l’autre;
soumet à l’approbation du délégué à la sécurité un nouveau plan de travail à l’intention de l’autorité entrante, et ce, avant le début des activités de transition.

(2) Il n’y aura qu’un seul certificat de conformité actif et, par conséquent, une seule autorité en dossier en tout temps. Il faut donc fixer un moment où l’autorité entrante prend le relais sur l’autorité sortante et où le certificat de conformité est alors celui qui est en dossier et celui de l’autorité sortante n’est plus valide.

(3) L’exploitant attendra, pour proposer des changements, que le certificat de conformité initial ait été délivré par l’autorité responsable de la conception, la construction, le transport, l’installation ou l’établissement et la mise en service des systèmes nécessaires pour effectuer toutes les activités pour lesquelles il a été conçu, à moins que l’autorité initiale ne puisse pas accomplir le plan de travail initial.

5.15 REVALIDATION

(1) Le plan de travail doit être revalidé à la même fréquence que le renouvellement du certificat de conformité.

(2) En outre, le délégué à la sécurité peut déclencher un examen du plan de travail dans les circonstances suivantes, si celles-ci ont des répercussions sur le plan de travail :

des changements ont été apportés à la réglementation depuis que le plan de travail a été approuvé ou revalidé pour la dernière fois;
de nouveaux renseignements découlant d’un accident majeur dans une province ont été divulgués;
des changements ont été apportés aux codes ou normes sur lesquels la certification est basée;
des changements sont en cours dans une phase du cycle de vie de l’installation ou du navire.

5.16 RAPPORTS ET DOSSIERS

(1) L’autorité inclura dans le plan de travail les exigences suivantes en matière de rapports :

Les autorités fourniront aux offices tous les rapports associés au travail de l’autorité sur la délivrance initiale et la vérification permanente de la conformité pour les besoins de l’installation ou du navire;
L’autorité fournira aux offices toute communication officielle de sa part adressée à l’exploitant ou au propriétaire de l’installation ou du navire confirmant que les éléments conviennent pour sa raison d’être ou indiquant une non-conformité ou des restrictions.

(2) L’autorité remettra aux ministres des rapports annuels (avec copie conforme aux offices), qui incluent au moins :

Un résumé des activités que l’autorité a entreprises partout au Canada relativement à ses responsabilités en tant qu’autorité;
Une mise à jour de ses capacités techniques et de son expérience.

(3) L’autorité doit aviser immédiatement le ministre (et mettre les offices en copie conforme) de tous changements à sa structure organisationnelle.

(4) L’autorité fournira aux offices des rapports mensuels décrivant les activités menées pour la délivrance ou la tenue à jour de chaque certificat de conformité dont elle est responsable.

(5) À la demande de l’Office, l’autorité divulguera tout renseignement ou rapport obtenu ou préparé en accomplissant les fonctions nécessaires pour délivrer ou tenir à jour le certificat de conformité.

(6) L’autorité fournira sur demande les renseignements et l’assistance nécessaires pour la tenue d’un audit de ses activités de certification en vertu de la Loi.

(7) L’autorité tiendra des dossiers et des croquis de chaque activité menée relativement à la délivrance et à la tenue d’un certificat de conformité.

PARTIE 6 – ANALYSE, CONCEPTION, CONSTRUCTION ET ENTRETIEN DES INSTALLATIONS

6.1 PROGRAMME D’ASSURANCE DE LA QUALITÉ

(1) L’exploitant s’assurera que chaque installation est conçue, construite, installée, mise en service, inspectée, entretenue, retirée du service et abandonnée conformément à un programme d’assurance de la qualité basé sur des processus exhaustifs, établis, documentés et établis afin que l’installation soit et demeure adaptée à sa raison d’être et satisfasse aux exigences réglementaires spécifiées.

(2) Le programme d’assurance de la qualité sera basé sur les principes de l’orientation client, du leadership, de la mobilisation des personnes, de l’approche des processus, de l’amélioration, de la prise de décisions basée sur des preuves et de la gestion des relations selon lesquels des processus basés sur les risques sont utilisés pour formuler les exigences du programme.

(3) Le programme d’assurance de la qualité attribuera à la haute direction la responsabilité globale de la mise en œuvre et de l’efficacité du programme en :

instaurant et communiquant la politique;
s’assurant que les ressources et l’infrastructure appropriées sont en place pour permettre le fonctionnement et un contrôle efficaces de tous les processus;
voyant à ce que les responsabilités, autorités et compétences pour les rôles pertinents sont attribuées, comprises et satisfaites;
mettant en place des processus pour signaler le rendement du système et faire en sorte que l’intégrité du système soit maintenue lorsque des changements sont planifiés et mis en œuvre;
veillant à ce que le système fasse l’objet d’un programme régulier d’audits internes et que des mesures correctives adéquates sont prises à la fermeture;
effectuant un examen de gestion continu à des intervalles prescrits.

(4) Le programme d’assurance de la qualité aura un cycle d’amélioration permanent au cours duquel tous les processus seront planifiés et documentés avec des objectifs de qualité établis pour les fonctions et les niveaux pertinents, mis en œuvre conformément aux plans établis, surveillés, mesurés et évalués, et des dossiers seront tenus pour l’efficacité avec laquelle les objectifs établis sont atteints et modifiés au besoin pour améliorer le rendement global.

6.2 ANALYSE DE LA SÉCURITÉ CONCEPTUELLE

(1) Chaque exploitant doit, au moment où l’exploitant demande l’approbation d’un plan de développement, soumettre au délégué à la sécurité une analyse complète de la sécurité conceptuelle de la mise en valeur, [notamment les phases de construction, d’installation, d’exploitation, de retrait du service et d’abandon], ainsi que de toutes les installations, tous les aménagements, tout l’équipement et tous les systèmes proposés dans le cadre de la mise en œuvre.

(2) L’analyse de la sécurité conceptuelle :

repère tous les risques susceptibles de causer un événement accidentel majeur;
Inclut une évaluation détaillée et systématique des risques non atténués associés à chacun de ces risques, notamment la probabilité et les conséquences de chaque événement accidentel majeur;
définit des niveaux de sécurité cibles pour les risques liés à la vie et les risques de dommages à l’environnement, qui doivent être atteints pour toutes les activités à chaque phase du cycle de vie de l’installation, des aménagements, de l’équipement et des systèmes;
identifie toutes les hypothèses sous-jacentes et les mesures de contrôle qui doivent être mises en place afin de ramener ces risques à un niveau raisonnablement faisable;
spécifie les codes ou normes canadiens ou internationaux qui ont été ou seront appliqués dans le cadre de la conception et des mesures de contrôle;
démontre que les codes ou normes sélectionnés dont il est fait mention en (2)(e) sont adéquats et appropriés pour l’utilisation prévue et le lieu d’exploitation;
détermine les effets des risques supplémentaires potentiels résultant de la mise en œuvre des mesures de contrôle proposées.

(3) L’exploitant s’assurera que les hypothèses liées à la conception et toutes les mesures de contrôle indiquées dans l’analyse de la sécurité conceptuelle sont incluses dans le plan de sécurité, le plan de protection et le plan d’urgence, selon le cas, soumis avec la demande d’autorisation.

(4) Les niveaux de sécurité ciblés mentionnés en 2)c) doivent être approuvés par le délégué à la sécurité au moment où l’exploitant demande l’approbation d’un plan de mise en valeur.

(5) Les niveaux de sécurité ciblés mentionnés en (2)c) seront basés sur des évaluations

quantitatives permettant de démontrer que les données entrées sont disponibles dans la quantité et selon la qualité nécessaires pour démontrer la fiabilité des résultats;
qualitatives selon lesquelles les méthodes d’évaluation quantitatives sont inappropriées ou ne conviennent pas.

(5) L’exploitant inclura dans l’analyse de la sécurité conceptuelle une définition des situations et conditions, notamment les changements des conditions et limites d’exploitation physiques et environnementales basées sur la conception, et les changements de procédures et pratiques d’exploitation qui nécessiteraient une mise à jour de l’analyse de la sécurité conceptuelle.

(6) L’exploitant examinera, revalidera, tiendra et mettra à jour l’analyse de la sécurité des concepts aussi souvent que nécessaire et, dans tous les cas, au moins tous les cinq ans, pendant la durée du développement afin de tenir compte des changements apportés aux installations et aux conditions d’exploitation physique et environnementale basées sur la conception, qui peuvent affecter sa validité et afin de s’assurer que les mesures de contrôle sont constamment appropriées pour maintenir les risques à un niveau aussi bas qu’il est raisonnablement faisable.

6.3 INNOVATIONS

(1) L’exploitant s’assurera que toute nouvelle technologie proposée a été vérifiée d’une façon indépendante, selon un processus de qualification technologique systématique et complet, de façon à être sécuritaire et adéquate pour les besoins de l’application prévue.

(2) Toute proposition en vue d’appliquer des méthodes de conception, des matériaux, des techniques de pose de joints, des techniques de construction et autres technologies qui n’ont pas été déjà utilisées dans des situations comparables sera prouvée à l’aide :

d’études d’ingénierie, d’essais avec prototypes ou modèles, ou une combinaison de tout cela, pour démontrer le caractère adéquat des méthodes, matériaux ou techniques;
de la mise en œuvre d’un programme de surveillance et d’inspection du rendement qui est conçu pour permettre de déterminer l’efficacité des méthodes, matériaux ou techniques.

6.4 CONDITIONS PHYSIQUES ET ENVIRONNEMENTALES

(1) L’exploitant s’assure que les installations et pipelines sont conçus pour supporter ou éviter, sans perdre l’ensemble de leur intégrité structurelle ou principale fonction de sécurité, toutes les conditions physiques et environnementales prévisibles spécifiques à son emplacement prévu.

(2) L’exploitant s’assure que des critères de conception environnementale complets et fiables sont déterminés systématiquement pour chaque installation ou pipeline au large des côtes en fonction de données et d’analyses statistiques régionales représentatives et spécifiques au lieu et d’une modélisation des conditions et dangers physiques, océanographiques, météorologiques, géotechniques, sismiques et de glace, notamment :

Les conditions océanographiques, notamment les vagues et les états de la mer, les courants, les marées, les glaces à la dérive, l’élévation du niveau de la mer, la profondeur de l’eau, la, bathymétrie, les variations du niveau de la mer et les dangers pour la navigation et autres potentiellement ou partiellement submergés;
Les conditions météorologiques, notamment la vitesse des vents et la direction prédominante, la température de l’air et de la mer, les précipitations, le nombre d’heures de lumière diurne et les variations de visibilité;
Les conditions géotechniques, notamment les risques sismiques, la stabilité des dénivellations, le plancher des océans et les caractéristiques des sédiments, l’affouillement, l’érosion, l’affaissement, les hydrates de gaz, les gaz peu profonds et les conditions du pergélisol, le cas échéant, et autres géorisques;
Les conditions de glace, notamment les icebergs, la glace marine, la direction de l’écoulement glaciaire, l’affouillement glaciaire, l’affouillement par les tourbillons et autres caractéristiques connexes de la glace, selon le cas;
Tous autres phénomènes naturels pouvant affecter les installations ou leur faire courir un risque.

(3) L’exploitant s’assure que chaque installation fonctionnant dans un environnement marin où il peut y avoir de la glace est conçue pour supporter ou éviter des conditions de glace prévisibles en tenant compte :

Des mesures pour gérer, réduire ou éviter la charge de glace sur l’installation;
Des mesures pour protéger le tube goulotte et les systèmes de déchargement et autres systèmes sous-marins;
Dans le cas des installations mobiles et navires
1. Des mesures pour protéger ou empêcher l’endommagement des systèmes de propulsion ou de positionnement,
2. Des mesures pour assurer un passage sécuritaire dans des eaux infestées de glace;
Des mesures pour prévenir ou gérer les charges associées à l’accumulation de glace et de neige sur les parties structurelles de l’installation;
Des mesures pour s’assurer que les conditions de glace ne nuiront pas au fonctionnement des systèmes et appareils connexes essentiels pour la sécurité et l’environnement.

(4). Compte tenu des résultats des analyses et des essais décrits en 6.5, l’exploitant détermine et consigne les conditions physiques et environnementales limites selon lesquelles l’installation ou le pipeline peut fonctionner d’une façon sécuritaire et survivre, et s’assure que :

Toutes les conditions physiques et environnementales qui pourraient présenter un risque pour l’installation ou le pipeline sont documentées et communiquées au personnel de l’exploitation;
Des limites environnementales pour une exploitation sécuritaire sont définies, communiquées et incluses dans les procédures d’exploitation;
Des mesures pour déceler, éviter, prévenir, réduire et gérer les risques physiques et environnementaux sont élaborées et mises en œuvre pour l’exploitation et/ou incorporées dans la conception de l’installation, le cas échéant.

Loi sur les opérations pétrolières au Canada uniquement (article supplémentaire sur les installations intracôtières)

(5) L’exploitant s’assure que des critères de conception environnementale complets et fiables sont systématiquement établis pour les installations ou pipelines intracôtiers d’après des données et des analyses statistiques régionales et spécifiques à l’endroit ainsi qu’une modélisation des terres et des conditions et risques physiques, météorologiques, glaciaires, géotechniques et sismiques des terres et des eaux intérieures, notamment :

les conditions des terres et des eaux intérieures, notamment les caractéristiques des courants, de la glace, du terrain et du littoral, et les risques pour la navigation et autres potentiellement ou partiellement submergés;
les conditions météorologiques, notamment la vitesse et la direction prédominante des vents, la température, les précipitations, la glace, le nombre d’heures de lumière diurne et la visibilité réduite;
les limites d’exploitation saisonnière;
les conditions géotechniques, notamment les risques sismiques, la stabilité des dénivellations, les caractéristiques du sol et des sédiments, l’affaissement du sol, les hydrates de gaz et les conditions du pergélisol, le cas échéant;
les conditions de glace intérieures, notamment la direction de l’écoulement de la glace, l’affouillement glaciaire et autres caractéristiques glaciaires connexes, le cas échéant;
les autres phénomènes naturels.

(5)/(6) La conception pour l’exploitation dans un climat froid, lorsqu’elle est identifiée comme une condition environnementale dans l’analyse requise ci-dessus, inclura des moyens adéquats de réduire dans la mesure du possible les risques pour la sécurité et l’environnement associés à l’exploitation dans un climat froid, notamment le choix des matériaux, l’habitation, les coupe-vent, l’isolation, le réchauffage des conduites et autres moyens ou mesures conçus pour :

assurer un fonctionnement fiable de tous les équipements et systèmes liés à la sécurité et à la protection environnementale, notamment les systèmes et l’équipement nécessaires pour assurer l’exploitation en cas d’urgence;
empêcher les liquides de geler ou d’avoir des changements de propriété qui affecteraient la sécurité ou le fonctionnement de l’installation ou encore qui entraîneraient des dommages environnementaux;
empêcher d’une façon fiable l’accumulation de neige et de glace lorsqu’elle met en danger la sécurité et l’environnement,
éliminer d’une façon fiable l’accumulation de neige et de glace lorsqu’elle se produit et met en danger la sécurité et l’environnement, notamment les fonctions redondantes;
permettre que les opérations de forage et de production et les activités d’inspection et d’entretien soient menées d’une façon sécuritaire;
s’assurer que tous les fils électriques dans les espaces ouverts ou non chauffés [indépendamment du système] conservent leurs propriétés dans des conditions de climat froid et sont protégés contre les bris mécaniques occasionnés par des impacts ou dommages.

6.5 CONCEPTION, ESSAIS ET ANALYSES STRUCTURELS

(1) L’exploitant s’assure que les installations et pipelines sont conçus pour réduire les risques dans la mesure du possible.

(2) L’exploitant s’assure que les installations ou pipelines, notamment leurs composantes structurelles, patins de glissement, modules et autres structures (installées) sont conçus pour l’usage et l’endroit prévus, en tenant compte de la nature des activités à l’emplacement et autour des installations ou du pipeline et des risques qui y sont associés; et des propriétés ou dimensions du matériel qui peuvent varier à la longue en raison des effets des conditions environnementales comme la corrosion ou les températures ambiantes ou d’exploitation variables.

(3) La conception d’une installation ou d’un pipeline, incluant les composantes structurelles, les patins de glissement, les modules et autres structures (installées), comprendra les analyses, les essais avec modèles, la modélisation numérique et les enquêtes sur les sites qui sont nécessaires pour déterminer le comportement de l’installation ou du pipeline et du sol qui soutient l’installation ou le pipeline ou leurs systèmes d’ancrage, dans toutes les conditions et charges prévisibles de construction, de transport, d’installation et d’exploitation pendant la durée de vie utile de la conception.

(4) En particulier, les installations et les pipelines ainsi que leurs composantes structurelles, patins de glissement, modules et autres structures (installées) seront conçus (et démontrés grâce à des essais avec modèles, comme indiqué plus haut] afin de s’assurer que :

ils supporteront des charges extrêmes pouvant survenir pendant leur construction et utilisation prévue;
ils performeront comme convenu sous toutes les charges normales prévues pendant leur fonctionnement;
ils ne tomberont pas en panne avec des charges répétées;
les dommages qui en découlent ne sont pas disproportionnés à la cause et les dommages locaux n’entraînent pas une perte graduelle ou complète de l’intégrité de la structure;
advenant tous les dommages prévisibles aux installations ou pipelines, ceux-ci conserveront assez d’intégrité le temps nécessaire pour permettre de prendre des mesures afin de préserver la sécurité des personnes sur place ou à proximité;
en ce qui concerne les installations au large des côtes;
1. les structures flottantes incorporent une stabilité en état d’avarie et une réserve de flottabilité suffisantes pour que des scénarios crédibles de noyage inintentionnel n’entraînent pas la perte de la structure,
2. les systèmes de maintien en place des structures flottantes comportent suffisamment de redondance pour que la structure puisse supporter la perte d’une composante de maintien en place.

(5) Pour ce qui est de (4) (d) et (e), l’exploitant veille à ce que la conception de chaque installation tienne compte de tous les scénarios de chargement accidentel crédibles, notamment une collision avec un navire et un impact d’hélicoptère.

6.6 ÉVALUATION DES RISQUES D’INCENDIE, D’EXPLOSION ET DE GAZ DANGEREUX

(1) L’exploitant veille à ce qu’une évaluation méthodique et exhaustive des risques d’incendie et d’explosion ainsi que du confinement et des risques de gaz dangereux sont effectuées pour chaque installation afin de :

déterminer les types, les sources, la probabilité et les conséquences non atténuées des incendies et explosions qui pourraient se produire à l’installation;
déterminer :
1. lorsque c’est faisable, des mesures de conception pour éliminer les risques d’incendie, de gaz et d’explosion détectés,
2. lorsque les risques ne peuvent pas être éliminés au moyen de mesures de conception, toutes les mesures de contrôle nécessaires, entre autres des mesures de prévention, de détection et d’atténuation, afin de réduire dans la mesure du possible les dangers découlant des risques d’incendie, de gaz et d’explosion détectés.

(2) Les évaluations tiendront compte :

des scénarios accidentels déterminés à l’aide d’une évaluation officielle de l’incendie, du souffle et de l’évacuation, notamment l’évaluation des charges combustibles et des pressions de souffle potentielles basée sur les risques spécifiques associés à l’aménagement général de l’installation, des activités de production et de traitement, des opérations dans les puits, des contraintes opérationnelles, et du type d’incendie ou d’explosion et de sa durée, en tenant compte entre autres :
1. des feux d’hydrocarbures (notamment les incendies de jets de gaz simples ou en plusieurs phases, les incendies de nuages de gaz diffus, éruptions incontrôlées, les détentes explosives des vapeurs d’un liquide en ébullition (BLEVE); incendies de vapeurs liquides; incendies de bassins liquides; incendies de GNL;
2. des incendies en mer;
3. la combustion d’autres matières combustibles comme le carburant diesel, les fluides hydrauliques, les lubrifiants, l’isolement des câbles, le méthanol, et les glycols mono et triéthyléniques;
des moyens appropriés de détecter :
1. les émanations de gaz explosifs ou toxiques provenant de sources possibles;
2. les débuts d’incendie si de telles émanations se produisent;
des moyens appropriés d’isoler et d’entreposer en toute sécurité les matières dangereuses comme du carburant, des explosifs et des produits chimiques;
des moyens sécuritaires d’évacuation, d’échappement et de sauvetage liés à des risques d’incendie et d’explosion détectés;
des niveaux appropriés de fermeture d’urgence des systèmes de l’installation après la détection de b).

6.7 PROTECTION PASSIVE CONTRE L’INCENDIE ET LES EXPLOSIONS

(1) L’exploitant veille à ce que chaque installation ait une protection passive et des barrières suffisantes contre l’incendie et les explosions, qui sont conçues, certifiées, disposées, installées et entretenues, afin de réduire dans la mesure du possible les effets du feu et du souffle sur la sécurité du personnel, de l’installation et de l’environnement, et :

de prévenir la propagation du feu et des explosions d’un endroit à des zones adjacentes;
d’assurer l’intégrité des refuges provisoires et des aménagements connexes servant à la communication, au commandement, à la surveillance, au contrôle et à l’évacuation pour le temps nécessaire, comme déterminé conformément à 7.37;
de protéger le personnel contre le feu (chaleur et fumée) le temps de s’échapper vers un refuge temporaire;
de protéger les systèmes et l’équipement essentiels à la sécurité, notamment l’équipement qui doit rester actif en cas d’urgence ou de panne ou mauvais fonctionnement qui augmenterait les risques pour la sécurité ou l’environnement;
de maintenir l’intégrité structurelle pendant le temps voulu [conformément à 6.5 (4)(e)].

(2) L’exploitant veille à ce que les mesures prises pour assurer une protection passive contre l’incendie et les explosions, et que les séparations soient conçues pour protéger contre des événements et des charges accidentels prévisibles décelés dans l’évaluation des risques d’incendie, d’explosion et de gaz dangereux exigée en 6.6, et atténuer des événements et charges.

(3) L’exploitant veille au moins à ce que :

les zones suivantes soient séparées les unes des autres par des séparations qui sont conçues, équipées, installées et maintenues pour empêcher le passage de la fumée et des flammes, et pour limiter la face non exposée à une hausse de température moyenne de 139 ^oC et maximale de 180 ^oC en sus de la température initiale après 120 minutes d’exposition à un feu d’hydrocarbures :
1. cloisons extérieures du refuge temporaire, emménagements, points d’embarquement pour l’évacuation à l’exclusion des héliponts et salles de contrôle faisant face aux têtes de production ou de puits;
2. cloisons qui séparent la tête de puits et les zones de traitement de la production des autres parties de l’installation;
en ce qui concerne la protection passive contre l’incendie et les explosions, l’installation au large des côtes se conforme aux règles appropriées d’une société de classification comme s’il s’agissait d’une installation au large des côtes à laquelle ces règles s’appliquent.

(4) Les séparations contre le feu et le souffle sont conçues, construites, installées, équipées et maintenues à leurs niveaux de protection voulus.

(5) L’exploitant s’assure que les pénétrations et les ouvertures dans les séparations contre le feu et le souffle sont obstruées lorsque c’est possible, mais que si elles sont nécessaires, elles sont convenablement équipées pour maintenir l’intégrité globale des séparations contre le feu et le souffle, ce qui inclut les moyens de faire fonctionner les dispositifs de fermeture en dehors de l’espace protégé, lorsque ceux-ci nécessitent une activation manuelle.

(6) La conception des systèmes de protection passive contre l’incendie tient compte de la possibilité d’inspecter et d’entretenir les systèmes de protection passive contre l’incendie ainsi que les séparations, les structures et l’équipement qu’ils sont censés protéger.

(7) La conception des systèmes de protection passive contre l’incendie ne tient pas compte de l’effet refroidissant de l’équipement d’extinction actif.

6.8 PRÉVENTION ET ATTÉNUATION DES ACCIDENTS MAJEURS

(1) L’exploitant veille à ce que la fiabilité de chaque système, dont la panne pourrait causer un accident majeur ou y contribuer considérablement ou encore dont le but consiste à prévenir ou à limiter les effets d’un accident majeur, soit démontrée grâce à des techniques officielles et appropriées d’analyse des risques et de la fiabilité afin de repérer les redondances et les mesures nécessaires pour éviter que ce système ne tombe en panne.

(2) L’exploitant veille à ce que les résultats de l’analyse en (1) soient reflétés dans la conception des installations, des systèmes et de l’équipement ainsi que dans les manuels d’exploitation et d’entretien connexes.

6.9 PIPELINES AU LARGE DES CÔTES

(1) L’exploitant d’un pipeline élabore un programme de gestion de l’intégrité des pipelines qui anticipe, prévient, gère et atténue les conditions susceptibles de nuire à la sécurité ou à l’environnement pendant la conception, la construction, l’exploitation, l’entretien ou la fermeture d’un pipeline.

(2) L’exploitant veille à ce que tous les pipelines au large des côtes soient conçus, construits, installés, exploités et entretenus conformément aux systèmes d’oléoducs et de gazoducs assujettis à la norme CAN/CSA-Z662-15.

6.10 MATÉRIAUX POUR LES INSTALLATIONS ET LES PIPELINES

L’exploitant veille à l’intégrité structurelle initiale et continue d’une installation ou d’un pipeline en utilisant des matériaux qui :

conviennent à l’utilisation et à l’endroit prévus, en tenant compte des propriétés ou des dimensions des matériaux qui peuvent varier à la longue ou en réponse aux effets des conditions environnementales [notamment le chargement répétitif, la corrosion (y compris la détérioration due aux incompatibilités des matériaux fixés ensemble), des effets d’événements accidentels (notamment un feu, des explosions ou la chute d’objets) ou des distorsions ou déformations imposées pendant la construction;
ne sont pas combustibles, lorsque c’est faisable;
sont choisis de sorte que leur comportement, en cas d’incendie ou d’explosion, n’augmentera pas la probabilité que cet incendie ou cette explosion ait un impact sur des zones situées au-delà de son point d’origine, et n’augmenteront pas l’exposition du personnel à des vapeurs ou de la fumée toxiques.

6.11 CLASSIFICATION

L’exploitant veille à ce que chaque installation qui est une plate-forme flottante soit classée par une société de classification.

6.12 TIRANT D’AIR ET FRANC-BORD

Tirant d’air

L’exploitant veille à ce que chaque installation au large des côtes (c.-à-c. prenant appui sur le fond marin, stabilisée à l’aide de colonnes) a un tirant d’air suffisant pour fonctionner d’une façon sécuritaire et sans incident dans les conditions de charge environnementale maximale prévues.

Franc-bord

L’exploitant veille à ce que chaque installation au large des côtes [c.-à-d. si et quand elle flotte, est en fonctionnement ou en transit] a un franc-bord suffisant pour fonctionner d’une façon sécuritaire et sans incident dans les conditions de charge environnementale maximale prévues.

Définition du 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 qui n’est pas conçue pour supporter l’impact des vagues ou de la glace.

Définition du franc-bord

Distance mesurée à la verticale entre le haut de la coque et la surface moyenne de l’eau à un tirant donné (glace ou paquets de mer)

6.13 RÉACTION AUX MOUVEMENTS ET STABILITÉ DES PLATEFORMES MOBILES EXTRACÔTIÈRES

(1) L’exploitant veille à la stabilité et à l’exploitation sécuritaire de chaque plate-forme flottante (intacte et endommagée) relativement à tous les mouvements et charges auxquels elle devrait être soumise, notamment en :

déterminant les caractéristiques de stabilité et de réaction aux mouvements à l’aide de méthodes analytiques ou d’essais avec modèles ou encore une combinaison des deux;
déterminant les charges et mouvements maximaux critiques que la plate-forme peut supporter;
surveillant toutes les charges qui pourraient affecter les mouvements, la stabilité et l’inclinaison de la plate-forme;
s’assurant que tout l’équipement est convenablement arrimé pour empêcher les mouvements non intentionnels.

(2) L’exploitant veille à ce que les caractéristiques de stabilité de chaque plate-forme flottante soient déterminées et maintenues conformément aux exigences pertinentes du Code MODU ou du Code de stabilité intacte de l’Organisation maritime internationale, selon ce qui est approprié ou applicable et tel que modifié à l’occasion.

(3) L’exploitant effectue une analyse des écarts entre les exigences de la version actuelle du Code MODU et la version utilisée pour la conception et la construction de la plate-forme. Le moindre écart doit faire l’objet d’une analyse de risques et des mesures d’atténuation doivent être mises en œuvre si l’analyse de risques l’exige.

Remarque :

L’« administration » en ce qui concerne les codes et les normes s’entend des Conseils et non de l’État. Si une norme emploie la formule « devrait » ou « peut », les écarts à la prescription spécifiée doivent être approuvés par le Conseil pertinent.

(4) Un test d’inclinaison doit être effectué pendant l’étude de la société de classification menée tous les cinq ans pour chaque plate-forme au large des côtes mobile, stabilisée par des colonnes, sauf s’il n’y a pas de différence marquée entre les dossiers sur les poids et les résultats du deuxième essai, auquel cas les essais subséquents n’ont besoin d’être effectués qu’une étude quinquennale sur deux.

6.14 CONSIDÉRATIONS PARTICULIÈRES EN CE QUI CONCERNE LES PLATEFORMES MOBILES AUTOÉLÉVATRICES

(1) L’exploitant veille à la stabilité et à l’exploitation sécuritaire de chaque installation qui est une plate-forme autoélévatrice et :

pour laquelle une évaluation spécifique à l’emplacement de la stabilité et de la retenue du fond de mer sera effectuée pour chaque lieu en exploitation;
dont les structures sont conçues pour supporter les charges statiques et dynamiques imposées dans tous les modes d’exploitation, notamment le transit, l’installation et le retrait, et en hauteur;
est équipée de systèmes pour surveiller activement :
1. l’inclinaison de la coque;
2. la pénétration des piles;
3. la charge des piles;
4. la différence des phases de mise en gerbe (lorsque cela s’applique à la conception).

(2) Les mécanismes de levage sur vérins pour les installations qui sont des plateformes mobiles autoélévatrices sont conçus de sorte qu’une panne de composant ne provoque pas la descente incontrôlée de la plate-forme.

(3) L’exploitant veille à ce que les opérations sur une installation qui est une plate-forme mobile autoélévatrice [une fois l’engin de forage mis sur vérins et opérationnel] soient suspendues et que tous les puits associés à l’installation soient mis à l’arrêt d’une façon sécuritaire si une des situations suivantes se produit :

Inclinaison (longitudinale ou transversale) de la coque et/ou différence de phase de mise en gerbe dépassant les limites permises;
Changements inexpliqués se produisant dans la charge des piles de l’installation;
Augmentation de la pénétration des piles;
Tout autre incident menaçant la stabilité de l’installation.

(4) L’exploitant veille à ce que l’exploitation reste interrompue jusqu’à ce qu’on ait enquêté sur la cause, et que le changement de condition soit compris et ait été rectifié.

6.15 MAINTIEN EN PLACE

Exigences de mouillage

(1) L’exploitant veille à ce que chaque système de mouillage pour une plate-forme flottante soit conçu pour maintenir la position et l’orientation de la plate-forme dans les limites prescrites et convient à l’utilisation et l’endroit prévus, en tenant compte des changements de condition du système de mouillage et de l’environnement d’exploitation à la longue.

(2) La conception de chaque système de mouillage doit inclure des analyses et essais avec modèles suffisants pour assurer :

la sécurité;
la protection de l’environnement;
la stabilité et l’état de fonctionnement de la structure flottante;
une redondance suffisante pour permettre à l’installation de rester en place avec la perte d’un seul élément de mouillage ou, dans le cas de systèmes de mouillage à propulseurs, la perte du propulseur le plus efficace ou une seule panne dans le système d’alimentation ou de contrôle;
l’installation est capable de bouger de sa position afin d’éviter des accidents pour lesquels elle n’est pas conçue;
en ce qui concerne les mouillages assistés par propulseurs, la survie de la plateforme en cas de panne de courant totale dans des conditions météorologiques extrêmes;
l’état de fonctionnement de l’accastillage;
l’intégrité et l’état de fonctionnement des colonnes de forage, de production, d’exportation et autres types;
l’accès sécuritaire aux installations sous-marines ou de surface à proximité, aux navires de service et aux systèmes d’évacuation et leurs dégagements;
toute autre exigence spéciale en matière de positionnement.

(3) Chaque plate-forme flottante doit avoir des systèmes et des processus pour déceler activement la perte de maintien en place ou la panne d’une composante du système de mouillage ou de maintien en place. Les tensions exercées sur les câbles de mouillage seront surveillées et maintenues selon les paramètres de conception.

(4) L’exploitant veille à ce que des dispositions appropriées soient prises pour surveiller et maintenir l’intégrité d’un système de mouillage pendant toute la durée de vie de sa conception.

(5) Des procédures d’Inspection et d’entretien seront élaborées, mises en œuvre et documentées de façon à assurer une intégrité constante afin de répondre aux attentes de la conception d’origine, et elles incluront :

l’entretien et l’inspection planifiés du système;
l’évaluation périodique de son état;
l’évaluation des dommages réels ou suspectés;
la prise de dispositions pour effectuer sans délai des réparations ou changements en cas d’endommagement ou de détérioration.

Exigences en matière de positionnement dynamique

(6) L’exploitant veille à ce que chaque système de positionnement dynamique sur une installation soit capable de maintenir d’une façon fiable la position et l’orientation dynamiques de la plateforme dans les limites prescrites afin d’assurer la sécurité, la protection de l’environnement, et l’intégrité de l’exploitation et des biens.

(7) La conception de chaque système de positionnement dynamique :

est assurée en effectuant suffisamment d’analyses numériques et d’essais avec modèles de façon à ce que la référence à la position et le contrôle directionnels puissent être maintenus à l’intérieur des tolérances spécifiées afin de remplir les exigences opérationnelles de la conception sous toutes les charges environnementales et externes [p. ex., des élévateurs et des amarres] à l’endroit voulu;
inclut une analyse des modes et effets des pannes de façon à avoir assez de séparation et de redondance au niveau des systèmes et composantes essentiels à la sécurité pour maintenir la position en cas (de scénarios crédibles) de panne d’équipement, d’incendie ou d’inondation;
supporte la perte de toutes les composantes du système de positionnement dynamique dans n’importe quel compartiment étanche ou subdivision pare-feu imputable à un incendie ou une inondation;
inclut des systèmes conçus pour surveiller les paramètres d’exploitation et d’intégrité essentiels du système, et pour fournir des alertes en cas d’anomalies essentielles du système.

(8) Chaque système de positionnement dynamique est entretenu afin d’assurer en permanence la fiabilité et l’intégrité par rapport aux spécifications de conception.

(9) L’exploitant veille à ce que le système de débranchement d’urgence soit mis en marche si les limites de déplacement sont dépassées.

6.16 SYSTÈME D’AMARRAGE DÉTACHABLE

(1) L’exploitant veille à ce que le système d’amarrage détachable inclus sur une installation qui est une plate-forme flottante pour répondre aux exigences de 6.15(2)(e) (afin de limiter l’exposition à des situations de conception prévisibles qui dépasseraient les limites du système d’amarrage ou de conception structurelle spécifiées) est conçu pour que le système puisse être détaché d’une façon contrôlée sans :

mettre en péril la sécurité du personnel à bord de l’installation ou d’une infrastructure voisine;
créer un risque indu pour l’environnement;
risquer de dériver.

(2) Chaque système d’amarrage détachable est conçu et entretenu pour que le risque combiné d’exposition à des situations de conception dépassant les limites de conception structurelle ou du système d’amarrage et le risque de ne pas arriver à le détacher d’une façon sécuritaire soient aussi faibles que possible et dans les niveaux de sécurité ciblés approuvés.

(3) Nonobstant ce qui est énoncé en (2), la conception de chaque système d’amarrage détachable inclura un système principal et au moins un système de rechange pour détacher le système, les deux pouvant être actionnés à partir d’un endroit local et éloigné.

(4) Chaque plateforme flottante ayant un système d’amarrage détachable pour les besoins de (1) est capable de :

manœuvrer d’une façon sécuritaire sous sa propre alimentation;
maintenir une position et une direction sécuritaires tout en étant détaché.

(5) L’exploitant veille à ce que des critères et des procédures de détachement clairs soient établis pour tous les scénarios de risques crédibles conformément à 6.15(2)(e), [et que les procédures sont mises en œuvre (par du personnel qualifié) pour surveiller les conditions environnementales à prévoir et fournir des alertes pour les conditions qui empirent et qui peuvent obliger à détacher le système.

(6) L’exploitant veille à ce que chaque système d’amarrage détachable puisse (et a démontré qu’il peut) être :

détaché d’une façon planifiée, ce qui donne amplement le temps de dépressuriser et de vidanger les conduites d’écoulement, et de commencer la production une fois que la plateforme a été rattachée;
détaché en cas d’urgence, ce qui donne assez de temps pour de fermer d’une façon sécuritaire les puits et le matériel sous-marin;
rattaché en toute sécurité et d’une façon ordonnée, en respectant les limites environnementales prédéterminées.

(7) L’exploitant veille à ce que la capacité de détacher l’installation utilisée soit démontrée périodiquement.

6.17 SYSTÈMES DE LEST ET DE CALE

(1) L’exploitant veille à ce que chaque plateforme flottante soit munie de systèmes de lest et de cale robustes afin de maintenir le tirant d’eau, la stabilité et la robustesse de la coque nécessaires dans toutes les conditions environnementales et d’exploitation anticipées, et de pouvoir mettre la plateforme en sécurité advenant un tirant d’eau, de gîte ou d’assiette non voulus. Les systèmes seront conçus pour éviter le transfert non voulu de liquide dans le système, pour vider et remplir tous les réservoirs à l’intérieur du système, et pour vider les espaces étanches d’une manière efficace.

(2) L’exploitant veille à ce que les systèmes de lest et de cale de chaque plate-forme flottante soient conçus et entretenus conformément aux exigences pertinentes du Code MODU ou du Code de stabilité intacte de l’Organisation maritime internationale tel que modifié à l’occasion.

(3) Aucune plateforme flottante n’est considérée comme étant conforme à la présente section tant que le système de lest et de cale n’a pas été évalué à l’aide d’une analyse des modes de défaillance et de leurs effets.

(4) Chaque plateforme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes est dotée d’un poste de commande du lest secondaire muni :

(a) d’un moyen efficace pour communiquer avec les autres compartiments contenant du matériel lié au fonctionnement du système de lest;

(b) d’un système d’indication d’état et de commande des pompes de lest;

(d) d’un système d’indication du niveau des réservoirs;

(e) d’un éclairage de secours;

(f) d’indicateurs de gîte et d’assiette;

(g) d’un schéma du système de lestage monté en permanence.

(5) Les postes de commande du lest principal et secondaire doivent être situés au-dessus de la ligne de flottaison dans la condition finale d’équilibre à la suite d’un noyage lorsque la plateforme est avariée.

6.18 ÉTANCHÉITÉ À L’EAU DES PLATES-FORMES FLOTTANTES

(1) L’exploitant veille à ce que chaque plateforme flottante soit conçue, construite, équipée, surveillée, exploitée et entretenue de façon à assurer son étanchéité à l’eau.

(2) Toute plateforme flottante sera conçue avec suffisamment de compartiments étanches pour préserver la flottabilité de réserve et la stabilité en cas d’avarie dans toutes les conditions environnementales, opérationnelles et accidentelles prévisibles.

(3) Le franc-bord, la compartimentation étanche, et l’obtention et la spécification des dispositifs étanches et résistants aux intempéries sont déterminés conformément aux exigences pertinentes et en matière de classe de l’Organisation maritime internationale (OMI), notamment le Code MODU de l’OMI, le Code de stabilité intacte et la Convention internationale sur les lignes de charge, tels qu’ils sont modifiés à l’occasion.

(4) L’exploitant veille à ce que la disposition et la spécification des dispositifs étanches et résistants aux intempéries incluent toutes les caractéristiques de sécurité nécessaires afin de réduire dans la mesure du possible les risques pour le personnel.

(5) Chaque plate-forme flottante est conçue avec des systèmes et de l’équipement qui permettent d’exploiter, de surveiller et de signaler, au niveau local et dans les postes de commande du lest, la position opérationnelle des portes et écoutilles étanches à l’eau, et de détecter et signaler l’admission d’eau dans des espaces étanches protégés qui ne sont pas conçus pour avoir une accumulation de liquide.

(6) L’exploitant veille à ce que chaque installation flottante porte un drapeau à l’extérieur du Canada, qu’une liste de toutes les décisions administratives des États relatives aux drapeaux et dérogations aux exigences de codes de l’OMI soit établie et une évaluation des risques soit menée afin de repérer les domaines nécessitant des mesures d’atténuation pour réduire les risques dans la mesure du possible. La liste, l’analyse et le plan d’action proposé seront soumis au délégué à la sécurité avant d’accorder une autorisation.

6.19 CLASSIFICATION DES ENDROITS DANGEREUX ET ACCÈS

(1) L’exploitant veille à ce que chaque plateforme au large des côtes soit divisée en différentes zones en fonction des activités qui y seront menées et des dangers qui y sont associés; et que celles qui présentent davantage de risques soient séparées des zones moins risquées et de celles qui comportent des fonctions importantes pour la sécurité.

(2) L’exploitant veille à ce qu’une identification des dangers et une évaluation des risques soient menées dans chaque secteur pour déterminer ceux qui sont dangereux et où il peut se créer une atmosphère explosive.

(3) Les secteurs dangereux identifiés en (2) sont classés selon un système de classification complet et documenté incluant la conception et la sélection de systèmes et d’équipement pour gérer les sources d’allumage et éviter un incendie et une explosion.

(4) L’exploitant s’efforce d’éviter lorsque c’est possible et de réduire au besoin l’accès direct entre les secteurs dangereux et non dangereux ainsi qu’entre les secteurs dangereux ayant une classification différente.

(5) Lorsque de tels passages sont nécessaires, ils sont conçus pour éviter la communication (atmosphérique) incontrôlée entre les secteurs.

(6) L’exploitant veille à ce que les réseaux de tuyauterie mécaniques et électriques de chaque installation au large des côtes soient conçus pour empêcher la communication directe entre des secteurs dangereux et non dangereux ayant des classifications différentes.

6.20 AÉRATION DES ENDROITS DANGEREUX ET NON DANGEREUX

(1) L’exploitant veille à ce que chaque endroit dangereux fermé sur une installation au large des côtes soit aéré :

pour permettre le remplacement de l’air à un rythme suffisant pour empêcher des accumulations toxiques, inflammables ou explosives dans l’endroit fermé;
de sorte que tout l’air qui pénètre dans l’endroit fermé provienne d’un endroit non dangereux;
pour empêcher que l’air rejeté de cet endroit n’augmente le niveau de risque dans un endroit dangereux existant ou crée un risque dans un endroit autrement non dangereux;
de sorte que le système d’aération de chaque endroit non dangereux soit séparé de celui de chaque secteur dangereux.

(2) L’exploitant veille à ce que, là où un système d’aération mécanique est utilisé pour les besoins de la sous-section (1), l’air contenu dans l’endroit dangereux fermé soit maintenu à une pression inférieure à celle de chaque endroit dangereux adjacent qui est classé moins dangereux.

(3) Tout l’air qui s’échappe d’un endroit dangereux fermé est dirigé dans un endroit extérieur qui serait classifié aussi ou moins dangereux que l’endroit dangereux fermé s’il ne recevait pas l’air provenant de celui-ci.

(4) Un manomètre différentiel est installé pour surveiller toute perte de différence de pression d’aération exigée en (1) et/ou (2) ou entretenu conformément à 6.19, et pour activer des alarmes audibles et visuelles au point de contrôle voulu après un temps d’attente approprié ne dépassant pas 30 secondes en cas de perte.

(5) Sans limiter la généralité de (2), le poste de commande et tous les secteurs d’habitation (ou tout secteur conçu pour fonctionner en cas d’arrêt d’urgence) sur une installation :

est maintenu à une surpression positive par rapport à la pression atmosphérique;
a des sas sur toutes les portes extérieures.

(6) L’alimentation du système d’aération mécanique dans les secteurs d’habitation, secteurs de travail, secteurs de stockage de liquides inflammables et autres secteurs dangereux dans une installation peut être arrêté depuis le poste de commande et un point qui est extérieur au secteur desservi par le système d’aération et qui restera accessible pendant un incendie pouvant survenir dans le secteur aéré.

(7) Les principaux orifices d’entrée et de sortie de tous les systèmes d’aération peuvent être fermés depuis un point qui est extérieur au secteur desservi par le système d’aération et qui restera accessible pendant un incendie pouvant survenir dans le secteur aéré.

(8) L’exploitant veille à ce que chaque système d’aération desservant des secteurs non dangereux sur les installations soit muni de dispositifs d’urgence en cas de panne d’aération mécanique ou de détection de gaz, notamment :

des alarmes audibles et visuelles;
des moyens d’isolation automatisés pour empêcher le gaz de pénétrer dans le secteur non dangereux;
la capacité de sceller à distance le secteur (y compris les orifices d’entrée et de sortie de tous les systèmes d’aération) à partir du poste de commande et d’un point extérieur au secteur desservi par le système d’aération qui restera accessible pendant un incendie pouvant survenir dans le secteur aéré.

6.21 NORMES ÉLECTRIQUES GÉNÉRALES

(1) Les moteurs électriques, les appareils d’éclairage, le câblage électrique et autre appareillage électrique de l’installation doivent être conçus, sélectionnés, installés, maintenus et exploités de façon à assurer la sécurité et la fiabilité dans toutes les conditions physiques, environnementales et opérationnelles prévisibles auxquelles ils seront exposés.

(2) L’exploitant veille à ce que chaque système électrique soit conçu avec des dispositifs de protection et autres de façon à éviter dans un premier temps, et à alerter et atténuer, dans un deuxième temps, les conditions anormales et défaillances qui peuvent mettre en danger le personnel et l’installation.

(3) L’exploitant veille à ce que, si un système de distribution principal ou secondaire pour l’électricité, le chauffage ou l’éclairage, sans mise à la terre, est utilisé sur une installation au large des côtes, un dispositif capable de surveiller continuellement le niveau d’isolation par rapport à la terre et de donner une indication sonore ou visuelle des valeurs d’isolation anormalement basses soit fourni.

(4) L’exploitant s’assure que la source primaire d’alimentation électrique sur chaque installation au large des côtes :

inclut au moins deux groupes électrogènes, sans compter les groupes électrogènes d’urgence;
est capable de soutenir toutes les opérations normales sans recourir à la source d’alimentation électrique d’urgence requise en 7.36;
si un des groupes générateurs est en panne, est capable de soutenir toutes les opérations à l’exception de celles de forage et de production.

(5) L’exploitant veille à ce que les circuits primaires du groupe électrogène alimentant une installation puissent être fermés à partir de deux endroits ou stations de commande distincts, dont un se trouve sur le groupe électrogène.

6.22 CONCEPTION POUR L’ENLÈVEMENT DES INSTALLATIONS FIXES AU LARGE DES CÔTES

La conception d’une installation tient compte de l’enlèvement de l’installation à la fin de sa vie utile, à moins que le Conseil n’ait approuvé l’abandon ou une autre utilisation de l’installation dans le cadre du plan de développement. La conception, y compris les éventuelles modifications pendant le cycle de vie de l’installation, doit inclure les mesures nécessaires pour permettre d’enlever facilement l’installation du site d’une façon qui réduit les risques pour la sécurité ainsi que les effets négatifs sur la navigation et autres utilisations de la mer, de même que sur l’environnement marin pendant et après l’enlèvement.

6.23 TRANSPORT ET MISE EN PLACE DES INSTALLATIONS AU LARGE DES CÔTES

(1) L’exploitant veille à ce que le transport et la mise en place d’une installation au large des côtes soient :

effectués d’une manière qui protège la sécurité de l’installation, du personnel et de l’environnement;
effectués d’une manière qui gène et mette en danger le moins possible les autres activités aux alentours;
surveillés par un expert maritime mandaté;
dans le cas d’une unité autoélévatrice, effectués avec les jambes arrimées d’une manière acceptable pour l’organisme de classification.

(2) L’exploitant veille, en outre, avant un déplacement, à ce qu’une évaluation des risques soit effectuée en tenant compte :
1. des exigences personnelles;
2. des navires et des dispositions de remorquage, et de l’équipement connexe;
3. des processus et des mesures à mettre en place pour assurer la sécurité de l’installation, du personnel et de l’environnement;
4. des conditions et des prévisions météorologiques, et autres facteurs environnementaux physiques qui peuvent affecter la sécurité de l’installation, du personnel ou de l’environnement;
5. des plans d’urgence, advenant de mauvaises conditions environnementales ou tout autre événement prévisible pendant le transport;
un plan de transport a été mis sur pied et a pris en compte les exigences de l’organisme de classification et de l’expert maritime mandaté.

6.24 INTÉGRITÉ DES ACTIFS

(1) L’exploitant veille à ce que les installations, les aménagements, l’équipement et les systèmes soient testés, inspectés, maintenus et exploités de façon à préserver la sécurité et l’environnement, et à éviter des déchets dans les conditions de charge et d’exploitation maximales qui peuvent être prévisibles pendant toute exploitation, et continuent de performer selon les normes de conception d’origine.

(2) L’exploitant veille à ce que l’hivérisation des installations, des aménagements, de l’équipement et des systèmes soit confirmée, en place et fonctionnelle avant d’effectuer des opérations par temps froid, conformément à 6.4.

(3) L’exploitant veille à ce que les joints essentiels et les parties structurelles d’une installation fassent l’objet d’un examen non destructif au moins une fois tous les cinq ans.

(4) L’exploitant conçoit et met en œuvre un programme de surveillance, d’essai, d’inspection et de maintenance qui

est conçu pour atteindre les objectifs établis en (1)
est basé sur des modes et des mécanismes de défaillance recensés et leurs causes en ce qui concerne des éléments de sécurité essentiels;
inclut des activités d’inspection et de surveillance menées à une fréquence et d’une manière visant à faire en sorte que les pannes potentielles déterminées conformément à (b) soient anticipées, gérées et atténuées, et que les éléments de sécurité essentiels soient réparés ou remplacés sans délai de façon à ce qu’ils restent fonctionnels et fiables;
est assuré par des personnes qualifiées
inclut un programme d’entretien prédictif et préventif spécifique pour chaque élément de sécurité essentiel, qui :
1. comprend un délai spécifique maximal pour l’inspection complète de l’équipement ou du système;
2. tient compte des recommandations du fabricant d’origine de l’équipement et des normes ou pratiques exemplaires pertinentes de l’industrie;
3. comprend le démantèlement et l’inspection partiels ou complets de l’équipement rotatif à une fréquence nécessaire pour le maintenir en bonne condition, en état de fonctionnement, disponible, fiable et performant conformément aux normes de conception d’origine;
4. comprend un régime d’entretien planifié de l’équipement utilisé peu fréquemment [p. ex. génératrices d’urgence, génératrices essentielles, pompes d’incendie];
5. comprend un programme de gestion des pièces de rechange selon lequel l’installation dispose des pièces de rechange essentielles nécessaires pour assurer en permanence le fonctionnement, la disponibilité, la fiabilité et la performance de l’équipement ou du système selon ses normes de conception d’origine.

(5) L’exploitant veille à la tenue des dossiers d’entretien, d’essai et d’inspection.

(6) L’exploitant veille à ce qu’un programme de préservation soit en place pour assurer l’intégrité de tout équipement hors d’usage entreposé et confirmer qu’il est en état de fonctionnement avant d’être remis en service.

(7) Le programme d’entretien et d’inspection préventif décrit en (3) tient compte de l’état de l’équipement hors d’usage au moment où il est remis en service.

(8) L’exploitant développe et met en œuvre un programme de contrôle du poids pour chaque installation au large des côtes afin de s’assurer que les poids et les centres de gravité respectent d’une façon sécuritaire les limites de conception.

6.25 EXPLOITATION DES INSTALLATIONS

Chaque exploitant d’une installation au large des côtes l’exploite en tout temps selon les limites imposées par le certificat de conformité et conformément au manuel d’exploitation.

6.26 MANUEL D’EXPLOITATION

(1) Sous réserve de (2), l’exploitant doit préparer, respecter et conserver pour toute installation un manuel d’exploitation qui définit les caractéristiques, procédures, capacités et limites de l’installation et des systèmes essentiels [à la sécurité] connexes, et qui contient les données suivantes :

la description générale et les particularités de l’installation;
la chaîne de commandement et les responsabilités générales pendant l’exploitation normale et d’urgence;
les données de conception limitatives pour chaque mode d’exploitation;
une description des limites inhérentes de l’exploitation de l’installation et de son équipement pour chaque mode d’exploitation approuvé, notamment les conditions physiques et environnementales de l’endroit où l’installation sera placée et l’effet de ces conditions sur l’installation;
une liste des procédures nécessaires pour assurer une exploitation sécuritaire dans les limites inhérentes et des références à ces procédures;
les critères et déclencheurs qui exigeraient des précautions et des mesures planifiées pour protéger le personnel, l’installation et l’environnement au cas où les seuils d’événement prédéterminés pour le fonctionnement sécuritaire de l’installation dans tous les modes d’exploitation seraient dépassés ou appelés à être dépassés, et une liste des procédures détaillant les précautions et mesures à prendre et une référence à celles-ci;
les caractéristiques de la fondation de la plateforme et de la pénétration dans le fond marin, ou l’ancrage, et les mesures prises pour surveiller l’intégrité des fondations, et des moyens d’amarrage et d’ancrage;
les critères pour une pénétration minimale et/ou un affouillement maximal de la fondation et l’ancrage;
les critères pour les événements météorologiques ou océanographiques qui déclenchent des inspections postérieures des éléments structurels sous-marins; (remarque : cela inclut les ancres)
dans le cas d’une plateforme mobile au large des côtes, ce genre de données et d’instructions nécessaires pour déterminer avec précision (ou « sans ambiguïté »?) et rapidement et gérer le chargement, le lestage et l’état d’avarie de la plateforme selon les critères approuvés pour une stabilité intacte et endommagée selon diverses conditions de service, notamment :
1. l’endroit, le type et le poids du lest permanent posé sur l’installation;
2. les courbes hydrostatiques ou données équivalentes;
3. un plan montrant la contenance et le centre de gravité des réservoirs et des espaces de stockage des matériaux bruts;
4. des tables ou courbes d’étalement des réservoirs montrant la contenance, le centre de gravité à intervalles gradués et les données sur la surface libre de chaque réservoir;
5. des renseignements sur la stabilité sous la forme de nombre maximal de KG par rapport à la courbe de tirant, ou d’autres paramètres appropriés, basés sur la conformité aux critères de stabilité intacte et en état d’avarie requis;
6. des données sur les bateaux-phares basées sur les résultats d’un essai de stabilité et les valeurs du centre de gravité mises à jour à la suite d’études en lourd;
7. des exemples représentatifs des conditions de chargement pour chaque mode d’exploitation approuvé, avec les moyens d’évaluer d’autres conditions de chargement;
des plans de disposition générale montrant les limites étanches à l’eau et aux intempéries;
l’emplacement et le type des fermetures étanches à l’eau et aux intempéries, des évents, des tuyaux d’air, etc., et l’emplacement des points d’envahissement par le haut;
un plan sur les charges de pont, avec des renseignements sur les limites de charge variables et le chargement préalable permis;
le détail des signaux et alarmes sonores et visuels utilisés avec les systèmes d’alarme générale, d’annonces publiques et d’alarme d’incendie et de gaz, et tout système de codage par couleur utilisé à bord de l’installation pour la sécurité du personnel;
des données sur les systèmes de protection contre la corrosion utilisés de même que sur les exigences en matière de sécurité et d’entretien de ces systèmes;
des diagrammes montrant ou incluant :
1. la disposition générale des structures de ponts, des secteurs d’habitation, du refuge temporaire, de l’héliport et de l’équipement contenu sur la superstructure, et tous les détails nécessaires pour vérifier et gérer l’intégrité des coques, des éléments d’amarrage, des structures primaires et de soutien essentielles, des éléments de la fondation, des systèmes de treillis, des colonnes montantes et des tubes prolongateurs;
2. la disposition des zones et de l’équipement dangereux;
3. le plan de contrôle et d’évacuation en cas d’incendie, notamment :
  1. l’emplacement des voies de secours, des systèmes fixes d’extincteurs d’incendie et des équipements de survie;
  2. la disposition des zones d’incendie et d’explosion et l’emplacement de l’équipement connexe tel les dispositifs d’obturation coupe-feu;
4. la disposition des systèmes de lest et de cale, et des instructions suffisantes et claires sur leur fonctionnement afin de :
  1. maintenir une calaison, une stabilité et une robustesse de quille suffisants dans toutes les conditions environnementales et opérationnelles;
  2. pouvoir remettre la plate-forme dans un état sécuritaire après une calaison, une inclinaison ou un gîte non intentionnels;
5. la disposition et l’emplacement de toutes les ouvertures qui pourraient affecter la stabilité de la plate-forme et ses dispositifs de fermeture;
les exigences d’exploitation et de maintenance des équipements de survie à bord de l’installation;
l’identification des hélicoptères utilisés pour la conception de l’hélipont, le poids maximal de l’hélicoptère et l’emplacement des roues, ainsi que les dimensions maximales de l’hélicoptère pour lequel a été conçu l’hélipont de l’installation, y compris l’étendue de la zone d’approche dégagée pour l’hélicoptère;
les arrangements ou aménagements spéciaux pour l’inspection et la maintenance de l’installation, des équipements ou du matériel, et des aménagements pour le stockage du pétrole brut sur ou dans l’installation;
les instructions ou précautions spéciales à suivre ou à prendre lorsque sont effectuées des réparations ou des modifications à l’installation;
toute mesure spéciale d’exploitation ou d’urgence qui touche à des éléments de sécurité essentiels de l’installation, tels les systèmes de mise hors service et toute référence aux procédures pertinentes;
la description de tout équipement de levage et de descente de l’installation et de tout type d’accouplement spécial, y compris leur objet, leur mode de fonctionnement et leur maintenance;
le détail du tirant d’air ou du franc-bord et des moyens employés pour satisfaire à ces exigences déterminées conformément à 6.12;
les systèmes de maintien du positionnement et les conditions d’exploitation limitatives, notamment les charges environnementales que les ancres peuvent supporter quand elles maintiennent en place une installation amarrée, notamment la force de traction estimative des ancres par rapport au sol à l’emplacement de production ou de forage;
dans le cas d’une plateforme flottante, la description des capacités de maintien du positionnement et des limites d’exploitation, et toutes les procédures à suivre en cas de panne d’un élément de maintien du positionnement essentiel pour la sécurité ou d’un déplacement en dehors des limites établies;
le nombre de personnes à loger durant les opérations normales;
la description et les limites des ordinateurs de bord (ou des systèmes de contrôle par ordinateur) utilisés pour des opérations comme le lestage, l’ancrage, le positionnement dynamique et dans les calculs d’assiette et de stabilité;
la planification du remorquage au besoin et en cas de limites;
un bref énoncé des caractéristiques de tous les équipements de l’installation, notamment les diagrammes (déroulement des processus) et les instructions concernant leur mise en place, leur exploitation et leur maintenance;
la description des systèmes d’alimentation principal et d’urgence et des limites de fonctionnement;
la marche à suivre, avec la description et le format, pour préparer les rapports périodiques sur l’intégrité de l’installation;
la marche à suivre pour aviser le délégué à la sécurité et la société de certification de toute situation ou condition décrite en 7.1;
les renseignements et limites d’exploitation nécessaires pour assurer le fonctionnement sécuritaire des systèmes de production sous-marins.

6.27 NAVIRES ET INSTALLATIONS DE PLONGÉE

(1) L’exploitant veille à ce que tous les navires utilisés pour les programmes de plongée soient classés par un organisme de classification et remplissent les exigences SOLAS.

(2) L’exploitant veille à ce que le système de positionnement dynamique pour tous les navires utilisés pour les programmes de plongée soit suffisamment redondant pour protéger les plongeurs lors des opérations de plongée.

Remarque : D’autres politiques spécifiques concernant les navires et les installations de plongée doivent être élaborées dans les prochains mois et présentées à une séance de consultation qui se tiendra plus tard en 2017.

PARTIE 7 - CONCEPTION, EXPLOITATION ET ENTRETIEN DES SYSTÈMES ET DE L’ÉQUIPEMENT

7.1 RÉPARATION, REMPLACEMENT ET MODIFICATION DES INSTALLATIONS

(1) L’exploitant d’une installation extracôtière avisera l’autorité, pour les questions ayant trait à la portée de ses travaux, et avertira immédiatement le délégué à la sécurité s’il constate une détérioration de l’installation ou de l’équipement, ou de tout puits, susceptible de nuire à la sécurité de l’installation ou de porter préjudice à l’environnement.

(2) L’exploitant veille à réparer sans tarder tout défaut de l’installation, de l’équipement, de la canalisation, du navire et du véhicule de soutien qui pourrait constituer un danger pour la sécurité ou l’environnement.

(3) S’il est impossible de corriger le défaut dans de brefs délais, l’exploitant doit veiller à ce que les réparations soient effectuées dès que les circonstances le permettent et à ce que des mesures d’atténuation soient mises en place pour réduire les risques au minimum durant les travaux de réparation.

(4) Sous réserve des dispositions du paragraphe (5), aucun détenteur de certificat de conformité concernant une installation extracôtière ne fera de réparation, de remplacement ou de modification à des éléments essentiels en matière de sécurité, ou n’apportera à bord d’une installation de l’équipement qui modifierait la conception, le rendement ou l’intégrité d’éléments essentiels en matière de sécurité, sans en avoir d’abord avisé le délégué de la sécurité ou l’autorité.

(5) En cas d’urgence, l’exploitant d’une installation extracôtière pourrait réparer ou modifier l’installation lorsque le gestionnaire de celle-ci estime que le laps de temps nécessaire pour se conformer au paragraphe (4) fera courir un danger au personnel ou à l’environnement.

(6) Lorsqu’un exploitant fait une réparation ou une modification à une installation conformément au paragraphe (5), il doit en aviser immédiatement le délégué de la sécurité ou l’autorité.

7.2 MATÉRIEL DESTINÉ À L’INSPECTION ET À L’ENTRETIEN

L’exploitant doit veiller à ce que chaque installation soit conçue et équipée pour être accessible, et pourvue de marques et d’identifications précises des zones à inspecter, de sorte qu’elle permette d’effectuer de façon sûre et efficace :

la surveillance, l’entretien et l’inspection de l’installation ou de la canalisation;
une inspection sur place de la coque et des accessoires sous l’eau, lorsqu’une installation n’est pas censée passer périodiquement en cale sèche.

7.3 RÉSEAUX DE TUYAUTERIE

(1) Cette partie ne s’applique pas :

à une chaudière de chauffage dont la surface de chauffe est d’au plus 3 m²;
à un récipient sous pression ayant une capacité d’au plus 40 L;
à des systèmes à pression installés pour une utilisation à un maximum d’une atmosphère;
à un récipient sous pression ayant un diamètre intérieur d’au plus 152 mm;
à un récipient sous pression ayant un diamètre intérieur d’au plus 610 mm, qui sert de réservoir d’eau chaude;
à un récipient sous pression ayant un diamètre intérieur d’au plus 610 mm, qui est raccordé à un système de pompage d’eau contenant de l’air comprimé comme amortisseur;
à une installation frigorifique ayant une capacité d’au plus 18 kW de réfrigération;
à des réseaux d’eau domestique et de plomberie.

Modèle

(2) L’exploitant veille à ce que les chaudières et les systèmes à pression soient conçus de façon à réduire au minimum les dangers potentiels pour le personnel et la propriété en mettant en place les barrières suivantes :

prévention d’un événement indésirable occasionné par une condition anormale;
prévention d’une libération d’hydrocarbures causée par un événement indésirable;
dispersion ou élimination sécuritaire d’hydrocarbures liquides libérés;
prévention de la formation de mélanges explosifs;
prévention de l’allumage de liquides ou de gaz et de vapeurs inflammables libérés;
limitation de l’exposition du personnel à des risques d’incendie.

(3) L’exploitant veille à ce que toutes les chaudières et tous les systèmes à pression, y compris les composants, utilisés dans une installation soient conçus, construits, installés, mis à l’essai, inspectés, exploités et entretenus de sorte qu’ils résistent à toutes les combinaisons prévisibles de charges, de forces, de pressions, de températures, de fluides et de substances auxquels ils pourraient être exposés durant la durée de vie utile de leur conception.

(4) L’exploitant veille à ce que les chaudières, les systèmes à pression et l’équipement des composants :

fassent appel à des méthodes complètes, connues pour comporter des marges de sécurité adéquates, et incluent les analyses et les modèles numériques nécessaires pour déterminer leurs modes de comportement et de défaillance dans toutes les conditions d’exploitation prévisibles et prendre en considération :
1. la pression intérieure/extérieure,
2. les températures ambiantes et de fonctionnement,
3. la pression et la masse statiques du contenu dans des conditions d’exploitation et de mise à l’essai,
4. le chargement dynamique prévisible, les forces de réaction et les moments qui résultent entre autres des soutiens, des annexes et de la tuyauterie,
5. les menaces à l’intégrité structurale et mécanique, qui comprennent entre autres la corrosion, l’érosion et l’usure, de même que toute autre menace détectable grâce à une analyse des risques,
6. les changements relatifs aux fluides et aux substances contenues, observés au fil du temps [p. ex. H₂S], y compris la décomposition de fluides et de substances instables;
éliminent ou réduisent les risques au minimum, dans la mesure raisonnablement possible, et lorsqu’il est impossible d’éliminer les risques, mettent en place des mesures de protection pour veiller à la sécurité en tenant compte :
1. des fermetures et des ouvertures, notamment de mesures qui indiqueraient l’état de fermeture et la prévention d’une ouverture ou d’un accès physique en cas de différence de pression,
2. du confinement des substances dangereuses, y compris le danger lié au rejet d’une purge de surpression,
3. de la température de surface,
4. de la décomposition de fluides instables;
comportent des dispositions pour la surveillance et une protection fiable contre le dépassement des seuils de sécurité de la pression, de la température et des niveaux de fluide;
comportent des dispositions qui permettent tous les examens des éléments essentiels en matière de pression qui sont nécessaires à une intégrité continue;
comportent des moyens de drainage et d’aération pour assurer la sécurité des travaux de nettoyage, d’inspection et d’entretien et pour éviter des effets néfastes comme un coup de bélier, une dépression, de la corrosion et des réactions chimiques incontrôlées, à toutes les étapes de l’exploitation, y compris les essais de pression;
comportent des dispositions pour éviter une escalade des incidents externes prévisibles [p. ex., incendie, chute d’objets];
comportent des provisions pour limiter et atténuer les effets de toute fuite d’un confinement [p. ex. confinement de fluides et drainage à un endroit sûr].

(5) L’exploitant veille à ce que les matériaux utilisés pour la fabrication des chaudières, des systèmes à pression et des composants soient :

convenables pour l’application et l’emplacement projetés, dans toutes les conditions d’exploitation et anormales prévisibles et dans toute situation d’urgence prévisible, en tenant compte des propriétés du matériau ou des dimensions susceptibles de varier en fonction du temps [p. ex. fluage, corrosion, érosion], ou des distorsions ou déformations imposées durant la construction et la manutention [p. ex., transport, installation];
compatibles avec leur milieu d’exploitation et résistants chimiquement aux fluides contenus, susceptibles de changer en fonction du temps, durant la durée de vie utile de la conception.

(6) L’exploitant veille à ce que la conception de chaque chaudière, système à pression et composant soit vérifiée pour confirmer sa concordance avec les fins déterminées par l’autorité.

Construction, mise à l’essai et installation

(7) L’exploitant veille à ce que chaque chaudière et chaque système à pression, notamment les composants utilisés dans une installation, soient construits, installés et mis en service par une personne qualifiée, et qu’ils soient soumis à des inspections et à des mises à l’essai [y compris une évaluation non destructive et des essais de surcharge] nécessaires pour vérifier l’intégrité des composants sous pression et des assemblages, ainsi que la conformité avec les devis approuvés.

Utilisation, exploitation, réparation, modification et entretien

(8) L’exploitant veille à la non-utilisation d’une chaudière, d’un système à pression ou d’un composant avant son inspection et sa mise à l’essai par un inspecteur autorisé, et sa vérification par l’autorité :

après l’installation;
après tout travail de soudure, de modification ou de réparation effectué.

(9) L’exploitant veille à ce que chaque chaudière ou système à pression utilisé dans une installation soit exploité à l’intérieur d’une enveloppe opérationnelle sécuritaire, entretenu et réparé par une personne qualifiée, conformément aux procédures opérationnelles.

(10) L’exploitant veille à l’établissement de procédures opérationnelles qui informent les utilisateurs des dangers de l’exploitation [qu’il est impossible d’éliminer au cours de la conception] et indiquent s’il est nécessaire de prendre des mesures particulières pour atténuer les risques au moment de l’installation ou de l’utilisation.

(11) L’exploitant veille à ce que les réparations et les modifications ne soient pas faites sur un composant sous pression de chaudière ou de système à pression sans avoir d’abord obtenu l’approbation de l’autorité.

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

Inspections

(13) L’exploitant veille à ce que chaque chaudière ou système à pression en usage dans une installation extracôtière soit inspecté par une personne qualifiée dans le cadre d’un programme de surveillance, de mise à l’essai, d’inspection et d’entretien élaboré conformément à l’article 6.24, et à une fréquence suffisante pour assurer le fonctionnement sécuritaire de la chaudière, du récipient sous pression ou du réseau de tuyauterie au cours de leur utilisation prévue.

Registres

(14) L’exploitant veille à tenir à jour un registre des chaudières, des systèmes à pression et des composants, notamment des enregistrements précis ayant trait :

calculs, devis et spécifications de conception, y compris la preuve de l’approbation des plans et devis par un inspecteur autorisé;
norme ou code appliqués pour la conception;
limites d’exploitation, y compris la pression et la température nominales;
rapport de données du fabricant qui comprend :
1. preuve documentée que la construction, la mise à l’essai et l’installation ont été réalisées conformément à la conception approuvée dans le cadre d’un programme d’assurance de la qualité convenable, accrédité par un inspecteur autorisé,
2. procédures approuvées pour la soudure, le brasage et l’examen non destructif, enregistrements des essais et les résultats des essais de tests de compétence du soudeur relativement aux procédures,
3. enregistrements de la compétence des personnes qualifiées ayant participé à la fabrication, à l’inspection et à la mise à l’essai, et fiches de compétence du soudeur,
4. enregistrements de la traçabilité des matériaux;
un enregistrement de chaque inspection réalisée conformément aux paragraphes 7.3 (6) et (13), qui doit être rempli et signé par l’inspecteur ou la personne qualifiée ayant réalisé l’inspection, sur lequel apparaîtront :
1. la date de l’inspection,
2. l’identification de la chaudière ou du système à pression inspecté et son emplacement,
3. la plage de pression et de température de fonctionnement sécuritaire pour l’exploitation de la chaudière ou du récipient sous pression,
4. une déclaration stipulant que la chaudière ou le système à pression répond aux normes relatives à sa conception et à sa fabrication,
5. une déclaration stipulant que de l’avis de l’inspecteur ou de la personne qualifiée ayant réalisé l’inspection, la chaudière, le récipient sous pression ou le réseau de tuyauterie est sécuritaire au cours de son utilisation prévue,
6. le cas échéant, de l’avis de l’inspecteur ou de la personne qualifiée ayant réalisé l’inspection, des recommandations sur la nécessité de modifier le programme de surveillance, de mise à l’essai, d’inspection et d’entretien conformément au paragraphe 7.3 (13),
7. toute autre observation que l’inspecteur ou la personne qualifiée ayant réalisé l’inspection juge pertinente pour la sécurité des employés;
un enregistrement de chaque réparation ou modification réalisée sur la chaudière ou les systèmes à pression.

Marquage

(15) L’exploitant veille à ce que chaque chaudière ou système à pression porte un identifiant unique et affiche une quantité de renseignements jugée acceptable par l’autorité ayant la compétence nécessaire pour permettre une installation et une exploitation sécuritaire, ainsi qu’une référence aux enregistrements pertinents relatifs à la conception, à la construction, à l’inspection, à la mise à l’essai, à l’entretien et à la réparation.

Accréditation

(16) Toutes les procédures opérationnelles du paragraphe 7.3 (10) et les enregistrements mentionnés au paragraphe 7.3 (14) doivent être vérifiés à la satisfaction de l’autorité, à la fréquence décrite dans l’énoncé des travaux approuvé par celle-ci, pour permettre la continuité de la détermination de conformité aux fins de chaque chaudière ou système à pression.

Définitions proposées (comprises dans l’annexe Définitions)

« Systèmes à pression (et composants) » : désignent la tuyauterie, les récipients, les éléments de la sécurité et les composants sous pression; le cas échéant, les composants sous pression comprennent des éléments raccordés à des pièces pressurisées, comme des brides, des busettes, des couplages, des soutiens, des oreilles de levage, des soupapes de sûreté, des jauges et d’autres pièces du même genre.

Inspecteur autorisé désigne une personne ayant les compétences nécessaires, notamment l’autorité ou une autre personne approuvée par l’autorité ayant la compétence requise pour inspecter des récipients de fabrication et des systèmes de tuyauterie sous pression.

7.4 ÉQUIPEMENT MÉCANIQUE

(1) L’exploitant veille à ce que tout l’équipement mécanique d’une installation :

est adapté à la fonction prévue, qu’il fonctionnera et sera exploité de façon sécuritaire et fiable dans toutes les conditions environnementales et d’exploitation prévisibles, ainsi que dans le respect des instructions du fabricant;
est conçu, sélectionné, situé, installé, mis en service, protégé, inspecté, exploité et entretenu de façon à dépister et à réduire les risques pour la sécurité et l’environnement jusqu’à un niveau aussi faible qu’il est raisonnablement possible.

(2) L’exploitant veille à ce que des mesures soient cherchées et retenues pour prévenir les risques pour la sécurité et l’environnement, à partir d’une évaluation du risque tenant compte des points suivants :

fuite d’un confinement de substances dangereuses;
emballement et perte de retenue d’éléments de machinerie à énergie élevée;
températures extrêmes de la surface et pièces mobiles;
perte de contrôle et d’intégrité, ou escalade, à la suite d’accidents prévisibles;
allumage d’atmosphères potentiellement explosives dans des zones dangereuses en raison d’étincelles, de flammes et d’une chaleur excessive.

(3) L’exploitant veille à ce que tous les moteurs et la turbine de combustion internes soient :

dûment équipés afin de prévenir l’allumage, mesurés et certifiés en zone dangereuse pour son aire de fonctionnement, et comportant :
1. une alimentation en air de combustion provenant d’une zone non dangereuse,
2. un échappement rejeté dans une zone non dangereuse;
équipés de dispositifs de sécurité, notamment un mécanisme d’arrêt manuel et un arrêt carburant automatique, afin d’éviter une dégradation catastrophique causée par un emballement, une température d’échappement élevée, une température élevée de l’eau de refroidissement, une faible pression de l’huile lubrifiante, ou d’autres dangers prévisibles pouvant nuire à la sécurité des activités, sauf lorsqu’un arrêt automatique accroît le risque pour la sécurité et l’environnement.

(4) L’exploitant veille à ce que l’équipement mécanique essentiel aux interventions d’urgence, entre autres les génératrices d’urgence et les pompes d’incendie, ne soit pas assujetti à l’alinéa (2) (b), mais doit être doté d’un mécanisme automatique d’arrêt en cas d’emballement.

(5) L’exploitant veille à ce que les commandes et les arrêts manuels soient situés à un endroit où leur protection et leur accessibilité demeurent pour une exploitation sécuritaire en cas d’accident prévisible et d’événements entraînant l’inaccessibilité de l’équipement connexe.

(6) L’exploitant veille à ce que l’équipement mécanique essentiel à la sécurité et à la propulsion d’une plateforme flottante ou mobile continue de fonctionner de façon sécuritaire et fiable à sa pleine puissance nominale, selon les angles d’inclinaison statiques et dynamiques spécifiés dans le code de l’OMI des UMFM et les règles de la société de classification.

(7) L’exploitant veille à la détermination des limites de fonctionnement de chaque équipement mécanique et que celles-ci soient inscrites dans le manuel d’exploitation, et à la disponibilité d’instructions précises aux fins de référence.

(8) L’exploitant veille à ce que les instructions relatives au fonctionnement de base de tout moteur de combustion interne fournissent des renseignements détaillés sur les procédures d’arrêt, de lancement et d’urgence, et qu’ils soient fixés en permanence sur le moteur.

7.5 GESTION DE LA CORROSION

(1) L’exploitant veille à ce que pour l’ensemble des récipients de fabrication, de la tuyauterie, des soupapes, des raccords et des éléments structuraux faisant partie d’une installation ou d’une canalisation dont la défaillance due à la corrosion constituerait un risque pour la sécurité ou l’environnement soit conçue, exploitée, surveillée et entretenue de façon à éviter et à gérer la corrosion pendant la durée de vie utile de l’installation ou de la canalisation afin de prévenir toute défaillance.

(2) L’exploitant doit établir et mettre en œuvre un programme complet de gestion de la corrosion afin de gérer les risques de défaillances critiques dues à une dégradation causée par la corrosion, afin d’assurer l’intégrité continue des systèmes essentiels à la sécurité.

(3) Le programme de gestion de la corrosion doit comporter les éléments suivants :

détermination de tous les éléments essentiels à la sécurité qui sont susceptibles de subir une dégradation due à la corrosion et dont la défaillance pourrait entraîner un risque pour la sécurité ou l’environnement;
toute analyse nécessaire pour établir les mécanismes de dégradation due à la corrosion, les limites et les modes de défaillance, qui tient compte des conditions d’exploitation et environnementales ainsi que des expositions à des produits chimiques;
des mesures de prévention de la corrosion, dans la mesure raisonnablement possible, et d’atténuation des effets de la corrosion ou de protection contre ceux-ci;
une inspection et une surveillance de la corrosion, de même que des systèmes de protection contre la corrosion et de prévention de celle-ci;
la collecte et l’analyse de données initiales et continues, afin de surveiller le comportement à la corrosion et de déterminer l’efficacité du programme de gestion de la corrosion et des systèmes de protection;
une évaluation continue des calendriers d’inspection, d’entretien et de réparation selon l’article 6.24, à partir des données et de l’analyse de l’alinéa e);
un entretien préventif en temps opportun des systèmes de protection contre la corrosion et de la prévention de celle-ci;
l’entretien et la réparation en temps opportun d’éléments essentiels à la sécurité, d’après les données recueillies et l’analyse continue, et conformément aux dispositions de l’article 6.24, jusqu’aux limites acceptables établies à l’alinéa b);
une analyse de l’amélioration continue du programme de gestion de la corrosion, d’après les données et l’analyse mentionnées à l’alinéa e) ci-dessus.

7.6 SYSTÈMES DE CONTRÔLE

(1) L’exploitant veille à la conception de systèmes de contrôle, s’il y a lieu, là où ils sont nécessaires pour atténuer les risques à la sécurité, de sorte :

que l’équipement contrôlé ne soit pas activé par inadvertance;
qu’une capacité diagnostique de base, efficace, soit intégrée;
que les contrôles de l’exploitant soient conçus en tenant compte de l’exploitation simultanée de plusieurs stations;
que les facteurs humains soient pris en considération.

(2) L’exploitant veille à ce que les systèmes de contrôle soient conçus, s’il y a lieu, de sorte que l’équipement contrôlé ne crée pas de risque pour la sécurité en cas de défaillance ou d’arrêt du système.

(3) L’exploitant veille à ce que l’équipement fonctionnant à l’aide d’un système de contrôle nouvellement installé ou modifié ne soit pas mis en marche avant la vérification et la mise à l’essai complètes du système de contrôle pour s’assurer qu’il fonctionne comme prévu.

(4) L’exploitant veille à ce qu’il y ait des documents à jour facilement accessibles, qui décrivent la conception, l’installation, le fonctionnement et l’entretien des systèmes de contrôle.

(5) L’exploitant veille à ce que le matériel informatique du système de contrôle soit protégé pour parer à des circonstances qui auraient un effet néfaste sur le rendement du système, notamment un bris mécanique, une vibration, des températures ou un niveau d’humidité extrêmes, des niveaux élevés de champ électromagnétique et des perturbations électriques.

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

un dispositif de vérification des erreurs pour éviter que l’équipement contrôlé réagisse à des données corrompues;
des méthodes d’encodage d’identification pour éviter qu’un émetteur autre que celui désigné fasse fonctionner l’équipement.

7.7 SYSTÈMES DÉPENDANT D’UN LOGICIEL INTÉGRÉ

(1) L’exploitant veille à la disponibilité, à la fiabilité, à l’entretien et à la sécurité initiaux et continus de tous les systèmes dépendant d’un logiciel intégré dont la défaillance ou le mauvais fonctionnement pourrait entraîner un risque pour la sécurité ou l’environnement.

(2) L’exploitant veille à ce qu’un logiciel essentiel à la sécurité soit conçu, mis en service et tenu à jour par du personnel qualifié et qu’il s’avère sûr, fiable, facile à tenir à jour et adapté aux besoins dans le cadre d’un programme officiel et complet de mise à l’essai et de validation qui tient compte :

de toutes les conditions d’exploitation et d’urgence prévisibles;
de la complexité des systèmes, de leurs dépendances et de leurs interactions avec les systèmes intégrés, des modes de défaillance et du niveau de risque associé à un mauvais fonctionnement ou à une défaillance.

(3) L’exploitant veille à ce qu’un système complet de gestion logicielle (qui comprend des processus et des procédures) soit mis au point et installé afin qu’aucun changement ne soit apporté à une fonction configurable d’un logiciel essentiel sans une évaluation complète, une mise à l’essai et des approbations, et que le logiciel continue de fonctionner comme prévu, sans accroître les risques pour la sécurité et l’environnement.

7.8 SYSTÈMES DE SURVEILLANCE

(1) L’exploitant veille à ce que :

des activités comme le traitement, le transport, l’entreposage, l’injection, la réinjection et la manipulation d’hydrocarbures et d’autres fluides produits dans les installations fassent l’objet d’une surveillance efficace afin d’éviter les incidents et le gaspillage;
tous les systèmes d’alarme, de sécurité, de surveillance, d’avertissement et de contrôle associés à ces activités soient gérés de façon à éviter les incidents et le gaspillage;
toutes les personnes concernées soient informées lorsque les systèmes d’alarme, de sécurité, de surveillance, d’avertissement ou de contrôle associés à ces activités sont mis hors de service et lorsqu’ils sont remis en service;
lors de la mise hors service ou de la détection d’une défectuosité d’un de ces systèmes d’alarme, de sécurité, de surveillance, d’avertissement ou de contrôle, les activités connexes soient suspendues jusqu’au retour en service du système ou que des mesures convenables soient mises en place pour compenser le risque durant l’indisponibilité du système.

(2) L’exploitant élabore et met en œuvre un programme de surveillance de l’environnement physique durant tout travail ou toute activité, afin de s’assurer :

de la collecte et de la tenue à jour d’une quantité suffisante de données sur l’environnement physique pour faciliter la détection des dangers et l’analyse des risques;
de la mise en place de mesures d’atténuation adéquates, en temps opportun, pour faire face aux risques pour la sécurité ou l’environnement qui sont connus;
de l’instauration possible de plans d’urgence, en temps opportun, pour protéger la santé et la sécurité de tout le personnel, de même que l’intégrité de l’installation, et pour réduire au minimum les répercussions environnementales.

(3) L’exploitant veille à ce que l’installation ou l’unité opérationnelle soit suffisamment équipée et qu’elle bénéficie en outre du concours de mesures et d’équipement externes pour permettre l’observation, l’évaluation et la consignation des conditions de l’environnement physique, comme l’exige le paragraphe (2).

(4) L’exploitant rend publiques toutes les données physiques et environnementales suivies en vertu de cette section, qui ont de l’importance pour la sécurité dans la réalisation des activités liées au pétrole.

7.9 SYSTÈMES DE COMMUNICATION

(1) L’exploitant veille à ce que chaque installation et unité opérationnelle soient dotées de systèmes de communication :

capables de communiquer en continu :
1. avec des équipes d’intervention d’urgence basées à l’extérieur,
2. avec tout le personnel de l’installation, sur les lieux ou en transit, au besoin,
3. avec tous les véhicules de soutien,
4. au large, entre l’installation ou l’unité et :
  1. des installations côtières, y compris la capacité de transmettre des données écrites,
  2. des navires et des aéronefs à proximité,
  3. d’autres installations voisines,
conçus et protégés pour permettre leur fonctionnement en cas d’urgence.

(2) L’exploitant d’une installation habitée veille à ce que les systèmes de communication radio soient conformes au Règlement sur les stations de navires (radio) et au Règlement technique sur les stations de navires (radio), comme s’il s’agissait d’un navire auquel ces règlements s’appliquaient.

(3) L’exploitant veille à ce que chaque installation respecte le Règlement sur les pratiques et les règles de radiotéléphonie en VHF, comme si l’installation était un navire auquel ce règlement s’appliquait.

7.10 ALERTES GÉNÉRALES

(1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit équipée d’un système d’alarme général capable d’alerter le personnel en présence de toute condition dangereuse autre qu’un incendie ou une émission de gaz qui pourrait :

mettre le personnel en danger;
mettre l’installation en danger;
être néfaste pour l’environnement.

(2) L’exploitant veille à ce que chaque système d’alarme général dont il est question au paragraphe (1) soit :

opérationnel et en service en tout temps, sauf durant des travaux d’inspection, d’entretien ou de réparation;
le cas échéant, signalé comme étant soumis à une inspection, à un entretien ou à une réparation;
conçu de manière à éviter le sabotage.

(3) Lors de travaux d’inspection, d’entretien ou de réparation du système d’alarme général, l’exploitant de l’installation veille à ce que les fonctions assurées par le système soient réalisées manuellement.

7.11 SYSTÈMES DE DÉCHARGE DE GAZ

(1) L’exploitant veille à ce que chaque installation qui comporte des réservoirs de traitement, des récipients de fabrication et de la tuyauterie soit dotée d’un système de décharge de gaz qui permet la décharge sécuritaire et contrôlée de la pression, destiné à :

réduire la pression de tout le système de traitement dans un laps de temps qui assure une décharge sécuritaire de la pression aussi vite que possible;
décharger du gaz sans constituer un risque pour le personnel ou l’équipement;
atténuer l’effet sur l’environnement;
être activé depuis un centre de contrôle principal;
être activité depuis des stations de commande dont l’emplacement et l’espacement assurent qu’elles restent protégées et accessibles pour un fonctionnement sécuritaire en cas d’accident et d’événements prévisibles et conformément à une analyse de gestion des risques.

(2) L’exploitant veille à ce que tout système de torchage et son équipement connexe soient conçus de façon à :

assurer une flamme continue à partir d’un système d’allumage automatique ayant des capacités d’allumage redondantes;
endurer la chaleur radiée au taux maximal de torchage;
éviter le retour de flamme;
endurer toutes les charges auxquelles ils sont soumis.

(3) De plus, l’exploitant veille à ce que chaque système de décharge de gaz soit conçu et situé en tenant compte de la quantité de combustibles à décharger, des vents dominants, de l’emplacement des autres installations et matériels, notamment les appareils de forage, les logements du personnel connexes, le circuit d’admission d’air, les points d’embarquement, les zones de rassemblement, les trajectoires d’approche des hélicoptères et autres facteurs qui influent sur le brûlage sécuritaire et normal ou la décharge d’urgence des combustibles liquides, des gaz ou des vapeurs, de sorte que, lorsque le système fonctionne, il n’endommage pas l’installation, d’autres installations, le sol ou les plates-formes avoisinantes servant à la recherche ou à l’exploitation des ressources ni ne cause de blessures.

(4) L’exploitant veille à ce que chaque système de décharge de gaz soit conçu et installé en tenant compte des limites établies dans le Règlement sur la sécurité et la santé au travail (pétrole et gaz) applicable concernant les niveaux acceptables de bruit et de rayonnement thermique dans les zones où le personnel pourrait se trouver.

(5) Tout évent servant à rejeter un gaz à l’air libre sans combustion doit être conçu et situé de façon à réduire au minimum le risque d’inflammation accidentelle du gaz.

7.12 INSTALLATIONS D’HÉLICOPTÈRES ET ACTIVITÉS CONNEXES

(1) L’exploitant veille à ce que chaque hélipont ou installation d’hélicoptères faisant partie d’une installation soit conçu et équipé de façon à éviter des incidents ou des dommages découlant de l’utilisation d’hélicoptères ou d’aéronefs, ce qui comprend, entre autres :

une zone de décollage et d’approche exempte d’obstacles, bien orientée par rapport aux vents dominants;
une capacité à résister à des charges de fonctionnement statiques et dynamiques imposées par les hélicoptères;
une capacité à accueillir des hélicoptères aux dimensions prévues;
de l’équipement d’intervention d’urgence et de lutte contre les incendies qui permet d’intervenir de façon sécuritaire et efficace en situation d’urgence liée à un hélicoptère;
des réservoirs de carburant situés à des endroits sécuritaires et protégés contre les dommages, un impact et un incendie;
des marques et une signalisation bien en évidence;
un éclairage qui convient à des conditions de visibilité réduites;
un équipement de communication et de météorologie qui permet de faire fonctionner un hélicoptère en toute sécurité;
un accès facile et sécuritaire à l’hélipont et aux hélicoptères, notamment depuis le refuge d’urgence temporaire et les logements.

(2) L’exploitant veille à ce que l’hélipont, les travaux connexes et l’entretien soient conformes aux exigences des CAP 437 Standards for Offshore Helicopter Landing Areas publiées par l’organisation de l’aviation civile du Royaume-Uni.

7.13 GRUES ET DISPOSITIFS DE MANIPULATION

(1) L’exploitant veille à ce que chaque grue ou autre dispositif de manipulation d’une installation soit conçu, construit, exploité et entretenu, dans la mesure du possible :

à l’aide de dispositifs et de fonctions de sécurité qui permettent leur utilisation en toute sécurité;
dans des limites préétablies de fonctionnement sécuritaire;
de sorte qu’une défaillance d’une partie de l’équipement de manipulation du matériel n’entraînera pas une perte de contrôle de l’équipement ni ne créera de risque pour la sécurité ou l’environnement;
selon les conditions dans lesquelles il est utilisé, y compris la prise en considération les mouvements :
1. des navires de ravitaillement liés à l’installation,
2. de la plate-forme flottante, la plate-forme elle-même.

(2) L’exploitant veille à ce que les grues ou d’autres dispositifs de manipulation soient exploités, mis à l’essai, entretenus et inspectés par du personnel qualifié dûment formé, en tenant compte des recommandations du fabricant d’équipement d’origine, ainsi que des normes de l’industrie ou des pratiques exemplaires pertinentes.

(3) L’exploitant veille à ce que chaque grue soit dotée d’une capacité de pivotement et d’abaissement d’urgence.

(4) L’exploitant veille à ce que chaque grue ou autre équipement de manipulation de matériel ait un identifiant unique et l’inscription d’une quantité de renseignements suffisante pour une utilisation sécuritaire et un renvoi à des enregistrements pertinents sur la conception, la construction, l’inspection, la mise à l’essai, l’entretien et la réparation.

(5) Avant sa mise en service, l’équipement de manipulation du matériel doit être inspecté et soumis à un essai de surcharge par une personne qualifiée qui délivrera un certificat attestant de sa capacité nominale en fonction des critères de son fabricant ou des normes de conception ou de sécurité applicables :

s’il s’agit d’équipement neuf;
si on ne peut en déterminer la capacité nominale;
si on ne peut garantir une utilisation sans danger de l’équipement à cause de son âge ou de ses antécédents;
si des réparations ont été faites ou des modifications, apportées aux éléments porteurs;
si des modifications ont changé sa capacité nominale;
s’il a été soumis à un arc ou une charge électrique;
dans tous les cas, après un intervalle qui assurera une exploitation continue et sans danger.

(6) L’exploitant veille à ce que chaque grue :

ait dans sa cabine de commande un tableau de la capacité nominale qui précise l’angle de la flèche et la charge utile admissible pour chacune des poulies, pour chaque mode de fonctionnement (levage statique, dynamique et de personnel), selon le cas;
soit dotée :
1. d’un système d’indication de la charge admissible, comprenant des appareils de mesure de la charge et du moment programmés pour différents modes de fonctionnement,
2. de limiteurs de mouvement de la flèche et des poulies,
3. d’un mesureur de charge étalonné à tout le moins suivant les spécifications de son fabricant,
4. d’un indicateur d’angle de la flèche lorsque cet angle influe sur la capacité nominale de la grue,
5. d’un indicateur de rallonge ou de portée de charge de la flèche lorsque la rallonge ou la portée influe sur la capacité nominale de la grue,
6. d’un anémomètre,
7. de capacités d’arrêt d’urgence.

(7) L’exploitant veille à ce que tous les crochets de charge soient munis de verrous de sécurité à engagement positif ou l’équivalent, qui empêchent la charge de tomber du crochet dans toutes les conditions d’exploitation.

(8) Il est interdit de manœuvrer une grue à proximité d’un hélipont lors du décollage ou de l’atterrissage d’un hélicoptère.

7.14 AIDES À LA NAVIGATION

L’exploitant veille à ce que chaque installation extracôtière soit pourvue des feux de navigation et des systèmes de signaux sonores exigés par le Règlement sur les abordages, comme si l’installation au large des côtes était un navire canadien.

7.15 SYSTÈME LIÉS AUX FLUIDES DE FORAGE

L’exploitant veille à ce que :

le système lié aux fluides de forage et le matériel de surveillance connexe soient conçus, installés, utilisés et entretenus de façon à constituer une barrière efficace contre la pression statique de fond, afin d’assurer la sécurité des travaux de forage, de prévenir la pollution et de permettre une juste évaluation du puits;
les indicateurs et les alarmes liés au matériel de surveillance soient situés à des endroits stratégiques sur l’appareil de forage pour alerter le personnel sur place;
du personnel spécialisé effectue une surveillance continue sur place et à distance de la station de forage à l’aide d’un système autonome de surveillance de paramètres essentiels à la sécurité des travaux de forage ou à la détection d’un gain ou d’une perte de fluide de forage durant un raccordement au puits et l’acceptation de retours par l’installation.

7.16 CONTRÔLE DES PUITS

(1) L’exploitant veille à ce que des procédures, des matériaux et de l’équipement adéquats soient en place et utilisés tout au long de la durée de vie utile du puits pour réduire le risque d’en perdre le contrôle.

(2) L’exploitant veille à ce que, au cours des travaux relatifs à un puits, de l’équipement fiable de contrôle du puits soit en place pour contrôler les venues, prévenir les éruptions et exécuter en toute sécurité les activités relatives au puits.

(3) Lorsque le forage du tube conducteur et/ou du trou en surface est réalisé sans tube ascenseur, l’exploitant veille à la prise des mesures nécessaires pour atténuer les risques associés aux occurrences de gaz peu profondes.

(4) Avant le forage du sabot de tubage en surface et toute activité subséquente, l’exploitant veille à ce qu’au moins deux enveloppes barrières indépendantes et éprouvées soient en place.

(5) En cas de défaillance de l’une ou l’autre des enveloppes barrières, l’exploitant veille à ce que seules les activités destinées à sa réparation ou à son remplacement soient menées dans le puits. En cas de remplacement d’une enveloppe barrière, l’exploitant veille à ce que tout soit mis en œuvre pour rétablir les barrières selon les plans initialement approuvés, en temps opportun.

(6) L’exploitant veille à ce que, durant le forage, l’une des deux barrières soit la colonne de fluide de forage, sauf si le forage est effectué en sous-équilibre.

(7) L’exploitant veille à ce que l’équipement de contrôle de pression utilisé pour les activités de forage soit soumis à une épreuve sous pression au moment de son installation, et par la suite, aussi souvent que cela est nécessaire pour en garantir la sécurité de fonctionnement.

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

7.17 TUBAGE ET CIMENTAGE

(1) L’exploitant veille à ce que pendant la durée de vie utile du puits, le tubage soit conçu de façon à :

garantir la sécurité des activités de forage, permettre l’évaluation des formations visées et/ou créées et prévenir le gaspillage;
pouvoir résister aux conditions, forces et contraintes maximales prévues;
protéger l’intégrité des couches d’hydrates de gaz et de pergélisol et, dans le cas d’un puits terrestre, des couches d’eau potable;
comprendre la conception en fatigue de la tête de puits grâce à une analyse adéquate, pour exploiter le puits sans dépasser la longévité en fatigue de la tête de puits;
réaliser une analyse des barrières au cours du processus de conception, en cas d’utilisation d’un tubage annulaire pour les travaux de production ou d’injection, afin de confirmer que les deux enveloppes barrières resteront en place même en cas de défectuosité du tubage.

(2) L’exploitant veille à ce que le tubage se situe à une profondeur qui assure une résistance suffisante aux venues et permet de mener les activités de contrôle de la pression du fond du puits de manière constante et sûre.

(3) L’exploitant veille à ce que, pendant la durée de vie utile du puits, le laitier de ciment soit conçu et installé de façon à :

prévenir le déplacement des fluides de formation et, lorsque la sécurité, l’évaluation des ressources ou la prévention du gaspillage l’exigent, s’assurer que les couches de pétrole, de gaz et d’eau sont isolées les unes des autres;
fournir un support au tubage;
retarder la corrosion du tubage se trouvant au-dessus de l’intervalle cimenté;
protéger l’intégrité des couches d’hydrates de gaz et de pergélisol et, dans le cas d’un puits terrestre, des couches d’eau potable;
vérifier le cimentage par une épreuve sous pression et une extraction, en cas d’utilisation d’un tubage annulaire pour les travaux de production ou d’injection, ou si le ciment constitue un élément courant de la barrière essentielle, dans les enveloppes primaires et secondaires.

Conception du ciment et analyse du laitier

(4) L’exploitant veille à ce que la conception du ciment ait été soumise à un ensemble complet d’analyses de laboratoire et à un contrôle de la qualité avant les travaux, conformément au devis, pour s’assurer que la conception fournira l’isolement escompté et pourra être mise en place efficacement, y compris l’éventualité de conditions perturbées durant les travaux de cimentation.

Prise du ciment

(5) L’exploitant veille à ce que, après la cimentation d’un tubage — notamment d’un tubage partiel — et avant le reforage 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

(6) Après l’installation et la cimentation d’un tubage et avant le reforage du sabot de tubage, l’exploitant 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 pour la durée de vie utile du puits.

7.18 TEST DE PRESSION DE FRACTURATION OU ESSAI D’INTÉGRITÉ DE LA FORMATION

L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

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 10 m au-dessous du sabot de tout tubage autre que le tubage initial;
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 10 m au-dessous d’une nouvelle formation en cas de déviation de forage dans le tubage;
un test de pression de fracturation ou un essai d’intégrité de la formation est effectué à une pression qui permet de forer en toute sécurité jusqu’à la profondeur du prochain tubage prévu et de vérifier l’adéquation du ciment du sabot avant de poursuivre le forage;
un registre de chaque test de pression de fracturation est conservé et les résultats sont consignés dans le rapport journalier de forage visé à la section 14.12 et dans le rapport final du puits visé à la section 14.18.

7.19 COMPLÉTION DU PUITS

(1) L’exploitant qui complète un puits veille au respect des exigences suivantes :

le puits est complété, mis à l’essai et exploité d’une manière sûre et qui permet une récupération maximale, et ne cause ni gaspillage ni pollution tout au long de sa durée de vie utile;
chaque intervalle de complétion est isolé de tout autre intervalle perméable ou poreux traversé par le puits, sauf dans le cas de production mélangée;
le cas échéant, la production de sable, de carbonate ou d’autres solides est contrôlée, ne pose aucun risque pour la sécurité et ne produit pas de gaspillage;
toute garniture d’étanchéité est installée le plus près possible du niveau supérieur de l’intervalle de complétion et mise à l’essai à une pression différentielle supérieure à la pression différentielle maximale prévisible dans des conditions de production ou d’injection;
dans la mesure du possible, tout problème d’ordre mécanique du puits pouvant nuire à l’injection de fluides ou à la production de pétrole et de gaz est corrigé;
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;
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 à partir d’un des gisements;
durant les travaux de complétion et avant le retrait de l’équipement de contrôle de la pression et le début de l’exploitation, tous les éléments de la barrière seront 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;
après le début de l’exploitation du puits, des enveloppes barrières doubles éprouvées doivent être mises en place et, en cas de défaillance de l’une ou l’autre des enveloppes barrières définies, l’exploitant veille à ce que seules les activités destinées à sa réparation ou à son remplacement soient menées;
en cas de remplacement d’une enveloppe barrière, l’exploitant veille à ce que tout soit mis en œuvre pour rétablir les barrières de puits selon les plans initialement approuvés, en temps opportun;
après tout reconditionnement, toutes les barrières exposées sont soumises à une épreuve de pression.

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

à la fin des travaux de complétion, l’étanchéité à l’intérieur comme à l’extérieur du tubage est confirmée;
s’il y a des motifs de douter de l’étanchéité, un essai de séparation est effectué dans un délai raisonnable.

7.20 TUBE DE PRODUCTION

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 et à résister aux conditions, forces et contraintes maximales qui pourraient s’y appliquer et à maximiser la récupération du gisement.

7.21 VANNE DE SÉCURITÉ DE SUBSURFACE

(1) L’exploitant d’un puits d’exploitation extracôtier qui est complété veille à ce que le puits soit muni d’une vanne de sécurité de subsurface à sûreté intégrée conçue, installée, mise en service, mise à l’épreuve et entretenue de manière à empêcher tout écoulement incontrôlé du puits lorsqu’elle est activée.

(2) Si un puits complété est situé dans une zone de pergélisol formé de sédiments non consolidés, l’exploitant veille à ce qu’une vanne de sécurité de subsurface soit installée dans le tube de production sous la base du pergélisol.

7.22 TUBE PROLONGATEUR

(1) L’exploitant veille à ce que chaque tube prolongateur puisse, pendant toute la durée de l’exploitation du puits :

fournir un accès au puits;
isoler le trou de sonde de la mer;
résister à la différence de pression entre le fluide de forage et la mer;
résister aux forces physiques prévues;
permettre au fluide de forage de retourner à l’installation.

(2) L’exploitant veille à ce que le tube prolongateur soit supporté de manière à compenser efficacement les forces résultant du mouvement de l’installation, du fluide de forage ou de la colonne d’eau.

(3) L’exploitant veille à ce que l’analyse du tube prolongateur et celle des points faibles, quand il le faut, soient réalisées et soumises à l’autorité aux fins d’acceptation.

7.23 PUITS, TÊTE DE PUITS ET ÉQUIPEMENT D’ÉRUPTION

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

les éléments de l’installation, le matériel tubulaire des puits, les têtes d’éruption et têtes de puits sont utilisés conformément aux règles de l’art en matière d’ingénierie;
toute partie de l’installation susceptible d’être exposée à un environnement acide est conçue, construite et entretenue pour fonctionner en toute sécurité dans un tel environnement.

(2) L’exploitant veille à ce que la tête de puits et la tête d’éruption, y compris les vannes, soient conçues de manière à fonctionner efficacement et en toute sécurité dans des conditions de charge maximale prévisibles pendant la durée de vie du puits.

7.24 ÉQUIPEMENT POUR LES ESSAIS D’ÉCOULEMENT DE FORMATION

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

l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation est conçu de façon à contrôler en toute sécurité la pression du puits, à évaluer correctement la formation et à prévenir la pollution;
la pression nominale de marche de tout équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation, au niveau du collecteur d’essai du puits et en amont de celui-ci est supérieure à la pression statique maximale prévue;
l’équipement en aval du collecteur d’essai du puits est suffisamment protégé contre la surpression.

(2) L’exploitant d’un puits extracôtier ou d’un puits situé dans un environnement acide veille à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement comprenne une vanne de sécurité de fond qui permet la fermeture du train de tiges d’essai au-dessus de la garniture d’étanchéité.

(3) Dans le cas d’un programme d’essais d’écoulement pour un puits d’exploration ou de délimitation, une vanne de sécurité de fond est obligatoire, à moins qu’il soit démontré et approuvé dans une partie du processus de demande du programme d’essais d’écoulement que la disposition relative à la solution de rechange procure un niveau de risque équivalent ou inférieur à celui lié à l’utilisation d’une vanne de sécurité de fond.

(4) L’exploitant veille à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation dans un puits extracôtier foré à l’aide d’une unité de forage flottante comporte une tête de puits d’essai sous-marine munie :

d’une soupape qui peut être manœuvrée de la surface et se ferme automatiquement au besoin pour empêcher un écoulement incontrôlé du puits;
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 d’obturation.

7.25 PRATIQUES DE FORAGE ET D’EXPLOITATION DES PUITS

L’exploitant veille à ce que l’équipement, les procédures et le personnel adéquats soient en place pour reconnaître et contrôler les conditions normales et anormales, pour des travaux de forage et d’exploitation bien contrôlés et la prévention de la pollution.

7.26 SCÉNARIO DE VÉRIFICATION DES PUITS

(1) L’exploitant doit établir un scénario de vérification des puits, proportionné au classement du puits en matière de criticité des risques, de sorte que la conception assure l’intégrité du puits tout au long de sa durée de vie, sa conformité avec les règlements et son respect des pratiques exemplaires de l’industrie.

(2) Le scénario de vérification s’applique également à toute modification apportée à la conception durant la construction ou l’exploitation du puits.

(3) La vérification sera effectuée par une personne compétente/qualifiée qui n’a pas pris part à la conception initiale et est indépendante de l’unité d’affaires qui en était responsable.

7.27 RÉFÉRENCE POUR LA PROFONDEUR DU PUITS

L’exploitant veille à ce que toute mesure de la profondeur d’un puits soit prise à partir d’un point de référence unique, qui est soit la table de rotation, soit la fourrure d’entraînement de l’appareil de forage.

7.28 MESURES DE DÉVIATION ET DE DIRECTION

L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :

les mesures de déviation et de direction sont effectuées à des intervalles qui permettent de situer correctement le trou de sonde durant les activités de forage;
les mesures de déviation et de direction assez précises pour bien gérer le trou de sonde en ce qui a trait aux géorisques connus, afin de le recouper avec les cibles géologiques pour le puits et d’être en mesure de faire de même le trou de sonde s’il est nécessaire d’installer un puits de secours;
un puits est foré de façon à ce que le trou de sonde soit conforme aux pratiques et procédures de prévention des collisions et qu’il ne recoupe pas un puits existant, sauf en cas de puits de secours.

7.29 SYSTÈMES DE PRODUCTION SOUS-MARINS

(1) L’exploitant veille à ce que tous les systèmes de production sous-marins soient conçus, construits, installés, mis en service, mis à l’essai, exploités, inspectés, surveillés et entretenus de façon à réduire les risques pour la sécurité et l’environnement au niveau le plus faible raisonnablement possible, dans toutes les conditions environnementales et d’exploitation prévisibles, pour tous les modes de fonctionnement.

(2) L’exploitant veille à ce que la conception des systèmes de production sous-marins fasse en sorte que :

l’effet d’une seule défaillance n’entraîne pas une situation susceptible de causer un accident majeur;
les barrières de chaque conduite capable de transporter des fluides comportent une redondance, une fiabilité et un dispositif permettant :
1. d’éviter un écoulement incontrôlé des fluides du puits,
2. de réduire au minimum l’inventaire de libération de la conduite en cas de libération involontaire,
3. la mise à l’essai de l’intégrité de la barrière sans accroître les risques pour la sécurité ou l’environnement;
les installations et les réseaux de canalisation sous-marins résistent et bénéficient d’une protection suffisante contre les dommages mécaniques résultant d’autres activités [notamment de la chute d’objets, de forage et d’intervention dans le puits, ainsi que d’activités comme le chalutage et les traînages d’ancre];
l’aménagement des installations sous-marines assure un accès sécuritaire pour l’exploitation, l’entretien, l’inspection et la mise à l’essai pendant la durée de vie utile de la conception;
la détection de menaces prévisibles pour la sécurité et à l’environnement soit assez rapide pour que le système évite les menaces ou soit placé dans un état sûr qui prévienne une escalade;
la protection ou la conception des tubes prolongateurs de production leur permettent de résister à tous les dangers prévisibles et à toutes les charges environnementales pour l’emplacement ou les évitent en toute sécurité [entre autres les charges de glace, le mouvement de l’installation et les limites d’excursion], à l’exception des icebergs;
l’obturateur anti-éruption soit soutenu durant le forage et l’éruption, et qu’il en soit de même pour tout équipement de contrôle de la pression de reconditionnement après l’achèvement;
le système de production sous-marin soutienne les raccords au puits, les canalisations extracôtières, d’autres systèmes de production sous-marins ou d’autres installations et en assure l’étanchéité;
en cas de perte de contrôle ou de communication, le système de production sous-marin soit conçu pour revenir à un état de sécurité intégrée.

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

(4) L’exploitant veille à ce qu’aucun système de production sous-marin soit considéré comme conforme à cette section avant d’avoir été soumis à une évaluation par des modes de défaillance et des analyses des répercussions.

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

(6) L’exploitant veille à ce que le tube prolongateur soit conçu de façon à se détacher et qu’il réponde aux exigences de l’article 6.16 sur les systèmes d’amarrage détachable, lorsque l’installation est conçue pour quitter la station à l’atteinte de limites environnementales de fonctionnement prédéterminées.

(7) L’exploitant veille à ce que les systèmes de production sous-marins soient contrôlés en tout temps par une seule installation.

7.30 SYSTÈME DE DÉTECTION D’INCENDIE ET DE GAZ

(1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit pourvue d’un système de détection d’incendie et de gaz conçu, sélectionné, installé, mis à l’essai et entretenu pour :

procurer des fonctions de surveillance continues, fiables et automatiques qui alertent le personnel de la présence et de l’emplacement de conditions dangereuses d’incendie et de gaz inflammables et toxiques;
permettre le lancement manuel ou automatique de mesures de contrôle afin d’éviter que des conditions anormales se transforment en accidents majeurs.

(2) L’exploitant veille à ce que chaque système de détection d’incendie et de gaz soit conçu, aménagé — y compris emplacement, nombre et types de détecteurs —, mis à l’essai et entretenu de sorte :

qu’il soit fondé sur l’évaluation du risque d’incendie, d’explosion et de gaz dangereux de l’article 6.6 et qu’il détecte tout incendie, accumulation de gaz explosif ou toxique ou d’autres conditions anormales prévisibles ayant trait aux dangers mentionnés dans l’évaluation;
que dès la détection de ces dangers, le système s’active automatiquement et puisse être activé manuellement à des endroits convenables, qu’un système d’alarme doté d’alarmes sonores et visuelles distinctes, présent dans le centre de commande principal et les zones où le personnel se trouve habituellement, permette d’intervenir de façon adéquate selon la nature et le niveau du danger ou de l’événement;
que, dans la mesure du possible, le système est indépendant des autres systèmes sur les plans fonctionnel et physique;
que des composants du système, notamment des dispositifs de détection d’incendie et de gaz, soient sélectionnés et installés de façon à assurer :
1. une détection fiable et précoce, en tenant compte des caractéristiques d’intervention, de la redondance et du rendement dans des conditions prévisibles pour lesquelles cette détection est nécessaire,
2. qu’ils s’avèrent efficaces pour la détection de types d’incendie et de gaz prévisibles dans la zone couverte,
3. qu’ils comportent des fonctions [état de fonctionnement] indiquant leur défaillance ou leur mauvais fonctionnement (c.-à-d. fonctions d’autosurveillance);
qu’il détecte des gaz inflammables ou toxiques (y compris la fumée) dans les entrées d’air des zones non dangereuses à ventilation mécanique;
que l’inspection et la mise à l’essai des dispositifs sur le terrain, des fonctions internes du système et des sorties directrices se fassent sans nuire à la fonctionnalité du système;
qu’en cas de défaillance de la source d’alimentation normale, le système passe à une source d’alimentation électrique de secours pour un fonctionnement ininterrompu pendant tout le temps nécessaire pour restaurer l’alimentation principale ou évacuer le personnel en toute sécurité et alerter le centre de commande à l’aide d’un signal sonore et visuel;
que le système et ses composants soient convenablement protégés contre un dommage mécanique, dû à un incendie et à l’environnement, afin d’être toujours en mesure d’assumer ses fonctions prévues dans des conditions d’exploitation et environnementales prévisibles [dans lesquelles ils doivent fonctionner];
que tous les renseignements nécessaires soient fournis de façon continue au centre de commande et à d’autres endroits stratégiques afin que le personnel puisse gérer les situations d’urgence;
que des moyens de déclencher manuellement une alarme d’incendie et de gaz soient disponibles dans le bureau du responsable de l’installation, au centre de commande, à chaque salle de commande et à d’autres endroits définis dans l’installation, qui sont mentionnés dans l’évaluation du risque d’incendie, d’explosion et de gaz dangereux comme l’exige l’article 6.6;
que le système puisse être réinitialisé en cas de confirmation des conditions de retour à un état sécuritaire.

7.31 PRÉVENTION DES ALLUMAGES

(1) L’exploitant veille à ce que les matériaux et l’équipement d’une installation soient aménagés, en tout temps, de façon à prévenir l’allumage de fluides combustibles et explosifs, et à la prise de mesures qui préviennent :

un incendie et une explosion, notamment des mesures de prévention d’une libération ou d’une accumulation incontrôlée de substances combustibles ou explosives;
l’allumage de ces substances et de ces atmosphères.

(2) Tout l’équipement mécanique et électrique situé dans une zone dangereuse mentionnée selon les termes du paragraphe 6.19 (2) doit être convenablement conçu, coté, protégé, aéré et entretenu afin d’assurer une utilisation sécuritaire à son emplacement prévu.

(3) Tout l’équipement qui n’a pas la capacité nominale nécessaire pour être utilisé dans une zone dangereuse doit être utilisé seulement à une distance sécuritaire de toute source potentielle de fluides combustibles ou explosifs et être doté de dispositifs automatiques et manuels de désactivation en cas de détection de gaz

(la désactivation comprend un arrêt et une coupure d’alimentation).

(4) Tout équipement qui doit demeurer en service dans l’éventualité d’une urgence associée à une libération de gaz doit avoir la capacité nominale requise pour fonctionner comme s’il se trouvait en zone dangereuse.

(5) L’exploitant veille à ce que les travaux à haute température soient réalisés seulement selon un système de permis de travail qui comporte des distances sécuritaires prédéterminées par rapport aux sources de fluides inflammables et explosifs et d’autres mesures d’atténuation mentionnées dans une analyse des risques, afin de prévenir un allumage.

(6) L’exploitant veille à ce que les exigences de cette section soient étayées par des évaluations complètes des risques propres à l’installation.

(7) L’exploitant veille à ce que les atmosphères internes des citernes à cargaisons soient maintenues sous les limites inférieures d’explosion et que ces systèmes soient conçus, équipés d’un nombre suffisant de barrières, d’alarmes et de redondance pour :

prévenir les risques pour la sécurité durant tous les modes de fonctionnement de la citerne;
faire en sorte que le personnel soit avisé de toute défaillance de ces systèmes.

7.32 ARRÊT D’URGENCE ET BAISSE DE PRESSION

(1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée d’un système d’arrêt d’urgence capable de s’arrêter en isolant et en dépressurisant toutes les sources potentielles d’allumage et de liquides ou gaz inflammables, et qui soit conçu, installé, mis à l’essai et entretenu :

pour éviter que des conditions anormales se transforment en accidents majeurs;
pour limiter l’étendue et la durée de tout accident majeur dont l’occurrence serait prévisible.

(2) L’exploitant veille à ce que la conception du système d’arrêt d’urgence se fonde sur une évaluation et une analyse des risques officielles et que la logique de l’arrêt comporte une hiérarchie des niveaux d’arrêt, des séquences d’action et des échéances adaptées au degré de risque posé par des dangers connus, et qu’elle tienne compte :

d’une activation automatisée et manuelle, pour un arrêt efficace;
de l’isolement des stocks d’hydrocarbures et de fluides inflammables, entre autres les réservoirs, les puits, les systèmes de production et les canalisations, des sources d’allumage;
de l’arrêt de l’équipement et des systèmes électriques, mécaniques et autres, afin de les amener à un état sécuritaire prédéterminé, à moins qu’ils aient une capacité nominale suffisante et qu’ils soient conçus pour rester fonctionnels à ces états sécuritaires prédéterminés;
de la taille et de la ségrégation des stocks d’hydrocarbures, afin de limiter la quantité de matière libérée en cas de fuite d’un confinement;
d’une dépressurisation d’urgence et de l’élimination des stocks d’hydrocarbures dans un endroit sûr (qui ne comporte pas de rejet dans l’atmosphère de gaz froid);
du contrôle de la ou des vannes de sécurité subsurface, sous-marine et dans la canalisation;
des systèmes essentiels et des délais nécessaires pour favoriser une évasion sécuritaire, un abri et l’évacuation du personnel, ou pour maintenir l’intégrité de l’installation;
de l’arrêt sélectif des système de ventilation nécessaires selon l’article 6.20, à l’exception des ventilateurs nécessaires pour alimenter en air de combustion les moteurs qui doivent fonctionner en situation d’urgence, à moins que du gaz soit détecté dans les conduites d’entrée des moteurs;
de toute activation de systèmes d’extinction d’incendie fixes, exigés à l’article 7.33.

(3) L’exploitant veille à ce que les systèmes d’arrêt d’urgence :

soient conçus, aménagés et entretenus pour afficher un degré élevé de fiabilité et, autant que possible, une indépendance fonctionnelle et physique par rapport aux autres systèmes, de façon à ne pas nuire au fonctionnement d’autres systèmes essentiels à la sécurité ou aux systèmes d’urgence essentiels qui doivent rester en service durant un événement ou à ne pas subir d’effet néfaste de ces systèmes;
soient convenablement protégés contre un dommage mécanique, dû à un incendie, à une explosion et à l’environnement, afin d’être toujours en mesure d’assumer ses fonctions prévues dans toutes les conditions d’exploitation et environnementales dans lesquelles ils doivent fonctionner;
conservent la capacité de remplir leurs fonctions d’arrêt essentielles durant une mise à l’essai et un entretien susceptibles d’influer sur le fonctionnement du système d’intervention d’urgence.

(4) L’exploitant veille à ce que les systèmes d’arrêt d’urgence soient aménagés et entretenus de sorte que :

le déclenchement d’un arrêt d’urgence active des alarmes sonores et visuelles dans le centre de contrôle et à l’extérieur de la salle de commande centrale, pour que tout le personnel soit alerté;
l’état du système soit constamment surveillé au centre de commande, y compris, le cas échéant, l’état, l’étendue et la durée de toute commande prioritaire;
les bons renseignements soient fournis sans interruption au centre de contrôle pour que le personnel d’intervention d’urgence dispose des renseignements nécessaires pour gérer l’urgence, entre autres :
1. le niveau d’arrêt d’urgence déclenché et la source du déclenchement,
2. les effets de l’arrêt d’urgence qui n’ont pas été exécutés à l’activation de l’arrêt d’urgence,
3. l’état des composants du système d’arrêt d’urgence, y compris toute défaillance;
l’activation d’un point d’activation d’arrêt d’urgence manuel déclenche l’alarme générale de l’installation;
l’arrêt d’urgence puisse être déclenché depuis plusieurs postes d’activation manuelle qui sont :
1. bien marqués,
2. protégés contre une activation accidentelle et une dégradation par des conditions environnementales dans lesquelles ils doivent fonctionner,
3. situés à des endroits stratégiques qui offrent une forte probabilité d’activation en cas d’urgence, dont au moins un situé à l’extérieur des zones dangereuses;
des points d’activation manuelle pour un arrêt du plus haut niveau ou complet de l’installation soient fournis au centre de contrôle et à d’autres endroits convenables, entre autres l’hélipont et les postes d’évacuation d’urgence;
si un accumulateur hydraulique ou pneumatique est utilisé pour faire fonctionner une partie du système d’urgence, cet accumulateur :
1. se trouve à un endroit aussi près que possible de la partie qu’il est destiné à faire fonctionner, sauf si cette partie est intégrée à un système de production sous-marin,
2. a la capacité nécessaire pour un nombre suffisant d’opérations, pour que l’arrêt soit effectué de façon fiable,
3. nonobstant le sous-alinéa ii), en cas de défaillance de l’accumulateur, les vannes d’arrêt retournent en mode de sûreté intégrée;
le système comporte le matériel nécessaire pour la mise à l’essai des dispositifs entrée/sortie et les fonctions internes, afin d’assurer la fonctionnalité de tout le système;
en cas de défaillance de la source d’alimentation normale, un fonctionnement ininterrompu du système soit assuré jusqu’à la restauration de la source d’alimentation normale ou la fin de toutes les activités d’arrêt d’urgence;
les systèmes ou l’équipement reviennent en mode sécurité intégrée ou à une condition moins dangereuse en cas de défaillance du système d’arrêt d’urgence ou d’une fonction ou d’un composant essentiel entraîne une augmentation du risque;
quand au moins deux installations sont raccordées ou qu’un équipement temporaire est relié à une installation :
1. les systèmes d’arrêt d’urgence soient liés, de sorte que les signaux d’arrêt d’urgence soient transmis à toute installation ou à tout système raccordé, et vice versa,
2. la séquence de commandement et les priorités entre les systèmes raccordés doivent être prises en considération;
l’équipement temporaire d’une installation soit intégré au système d’arrêt d’urgence de l’installation;
une fois activé, il soit impossible de prendre priorité sur le système d’arrêt d’urgence ou de le réinitialiser jusqu’au moment où les événements ayant déclenché le système reviennent à l’état sécuritaire et qu’une confirmation locale assure une utilisation sécuritaire de l’équipement;
il soit impossible d’activer par inadvertance des commandes et des fonctions prioritaires.

(5) En présence de capacités de prendre priorité aux fins d’entretien et de mise à l’essai, ces capacités s’appliquent pendant un laps de temps le plus bref possible, avec le moins d’applications simultanées possibles, sont gérées par le système de permis de travail établi et ne nuisent en aucune circonstance au fonctionnement de l’arrêt d’urgence.

(6) Dans une installation de production, lors de l’activation du système d’arrêt d’urgence, la vanne de sécurité de subsurface commandée à la surface sera fermée moins de deux minutes après la fermeture de la vanne de sécurité d’éruption, sauf lorsque les caractéristiques mécaniques ou de production du puits justifient un délai plus long.

7.33 SYSTÈMES ET ÉQUIPEMENT DE PROTECTION CONTRE L’INCENDIE

(1) L’exploitant veille à ce que toutes les mesures sûres et raisonnables soient prises dans chaque installation et unité opérationnelle pour contrôler et éteindre les incendies de façon adéquate et pour réduire au minimum les risques pour la sécurité et l’environnement qui en découleraient ou qu’il serait raisonnable de s’attendre à la suite d’un incendie.

(2) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit pourvue de systèmes et d’équipement de protection conçus, inspectés, entretenus, mis à l’essai et utilisés de façon à pouvoir contrôler et éteindre les incendies qui se déclarent dans l’installation, fonctionner efficacement et réduire au minimum les dangers et les risques pour le personnel (liés à l’utilisation des systèmes), ce qui comprend les redondances appropriées pour assurer la fonctionnalité du système en cas de défaillance d’un de ses composants, notamment :

des systèmes d’extinction d’incendie fixes et automatiques, dotés d’une capacité d’activation manuelle hors de l’espace protégé;
des moniteurs et des systèmes d’extinction à mousse fixes;
des systèmes et de l’équipement d’extinction manuels.

(3) La conception et la sélection des systèmes et de l’équipement de protection contre l’incendie, dont les agents d’extinction sont adaptés à leur utilisation prévue selon l’évaluation des risques d’incendie, d’explosion et de gaz dangereux exigée à l’article 6.6.

(4) L’exploitant veille à ce que les systèmes et l’équipement soient protégés afin de demeurer fonctionnels dans toutes les conditions d’exploitation.

(5) L’exploitant veille à ce que toutes les zones de logement et tout espace clos d’une installation où existe un risque d’incendie soient pourvus d’un système d’extinction fixe.

(6) L’exploitant veille à ce qu’au moins deux pompes à incendie réservées et activées de façon indépendante soient au service d’une canalisation bouclée d’eau pour l’extinction d’incendie réservée à cet effet et que chaque pompe à incendie soit dotée d’au moins deux dispositifs de lancement indépendants.

(7) Les pompes, les conduites et les vannes liées à l’eau d’extinction d’incendie sont conçues et disposées de sorte que l’alimentation en eau d’extinction suffise pour couvrir une zone de l’installation, notamment en cas d’endommagement d’un segment de la canalisation bouclée de la conduite d’eau d’extinction.

(8) Le système d’eau d’extinction d’incendie doit être en mesure de fonctionner sans interruption pendant au moins 18 heures.

(9) Le nombre et la position des bornes d’incendie et/ou des dévidoirs pour boyau d’incendie font en sorte qu’au moins deux jets d’eau atteignent chaque partie de l’installation normalement accessible, sans émaner du même endroit.

(10) Des alarmes sonores et visibles sont activées au centre de contrôle dès l’activation d’un des systèmes d’extinction d’incendie fixes ou dès que survient une perte de pression de l’eau d’extinction d’incendie.

(11) Les paragraphes (5) à (9) ne s’appliquent pas aux installations inhabitées.

7.34 ÉQUIPEMENT TEMPORAIRE ET PORTATIF

(1) L’exploitant veille à ce que tout équipement temporaire ou portatif utilisé dans une installation convienne et soit adapté à l’utilisation prévue et conforme à ces règlements.

(2) Avant d’installer un équipement temporaire ou portatif ou de le mettre en service dans une installation, une évaluation systématique est réalisée sur cet équipement et son intégration dépend de son impact sur les éléments essentiels à la sécurité en place et de l’analyse de sécurité conceptuelle.

(3) L’exploitant veille à établir et à mettre en place les procédures et les dispositifs à la gestion de l’équipement temporaire afin de réduire les risques le plus possible sans compromettre les niveaux de sécurité visés.

(4) L’équipement temporaire ou mobile qui constitue ou modifie un élément essentiel à la sécurité doit faire l’objet d’une vérification par l’autorité tenant compte de son aptitude première, d’un emplacement et d’un montage sûrs et de son aptitude continue (au besoin) [dans le contexte de l’analyse de sécurité conceptuelle et du certificat de conformité].

7.35 SOURCE ET SYSTÈMES D’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE DE SECOURS

(1) L’exploitant veille à ce que chaque installation soit dotée d’une source d’énergie électrique de secours indépendante qui est conçue, disposée, installée et entretenue de sorte qu’elle fournit une énergie d’urgence stable et robuste capable de rester fonctionnelle pour assurer la sécurité et/ou l’intégrité de l’installation en cas de défaillance de la principale source d’électricité.

(2) Les systèmes suivants doivent fournir une énergie de secours :

toutes les lumières mentionnées au paragraphe (3);
tous les systèmes de détection et d’alarme de gaz;
tous les systèmes de détection et d’alarme d’incendie;
tous les systèmes d’extinction d’incendie, sauf les pompes à incendie avec moteur à combustion interne alimenté par combustible liquide;
le système d’alarme général et tous les réseaux de communication internes;
le système d’arrêt d’urgence mentionné à l’article 7.32;
tous les systèmes de sauvetage;
tous les feux de navigation, les systèmes de signaux sonores et les marques d’identification illuminées visés à l’article 7.14;
tout l’équipement de communication radiophonique nécessaire pour assurer la conformité au plan d’urgence;
dans le cas de la plateforme mobile, le principal système de régulation du lest, une pompe à lest pour chacun des systèmes de lest et une pompe de cale pour chacun des systèmes de cale;
dans le cas de la plateforme mobile stabilisée par colonnes, le système secondaire de régulation du lest;
tout l’équipement nécessaire pour suspendre à tout moment et en toute sécurité les travaux de production ou de forage en cours, notamment un système de débranchement de puits;
si un système de pompes est exigé par l’alinéa l), une pompe de capacité suffisante pour tuer tout puits de l’installation qui est actionnée par un moteur à combustion interne qui n’est pas alimenté par un combustible liquide;
les blocs obturateurs de puits;
l’équipement de plongée habité relié à une source d’énergie électrique.

(3) Chaque installation doit être munie de feux alimentés par la source d’énergie électrique de secours visée au paragraphe (1) aux endroits suivants :

les postes d’embarquement sur le pont et sur les flancs;
les voies de secours et les zones comportant des marques d’identification de telles voies;
les corridors de service et des secteurs d’habitation, les escaliers, les sorties et les cabines d’ascenseur du personnel;
les zones des machines et les groupes électrogènes principaux;
le centre de contrôle et toutes les salles de commande;
les locaux d’où s’effectue la commande des travaux de production et de forage et où sont situés les commandes des machines essentielles à l’exécution de ces travaux et les dispositifs d’arrêt d’urgence du groupe électrogène;
les postes d’arrimage de l’équipement d’extinction d’incendie;
l’emplacement des pompes pour les extincteurs et des pompes à incendie, à lest et de cale mentionnées à l’alinéa (1)j), ainsi que la position de lancement de chacune de ces pompes;
les héliponts et l’emplacement des marques d’identification des obstacles sur ceux-ci;
la salle de communication radiophonique.

(4) Lorsque la source d’énergie électrique de secours exigée par le paragraphe (2) est une génératrice à entraînement mécanique, l’installation doit être munie de ce qui suit :

une source d’énergie électrique transitoire, sauf si la génératrice démarre automatiquement et fournit l’énergie exigée par le paragraphe (2) en moins de 45 secondes à compter de l’arrêt de la source primaire d’énergie électrique;
un système autonome de batteries destiné à fournir automatiquement l’énergie suffisante, en cas de panne ou d’arrêt des sources d’énergie électrique primaire et de secours, pour faire fonctionner durant au moins une heure l’équipement visé aux sous-alinéas (i) et (ii) et durant au moins quatre jours l’équipement visé au sous-alinéa (iii) :
1. les feux situés sur le trajet menant aux sorties de secours, le long des voies de secours, dans les zones des machines, dans le centre de contrôle, dans les salles de rassemblement d’urgence et à chaque poste de mise à l’eau du système de sauvetage,
2. le réseau de communication interne et le système d’alarme général,
3. les feux de navigation, les systèmes de signaux sonores et les marques d’identification illuminées visés à l’article 7.14.

(5) L’exploitant veille à ce que les systèmes d’énergie d’urgence soient conçus et entretenus de sorte que :

les systèmes ayant besoin d’électricité pour assurer leurs fonctions et, le cas échéant, pour permettre l’arrêt de l’installation et son évacuation en toute sécurité après la perte de la source d’énergie principale, reçoivent une alimentation électrique sécuritaire d’une capacité suffisante et pour une durée qui permet de gérer efficacement l’installation et la situation d’urgence pendant l’indisponibilité de la principale source d’énergie, ce qui comprend notamment :
1. une réduction des risques au niveau le plus bas possible,
2. des systèmes et un éclairage essentiels et le temps nécessaire pour favoriser une intervention d’urgence, une évasion sécuritaire, un abri et l’évacuation du personnel, ou pour maintenir l’intégrité de l’installation,
3. des charges et une durée d’alimentation suffisantes pour que les systèmes devant fonctionner simultanément dans des situations d’urgence,
4. des courants de départ et la nature transitoire des charges,
5. pour les plateformes extracôtières, des systèmes nécessaires a maintien de la flottaison et la stabilité de la plateforme,
6. les systèmes nécessaires pour placer et maintenir le puits à un état sécuritaire;
la redondance suffise pour permettre le maintien du système d’énergie de secours sans compromettre la capacité d’alimenter les systèmes essentiels;
la redondance suffise pour assurer un niveau élevé de fiabilité et, dans la mesure du possible, qu’elle soit indépendante des autres systèmes sur les plans fonctionnel et physique;
ils soient disposés et protégés convenablement des dommages mécaniques, dus à un incendie ou à d’autres causes accidentelles et environnementales, afin qu’ils soient en mesure de remplir leurs fonctions prévues dans des conditions d’exploitation et environnementales prévisibles, y compris les angles d’inclinaison statiques et dynamiques spécifiés au paragraphe 7.4 (6);
des génératrices de secours à entraînement mécanique disposent de modes de redondance pour le démarrage et une source de carburant spéciale;
des sources d’énergie de secours soient prêtes et facilement accessibles.

7.36 ÉVACUATION ET ÉVASION

(1) L’exploitant veille à ce que chaque installation ait des dispositifs adéquats et efficaces et la meilleure technologie possible pour procéder à une intervention d’urgence sécuritaire et contrôlée durant les accidents, ce qui comprend :

des trajets, de même que d’autres équipements et appareils nécessaires à l’évasion du personnel à l’écart des effets immédiats d’un événement dangereux, vers un abri temporaire;
la provision d’un abri temporaire, pendant le temps nécessaire pour évaluer l’incident et contrôler l’évacuation;
des dispositifs qui permettent le sauvetage du personnel blessé;
des dispositifs qui permettent l’évacuation sécuritaire de tout le personnel de l’installation.

(2) L’exploitant veille à ce que les sorties, les accès et les voies de secours soient sécuritaires, directs, protégés et non obstrués soient disponibles dans toutes les zones de l’installation extracôtière censées être régulièrement occupées par le personnel, et qu’ils mènent vers un abri temporaire, des zones de rassemblement et les points d’embarquement ou d’évacuation.

(3) L’exploitant veille à ce que toutes les zones censées être régulièrement occupées par le personnel soient dotées d’au moins deux sorties et voies de secours, aussi éloignées que possible les unes des autres de sorte qu’au moins une sortie et sa voie de secours connexe soient praticables durant un accident.

(4) L’exploitant veille à ce que les voies de secours primaires soient disponibles sur les deux flancs de l’installation extracôtière.

(5) L’exploitant veille à ce que toutes les voies de secours menant des zones de logement et de l’abri de sécurité temporaire aux postes d’évacuation et d’embarquement, ainsi que ces postes, soient pourvus d’une protection contre l’incendie pendant une période suffisante, avec les marques et l’illumination adéquates, pour permettre l’évacuation sécuritaire du personnel, pendant une durée minimale de deux heures dans tous les cas.

(6) Les voies de secours doivent être de dimensions suffisantes pour permettre le déplacement efficient du plus grand nombre de membres du personnel possible devant l’emprunter et pour un emploi sans obstacle de l’équipement d’extinction d’incendie et l’utilisation de civières.

(7) L’exploitant veille à ce que chaque installation extracôtière soit dotée d’un abri de secours temporaire qui, en cas d’intervention d’urgence, dont un incident incontrôlé, permet :

de protéger le personnel contre un incendie, une explosion et les risques y étant associés, entre autres le gaz et la fumée, durant la période pendant laquelle ils doivent rester dans l’installation;
une évacuation sécuritaire;
de fournir un espace, une signalisation, de l’éclairage et des dispositifs suffisants pour accueillir le nombre maximal de personnes à loger dans un abri de secours temporaire avant une évacuation;
de fournir des moyens de communication, de commandement, de surveillance et de contrôle de tout incident majeur jusqu’à ce que le personnel soit évacué ou que la situation soit de nouveau maîtrisée.

(8) Plus particulièrement, l’exploitant veille à ce que chaque installation d’hébergement, l’abri de secours temporaire, le centre de contrôle principal, les logements du personnel connexe, et toute zone qui doit rester sécuritaire pour une occupation humaine en cas d’urgence, dans chaque installation, soient :

conçus de manière à éviter une entrée de substances dangereuses ou toxiques;
situés et conçus de manière à permettre une occupation pendant une période suffisante après l’apparition d’une urgence pour mettre en place les procédures d’urgence et évacuer le personnel.

(9) L’exploitant procède à une mesure de validation du rendement de l’abri de secours temporaire sur une base régulière déterminée (habituellement mentionnée dans le plan d’urgence).

7.37 ENGINS DE SAUVETAGE DES INSTALLATIONS EXTRACÔTIÈRES

(1) L’exploitant veille à ce que chaque installation extracôtière soit conçue de façon à permettre l’évacuation de tout le personnel et dotée de suffisamment d’engins de sauvetage, d’embarcations de survie et de dispositifs de mise à l’eau à cet effet, qui soient pour le moins :

conçus et installés sur le fondement de charges raisonnables prévues durant la durée de vie des activités;
pourvues d’une redondance suffisante pour assurer leur disponibilité en toute situation d’urgence prévisible.

(2) L’exploitant veille à ce que des copies du plan affichant l’emplacement de tous les appareils de sauvetage soient affichées dans chaque installation, y compris au centre de contrôle et dans chaque zone d’habitation et de travail.

(3) L’exploitant veille à ce que chaque installation aient des embarcations de sauvetage placées à au moins deux endroits très éloignés l’un de l’autre, sur différents côtés ou extrémités de l’unité.

(4) La disposition des embarcations de sauvetage doit procurer une capacité suffisante pour loger le nombre total de personnes à bord si :

toutes les embarcations de sauvetage d’un emplacement sont perdus ou rendus inutilisables;
toutes les embarcations de sauvetage se trouvent d’un côté, à une extrémité ou à un coin de l’unité qui est perdu ou rendu inutilisable.

(5) De plus, chaque installation doit être munie de radeaux de sauvetage pneumatiques adaptés à la hauteur d’utilisation à partie de laquelle ils seront déployés, d’une capacité combinée qui permet de loger le nombre total de personnes à bord.

(6) L’exploitant veille à ce que les embarcations de sauvetage répondent aux exigences pour embarcation de sauvetage classe I de l’annexe V.1 et soient dotées de l’équipement de classe A décrits dans l’annexe II du Règlement sur l’équipement de sauvetage, comme si l’installation était un navire de classe 1 visé par ce règlement.

(7) L’exploitant veille à ce que les radeaux de sauvetage pneumatiques répondent aux exigences établies à l’annexe XIII et soient dotés de l’équipement de classe A décrits dans l’annexe I du Règlement sur l’équipement de sauvetage, comme si les embarcations de sauvetage et les radeaux de sauvetage pneumatiques se trouvaient dans les eaux et sur des navires visés par ce règlement.

(8) L’exploitant veille à ce que les dispositifs de mise à l’eau des embarcations de survie et des radeaux de sauvetage pneumatiques répondent aux exigences pour dispositifs de mise à l’eau établis à l’annexe IX du Règlement sur l’équipement de sauvetage, comme si les dispositifs se trouvaient dans des eaux visées par ce règlement.

(9) L’exploitant veille à ce que les systèmes d’évacuation, de même que la dimension et la capacité des engins conviennent à la démographie de l’effectif de la région d’exploitation.

(10) L’exploitant procède à des mesures de validation de la fonctionnalité et du rendement de tous les systèmes et de l’équipement d’évacuation sur une base régulière déterminée (habituellement mentionnée dans le plan d’urgence).

(11) L’exploitant veille à ce que l’équipement de localisation de secours soit installé comme l’exigent le Règlement sur l’équipement de sauvetage et le Règlement technique sur les stations (radio) de navires.

PARTIE 8 – OPÉRATIONS GÉOSCIENTIFIQUES, GÉOTECHNIQUES ET ENVIRONNEMENTALES

8.1 OPÉRATIONS GÉOSCIENTIFIQUES, GÉOTECHNIQUES ET ENVIRONNEMENTALES

(1) Un exploitant qui mène une exploitation géoscientifique, géotechnique ou environnementale veille à ce que

l’équipement et le matériel utilisés pendant l’exploitation soient manipulés, utilisés, inspectés, testés et entretenus de façon à assurer la sécurité et la protection environnementale, en tenant compte des instructions du fabricant et des normes de sécurité disponibles ;
l’équipement est inspecté régulièrement et les éléments défectueux sont réparés sans délai ou remplacés par des éléments qui sont conformes aux instructions du fabricant;
l’installation, l’exploitation et l’entretien sont effectués par du personnel qualifié et compétent;
les sources d’énergie sont :
1. exemptes de matières pouvant créer un danger;
2. exploitées d’une manière qui empêche l’activation accidentelle de la source d’énergie;
dans le cas d’une source d’énergie électrique ou électromagnétique, elle est équipée de disjoncteurs sur les circuits de charge et de décharge, et les câbles sont adéquatement isolés et mis à la terre pour éviter des fuites de courant et des décharges électriques;
lorsqu’une source d’énergie sismique ou électrique est utilisée, ces opérations doivent être effectuées d’une manière qui élimine tous les risques potentiels pour la sécurité des plongeurs et fait en sorte que les distances minimales nécessaires pour assurer la sécurité des plongeurs ont été déterminées et respectées;
en ce qui concerne les opérations sur terre, (remarque : Loi sur les opérations pétrolières au Canada sur terre uniquement)
1. les travaux effectués à proximité d’une borne d’arpentage n’occasionnent pas de dommages ni de déplacement;
2. un soin particulier est pris pour protéger l’environnement à proximité des lacs, ruisseaux et rivières;
3. si une source d’énergie électrique est utilisée, toutes les électrodes sur la surface terrestre sont clairement identifiées ou isolées par un cordon afin d’empêcher un accès non autorisé;
4. les charges sont introduites dans un trou de mine et activées à l’aide d’un équipement, d’outils et de procédures sécuritaires;
5. les trous de mine chargés d’explosifs sont convenablement identifiés;
6. les procédures de forage des trous de mine tiennent compte de la possibilité de rencontrer de l’eau courante et des gaz à faible profondeur et, le cas échéant, des mesures sont prises sans délai pour réduire le danger et les dommages potentiels aux aquifères près de la surface et à la surface de la Terre;
7. toutes les personnes sont protégées contre la possibilité de contact entre le câble électrique et les lignes électriques aériennes;
8. les sources d’énergie sismique ou l’équipement sismique ne causent pas de détonation dans un autre trou de mine, de dommages ou de cratères;
9. aucune tentative n’est faite pour retirer une charge d’un trou de mine;
10. si une charge n’explose pas, des mesures sont prises pour éviter l’accès futur à la charge;
11. les trous de mine sont bouchés et les autres anomalies en surface sont réglées à la suite d’une opération géophysique.

8.2 DOMMAGES MATÉRIELS

Chaque exploitant prendra toutes les mesures de protection raisonnables contre les dommages matériels résultant d’une opération géoscientifique, géotechnique ou environnementale.

8.3 ESSAI DES SOURCES D’ÉNERGIE

L’exploitant limitera les essais des sources d’énergie sur le pont d’un navire ou d’une installation.

8.4 ESSAI DES SOURCES D’ÉNERGIE

Lorsqu’une source d’énergie est activée pour faire des essais pendant une opération géoscientifique, géotechnique ou environnementale, l’exploitant veille à ce que

la personne responsable d’un navire, d’une plateforme ou d’un avion ou encore sur le site de l’opération est prévenue que l’essai est en cours;
les personnes à bord du navire, de la plateforme ou de l’avion ou sur le site de l’opération sont convenablement alertées et des mesures sont mises en place pour les isoler d’une exposition à tout danger;
tout l’équipement est convenablement arrivé;
les essais sont menés d’une manière qui ne crée pas de danger.

8.5 ESSAI DES SOURCES D’ÉNERGIE

L’exploitant veille à ce que chaque exploitant effectuant des opérations géoscientifiques, géotechniques ou environnementales à partir de navires ou de plateformes équipés d’une source d’énergie électromagnétique soit entièrement immergé dans l’eau au moment des essais.

8.6 CLASSIFICATION DES NAVIRES ET HÉLIPONT

(1) L’exploitant veille à ce que tous les navires primaires intervenant dans une opération géoscientifique, géotechnique ou environnementale soient classés par un organisme de classification.

(2) Si le programme géoscientifique, géotechnique ou environnemental propose de transférer du personnel avec des hélicoptères, l’hélipont doit remplir les exigences de la norme CAP 437 en ce qui concerne l’hélipont.

8.7 EXPERT MARITIME MANDATÉ

L’exploitant veille à ce qu’un expert maritime mandaté ait évalué et certifié tout l’équipement sismique qui est installé provisoirement sur un navire pour mener un programme sismique.

8.8 SYSTÈMES D’ÉVACUATION

L’exploitant veille à ce que la taille et la capacité des systèmes et de l’équipement d’évacuation à bord des navires conviennent pour les effectifs dans la région d’exploitation.

8.9 EXIGENCES EN MATIÈRE DE FORMATION

Remarque : Les intentions politiques ne sont pas finalisées. Elles seront présentées avec l’ébauche de règles finale avant d’être publiées dans la Partie I de la Gazette du Canada.

PARTIE 9 – OPÉRATIONS DE SOUTIEN

9.1 VÉHICULES DE SERVICE ET ZONE DE SÉCURITÉ

(1) L’exploitant veille à ce que tous les véhicules de service soient conçus, construits, exploités et entretenus pour assurer les fonctions de soutien nécessaires et être exploités d’une façon sécuritaire dans les conditions environnementales physiques prévisibles qui prévalent dans le secteur où ils sont exploités.

(2) L’exploitant d’une installation sur laquelle des personnes sont normalement présentes veille à ce qu’au moins un véhicule de service soit

disponible à une distance qui n’est pas supérieure à ce qui est nécessaire pour un retour en 20 minutes;
disponible dans les environs immédiats [à proximité] de l’installation et entièrement prêt [préparé] à effectuer des opérations de sauvetage et de récupération, chaque fois qu’un hélicoptère atterrit ou décolle, ou s’il y a du personnel qui travaille sur le bord ou risque de tomber à l’eau,
adéquatement équipé pour fournir les services d’urgence nécessaires, incluant le sauvetage et les premiers soins pour tout le personnel qui se trouve dans l’installation advenant une urgence.

(3) L’exploitant veille à ce que, pour les navires utilisés pour la plongée, la construction ou des opérations géoscientifiques, géotechniques ou environnementales, un navire de sauvetage rapide soit disponible et prêt à être déployé en cas d’urgence.

(4) Si le véhicule de service est à une distance supérieure à celle indiquée en 9.2(1)(a), le gestionnaire de l’installation et la personne responsable du véhicule de service consignent le fait et la raison pour laquelle la distance ou la durée est dépassée.

(5) Sous la direction du gestionnaire de l’installation, l’équipage du véhicule de service garde le navire à proximité de l’installation, reste en communication avec l’installation et se tient prêt à mener des opérations de sauvetage pendant une activité ou un état qui présente un risque accru pour la sécurité.

9.2 ZONE DE SÉCURITÉ

(1) Pour les besoins de la présente section, la zone de sécurité autour d’une installation au large des côtes comprend le secteur à l’intérieur d’un périmètre à 500 m du bord extérieur de l’installation ou de toute partie des installations.

(2) Pour un navire utilisé pour la plongée ou des opérations géoscientifiques, géotechniques ou environnementales, la zone de sécurité autour de l’opération comprend le secteur à l’intérieur d’un périmètre à une distance suffisante pour réduire au minimum les risques pour la sécurité, l’environnement et les installations.

(3) Un véhicule de service ou un avion, un navire ou un véhicule associés au travail ou à l’activité dans l’installation ou sur un site d’exploitation au large des côtes ne pénètre pas dans la zone de sécurité sans le consentement du gestionnaire de l’installation ou de la personne responsable du site d’exploitation.

(4) L’exploitant prend toutes les mesures raisonnables pour aviser les personnes responsables des avions, des navires ou des véhicules des limites de sécurité de la zone, des installations à l’intérieur de la zone de sécurité et des possibles dangers connexes.

ANNEXE 1 – CONFINEMENT ET CONTRÔLE DES PUITS

(1) L’exploitant doit présenter dès que possible dans le plan d’urgence, et tout au long de la période d’autorisation, déployer dès que les circonstances le permettent des mesures pour arrêter le débit d’un puits non contrôlé et réduire la durée du déversement et les effets environnementaux, et démontrer le caractère adéquat de ces mesures.

(2) L’exploitant doit avoir accès à l’équipement de contrôle et de confinement des sources et pouvoir le déployer promptement.

(3) L’exploitant doit soumettre une description des capacités de contrôle et de confinement de la source en soumettant le plan d’urgence. La description doit inclure au moins :

le type d’équipement de confinement et de capture utilisé en cas de perte de contrôle d’un puits;
l’identification d’un appareil de forage de rechange approprié;
les détails de la propriété de l’équipement de confinement et de capture sous-marin et de l’appareil de forage de rechange, et la confirmation des dispositions contractuelles le concernant, ainsi que les dispositions pour le transport jusqu’au lieu de l’incident et le mode de déploiement sur place;
le calendrier et le plan pour la mobilisation, le déploiement et le fonctionnement de cet équipement, notamment les mesures d’atténuation et les interventions pour réduire le temps de déploiement et prendre en considération les approbations réglementaires requises;
les systèmes et l’équipement de soutien nécessaires tels que des navires et des véhicules exploités à distance et les biens non durables nécessaires (p. ex., tête et tubage de puits de rechange, et accès à des additifs en vrac pour un puits de rechange).

REMARQUE : Cette intention politique sera intégrée dans les sections appropriées de la réglementation.

ANNEXE 2 – DÉFINITIONS

« abandonné » - se dit d’un puits ou d’une partie d’un puits qui a été obturé de façon permanente

« achevé » - dans le cas d’un programme géoscientifique, géotechnique ou environnemental, se dit des activités autorisées qui ont été terminées

« activités marines » - activités liées à la stabilité, au maintien en position et à l’évitement d’une collision des plateformes flottantes, notamment l’amarrage, le positionnement dynamique et le lestage

« appareil de forage » - appareil comprenant l’éventail complet d’équipement utilisé pour exploiter un puits, tout logement du personnel connexe et tout autre équipement connexe, notamment des systèmes d’alimentation, de contrôle et de surveillance

« approbation de puits » - approbation accordée par l’Office en vertu de 3.7

« autorisation » - autorisation délivrée par l’Office en vertu de l’alinéa 5(1)(b) de la Loi (Loi sur les opérations pétrolières au Canada ou parties équivalentes en vertu des lois de mise en œuvre des Accords];

« avarie » - état d’une plate-forme flottante après avoir été endommagée dans la mesure déterminée conformément aux exigences du Code MODU de l’OMI ou aux règles d’une société de classification

« barrière » - ce terme n’est pas associé aux « barrières de puits » et doit être pris au sens de la définition du dictionnaire

« base de forage » - base stable sur laquelle est installé un appareil de forage, notamment la surface terrestre, une île artificielle, une plate-forme de glace, une plate-forme fixée au sol ou au fond marin et toute autre fondation spécialement construite pour des travaux de forage

« câble » - câble renfermant un fil conducteur et servant à la manœuvre d’instruments de sondage ou d’autres outils dans un puits

« câble lisse » - câble en acier monobrin servant à la manœuvre d’outils dans un puits

« centre de contrôle » - secteur de travail avec du personnel en permanence où est situé un système de contrôle qui est essentiel pour

l’exploitation d’une installation ou d’un pipeline,
la sécurité et la prévention des déchets et de la pollution

« centre d’intervention d’urgence » - endroit ou endroits d’où sont coordonnées les activités de gestion des urgences

« certificat de conformité » - certificat délivré par une société d’accréditation conformément à la partie 5 du Cadre de réglementation

« cessation » - s’entend de l’abandon, de la complétion ou de la suspension de l’exploitation d’un puits

« contrôle d’un puits » - contrôle de la circulation des fluides qui pénètrent dans un puits ou en sortent

« charge environnementale » - charge imposée par le climat, les vagues, les courants, les marées, le vent, les conditions de la glace, les caractéristiques régionales de la glace comme la glace marine et les icebergs, la neige, un épisode sismique ou tout autre phénomène naturel, ou une combinaison de ces phénomènes

« charge fonctionnelle » - charge de construction et d’exploitation, ou combinaison des deux, autre qu’une charge environnementale ou accidentelle, imposée sur les installations, les pipelines ou autres navires

« charges » - charges fonctionnelles, environnementales ou accidentelles et anormales ou une combinaison de ces charges

« complété » - se dit d’un puits qui a été préparé en vue de travaux de production ou d’injection

« concept de mise en valeur » - conception intégrale sélectionnée par l’exploitant, qui définit la façon dont l’exploitant compte développer un ou plusieurs gisements ou champs dans le cadre d’un plan de mise en valeur qui précise toutes les activités associées à chaque phase du cycle de vie de la mise en valeur, et qui indique les installations, les aménagements, l’équipement et les systèmes nécessaires pour mettre en œuvre chaque stade du cycle de vie, et met en évidence les caractéristiques uniques

« conditions physiques et environnementales » -conditions physiques, océanographiques, météorologiques, de glace, géotechniques et sismiques qui peuvent affecter une tâche ou une activité nécessitant une autorisation

« conduite d’écoulement » - conduite utilisée pour transporter des fluides d’un puits à une installation de production et inversement et qui inclut toutes les conduites d’amenée, mais exclut les pipelines au large des côtes

« condition d’exploitation » - dans le cas d’une plate-forme mobile au large des côtes, condition de fonctionnement au tirant d’eau utile

« couche » - couche ou séquence de couches, y compris toute couche désignée comme telle par l’Office en vertu de 1.2

« cuve de traitement » - chaudière, déshydrateur, séparateur, traiteur ou autre enceinte pressurisée utilisés dans la transformation ou le traitement du gaz ou du pétrole produit

« danger » - situation ou événement pouvant occasionner des blessures humaines, des dommages à l’environnement ou des dommages matériels

« déchets » - détritus, rebuts, eaux usées, fluides résiduels ou autres matériaux inutilisables produits au cours des activités de forage, des travaux relatifs à un puits ou des travaux de production en vertu du présent Règlement, y compris les fluides et les déblais de forage usés ou excédentaires, ainsi que l’eau produite

« élément de barrière (du puits) – élément physique qui n’empêche pas en soi le déversement, mais qui, combiné à d’autres éléments de barrière, forme une barrière de puits

« élément essentiel pour la sécurité » - équipement ou système (incluant des programmes informatiques et du matériel provisoire ou portable) essentiel pour la sécurité et l’intégrité de l’installation ou essentiel pour empêcher la pollution provenant de l’installation, ce qui inclut tout équipement ou système

visant à prévenir ou limiter l’effet d’un danger qui causerait un événement accidentel majeur;
dont la panne pourrait :
1. causer un danger sur l’installation, lequel provoquerait un événement accidentel majeur;
2. contribuer considérablement aux effets d’un tel danger sur l’installation

« emplacement de production » - emplacement où une installation de production est installée ou est censée l’être

« enveloppe de barrière (du puits) » - enveloppe d’un ou de plusieurs éléments de barrière du puits empêchant les fluides de se déverser d’une façon non intentionnelle de la formation dans le trou de forage, une autre formation ou l’environnement extérieur

« équipement de contrôle et de confinement d’une source » - système de confinement, dôme de confinement et/ou tout autre appareil, équipement et autres véhicules sous-marins et de surface, et plate-forme de puits de secours dont le but collectif est de contenir et contrôler une source de déversement, et de réduire la durée du déversement et les effets sur l’environnement jusqu’à ce que le puits soit à nouveau contrôlé

« équipement provisoire et portable » - équipement qui n’est pas une partie permanente de l’installation et qui est destiné à être enlevé au bout d’un certain temps

« espace mécanique » - espace dans une installation où se trouve un équipement qui incorpore des machines rotatives ou réciproques sous la forme d’un moteur à combustion interne, d’une turbine à gaz, d’un moteur électrique, d’une génératrice, d’une pompe ou d’un compresseur

« essai au prorata » - essai effectué dans un puits d’exploitation visé par un plan de mise en valeur pour en mesurer le débit des fluides produits à des fins de répartition

« essai d’écoulement de formation » - opération visant, selon le cas :

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
à injecter des fluides dans une formation afin d’évaluer l’injectivité

« étanche » - conçu et construit pour supporter une charge d’eau statique sans fuite

« étude non exclusive » - programme géoscientifique, géotechnique ou environnemental qui est mené pour obtenir des données destinées à la vente, en tout ou en partie, au public

« événement accidentel » - événement, circonstance ou série d’événements ou de circonstances non planifiés ou imprévus pouvant entraîner une perte de vie ou des dommages à l’environnement

« événement accidentel majeur – événement [accidentel] pouvant faire perdre la vie à de nombreuses personnes ou engendrer une pollution incontrôlée

« exploitant » - personne qui est titulaire d’un permis de travaux délivré par l’Office en vertu de l’alinéa X de la Loi et qui a demandé ou reçu une autorisation en vertu de la partie X de la Loi (insérer les références appropriées à chaque Loi)

« explosif » - ce terme a la même signification que dans la partie 2 de la Loi sur les explosifs

« facteurs humains » - discipline scientifique s’intéressant à l’application de la recherche scientifique validée sur les personnes, et leurs capacités, caractéristiques et limites pour concevoir les systèmes qu’ils utilisent, les milieux dans lesquels ils fonctionnent et interagissent, et les tâches qu’ils accomplissent pour optimiser le bien-être humain et la performance globale des systèmes

« fond marin » - partie de la croûte terrestre formant le fond des océans

« île artificielle » - île construite de toutes pièces afin de servir d’emplacement pour la prospection et le forage, ou pour la production, le stockage, le transport, la distribution, la mesure, le traitement ou la manutention du pétrole ou du gaz

« incident » - événement ayant causé ou, dans des circonstances légèrement différentes, aurait probablement causé des blessures au personnel, une décharge ou un déversement non autorisés ou une menace imminente à la sécurité d’une installation, d’un véhicule ou d’un avion. Cela inclut, sans s’y limiter, les événements qui pourraient ou non entraîner :

une perte de vie
une personne manquante
une blessure grave
une maladie professionnelle
un incendie ou une explosion
une collision
de la pollution
une fuite de matière dangereuse
la perte de contrôle d’un puits
la mise en œuvre de procédures d’intervention d’urgence
la défaillance d’une structure, d’une installation, d’un équipement ou d’un système essentiels pour la sécurité des personnes, d’une installation ou d’une embarcation de soutien
la défaillance d’une structure, d’une installation, d’un équipement ou d’un système essentiels pour la protection de l’environnement
une menace imminente à la santé ou la sécurité d’une personne, d’une installation ou d’un véhicule de service

« inspecteur autorisé » - personne qualifiée, y compris la société de certification ou toute autre personne approuvée par l’autorité qui est chargée d’inspecter les cuves de traitement et les systèmes de tuyauterie sous pression

« installation » - installation de forage, de production ou d’habitation

« installation au large des côtes » - installation située sur un site de production ou de forage au large des côtes, qui inclut une installation d’habitation et une installation de plongée

« installation de forage » - unité ou appareil de forage, ainsi que sa base, notamment tout système de plongée non autonome connexe et tout logement du personnel connexe

« installation de production » - s’entend de tout matériel de production, ainsi que de tout système de production sous-marin, plateforme, île artificielle, système de chargement au large des côtes, équipement de forage, matériel lié aux activités maritimes et système de plongée non autonome connexes

« installation d’habitation » - installation qui sert à loger des personnes à un site de production, de forage ou de plongée et qui fonctionne indépendamment de toute installation de production de forage ou de plongée, et inclut un système de plongée dépendant qui y est associé

« installation sans personnel au large des côtes » - installation au large des côtes normalement inhabitée et dont la présence de personnes a pour but d’accomplir des tâches opérationnelles, de la maintenance ou des inspections qui ne nécessiteront pas un séjour pour la nuit

« intervalle de complétion » - section aménagée dans un puits en vue de l’une des activités suivantes :

la production de fluides à partir du puits;
l’observation du rendement d’un réservoir;
l’injection de fluides dans le puits

« logement du personnel connexe » - habitation du personnel, autre qu’une installation d’habitation, qui est associée à une installation et n’est pas indépendante de celle-ci

« Loi » - [insérer la loi appropriée – Loi sur les opérations pétrolières au Canada ou lois de mise en œuvre des Accords]

« manuel d’exploitation » - manuel dont il est question en 6.26.

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

« méthode de calcul du débit » - méthode utilisée pour convertir le débit brut d’un compteur en une quantité mesurée de pétrole, de gaz ou d’eau

« méthode de répartition du débit » - méthode servant à

répartir les quantités mesurées totales de pétrole, de gaz 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;
répartir la production entre les champs où le stockage ou le traitement se fait dans une installation commune

« mise hors service et fermeture » - cessation de l’exploitation et processus contrôlé d’obturation et de fermeture des puits, mise à la retraite et retrait du service de toutes les installations reliées au projet et aménagements, matériel et équipement associés, tel qu’exigé par le règlement, l’autorisation applicable et les plans de développement approuvés

« non combustible » - matériel qui ne brûle pas ou n’émet pas de gaz ou de vapeurs inflammables en quantité suffisante pour s’autoallumer lorsqu’il est chauffé à 750 °C

« Office » - l’[insérer l’Office approprié] constitué par la partie xx de la [insérer la loi appropriée]

« opération de plongée » - activité impliquant une ou plusieurs plongées ou plongées avec scaphandre atmosphérique ou les deux et les tâches qui y sont associées, mais qui n’inclut pas l’utilisation et l’exploitation d’un véhicule téléguidé si celui-ci n’est pas utilisé avec un plongeur ou un scaphandre atmosphérique

« opération de production » - opération liée à la production de pétrole ou de gaz à partir d’un gisement ou d’un champ

« pergélisol » - condition thermique du sol lorsque sa température est égale ou inférieure à 0 °C ou en dessous pendant plus d’un an

« personne qualifiée » - en ce qui concerne une tâche spécifique, personne qui, du fait de ses connaissances, de sa formation et de son expérience, est qualifiée pour effectuer la tâche convenablement et d’une façon sécuritaire

« pipeline au large des côtes » - pipeline au large des côtes comme défini par la norme Z662 – Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz de la CSA

« plan de mise en valeur » - plan de mise en valeur approuvé par l’Office conformément à la partie X de la Loi (insérer la référence appropriée à chaque loi)

« plan de protection de l’environnement » - plan de protection de l’environnement remis à l’Office conformément à 3.5

« plan de sécurité » - plan de sécurité soumis à l’Office en vertu de 3.4

« plateforme » - plateforme associée à une installation

« plateforme flottante » - plateforme mobile stabilisée par des colonnes au large des côtes, plateforme de surface mobile au large des côtes ou plateforme flottante fixe telle que plateforme à câbles tendus ou plateforme de haute mer pour recherches acoustiques (SPAR)

« plateforme mobile au large des côtes » - plateforme au large des côtes qui est conçue pour fonctionner en mode de flottaison ou de flottabilité ou qui peut être changée d’endroit sans démantèlement ni modification d’envergure, qu’elle ait ou non sa propre force motrice

« plongée à saturation » - plongée à saturation telle que définie par le Règlement sur la santé et la sécurité au travail en vertu des lois sur les Accords ou de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (COGOA), par les règles de plongée existantes

« point de tir » - emplacement en surface d’une source d’énergie sismique

« pollution » - introduction dans l’environnement d’une matière ou d’une forme d’énergie en dehors des limites établies dans l’autorisation

« production mélangée » - production de pétrole et de gaz provenant de plusieurs

gisements ou couches et circulant dans la même conduite ou dans le même trou de sonde, sans mesurage distinct de la production de chaque gisement ou couche, ou
puits circulant dans le même pipeline, sans mesurage distinct de la production de chaque puits – Remarque : (b) s’applique uniquement à la Loi sur les opérations pétrolières au Canada

« programme de forage » – programme relatif au forage d’un ou de plusieurs puits, dans un secteur donné et pendant une période spécifique, au moyen d’une ou de plusieurs installations de forage. Y sont assimilées les activités connexes au programme

« programme environnemental » - travail ou activité consistant à faire la mesure ou l’évaluation statistique des éléments physiques, chimiques et biologiques des terres, des océans ou des zones côtières, notamment les vents, les vagues, les marées, les courants, les précipitations, la concentration et le mouvement de la glace, les icebergs, les effets de la pollution, la flore et la faune sur terre et au large des côtes, l’activité et l’habitation humaines, et toutes questions connexes

« programme géoscientifique » - programme qui comporte un travail ou une activité géologique ou géophysique

« programme géotechnique » - travail ou activité visant à déterminer les propriétés physiques des matériaux récupérés du fond marin ou de la subsurface peu profonde afin d’évaluer le caractère adéquat des structures d’origine humaine

« projet de production » - projet visant la mise en valeur d’un emplacement de production ou la production de pétrole ou de gaz à partir d’un champ ou d’un gisement, y compris les activités connexes au projet

« protection passive contre l’incendie » - revêtement, gainage ou système autonome qui, en cas d’incendie, fournira une protection thermique pour limiter la vitesse de transmission de la chaleur à l’objet ou au secteur protégé et qui est imperméable à l’absorption du pétrole

« puits à gisements multiples » - puits complété dans plus d’un gisement

« puits de secours » - puits foré pour aider à contrôler l’éruption d’un puits existant

« raccord » - opération qui consiste à raccorder les tuyaux et les éléments de tuyauterie après leur fabrication

« reconditionnement » - opération pratiquée sur un puits complété et exigeant le retrait de la tête d’éruption ou du tube

« récupération » - récupération de pétrole et de gaz dans des conditions économiques et opérationnelles normalement prévisibles

« réparation » - réparation d’une installation, d’un système ou d’un équipement qui est censé ramener l’installation, le système ou l’équipement aux spécifications de conception initiales ou à de nouvelles spécifications de conception approuvées, ou réparation de nature provisoire qui fournira une solution à court terme pour la solution recherchée avant de faire des réparations permanentes (et qui n’augmente pas les risques pour la sécurité ou l’environnement)

« secteur dangereux » - secteur dans l’installation (et le site de forage) où des mélanges inflammables qui sont ou risquent d’être présents en quantité suffisante et suffisamment longtemps pour nécessiter des précautions spéciales pour la sélection, l’installation et l’utilisation des machines et de l’équipement électrique

« secteur d’habitation » - logement du personnel connexe ou installation d’habitation

« site de forage » - endroit où un appareil de forage est ou doit être installé

« site de forage au large des côtes » - site de forage dans un secteur recouvert d’eau qui n’est pas une île, sauf s’il s’agit d’une île artificielle ou d’un quai à glace

« site de production au large des côtes » - site de production dans un secteur recouvert d’eau qui n’est pas une île, sauf s’il s’agit d’une île artificielle ou d’un quai à glace

« société d’accréditation » - pour les besoins de la partie X de la Loi (insérer les références appropriées à la Loi), l’American Bureau of Shipping, Bureau Veritas, Det Norske Veritas (Canada) Ltd ou Lloyd’s Register North America, Inc.

« système de chargement au large des côtes » - équipement et plateforme ou récipient de stockage connexe dans une installation de production au large des côtes pour charger du pétrole ou du gaz sur un véhicule de transport, et qui inclut de l’équipement sur le véhicule de transport associé au système de chargement

« société de classification » - organisme indépendant qui a pour but de superviser la construction, l’entretien continu et les modifications des installations au large des côtes conformément aux règles de classification de l’organisme s’appliquant à ce genre d’installations et qui inclut ceux qui sont reconnus par l’International Association of Classification Societies

« suspension de l’exploitation » - s’agissant d’un puits ou d’une partie d’un puits, interruption temporaire des activités de forage ou des travaux de production

« 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 :

sont produits par un gisement ou y sont injectés
sont utilisés comme combustibles
sont utilisés pour l’ascension artificielle
sont brûlés à la torche, mis à l’air libre ou transférés d’une installation de production

« système d’émission de gaz » - système utilisé pour l’émission contrôlée de gaz et de liquides combustibles à partir d’une installation, qui comprend un dispositif de torche, un dispositif de décompression et un dispositif de dégagement d’air froid

« système dépendant d’un logiciel intégré » système intégré dont le comportement global dépend de celui de ses composantes logicielles

« système de maintien en position » - système capable de limiter les déplacements d’une structure flottante dans les limites prescrites

« système de plongée » - installations ou équipements utilisés pendant une opération de plongée ou en rapport avec celle-ci, qui incluent les installations et équipements essentiels pour un plongeur ou un pilote d’un submersible habité

« système de production sous-marin » - équipement et structures qui se trouvent sur ou sous le fond marin pour la production de pétrole ou de gaz ou pour l’injection de fluides dans un champ sous un emplacement de production au large des côtes, et qui incluent des colonnes montantes de production, des conduites d’écoulement et des systèmes de contrôle de la production connexes qui sont situés en aval de la vanne d’isolement

« système intégré » - ensemble d’éléments qui interagissent en fonction d’une conception, dont un élément d’un système peut être un autre système, appelé sous-système, qui peut être un système contrôleur ou contrôlé et qui peut inclure une interaction matérielle, logicielle et humaine

« systèmes de contrôle » - systèmes, stations ou panneaux utilisés pour surveiller l’état et contrôler le fonctionnement de l’équipement utilisé pour le forage, la production, le traitement et le transport de pétrole et de gaz ou pour en assurer le soutien, et qui incluent les systèmes de contrôle pour le fonctionnement d’une installation

« systèmes (et composants) à pression » - tuyauterie, récipients, composants de sécurité et composants à pression; le cas échéant, les composants à pression incluent les éléments fixés aux parties pressurisées tels que brides, buses, coupleurs, supports, oreilles de levage, soupapes de sécurité, jauges et éléments similaires

« tirant d’eau utile » - dans le cas d’une plateforme mobile au large des côtes, distance verticale en mètres entre la partie supérieure de la quille et la ligne de flottaison assignée, lorsque la plate-forme fonctionne avec des charges environnementales et opérationnelles combinées qui sont dans les limites pour lesquelles la plateforme a été conçue pour fonctionner

« travail ou activité géologique » - travail ou activité consistant à recueillir des matériaux physiques et pouvant inclure l’analyse des matériaux récupérés et l’interprétation des diagraphies de puits

« travail ou activité géophysique » - travail ou activité impliquant la mesure indirecte des propriétés physiques de la terre (qui n’est normalement pas submergée ou sur ou par-dessus de la glace ou au large des côtes) et peut inclure le traitement, l’analyse et l’interprétation des données obtenues à l’aide de ce travail ou de cette activité

« travaux relatifs à un puits » - travaux liés au forage, à la complétion, 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

« trou de mine » - trou foré pour créer un signal acoustique

« trou de sonde » - trou foré au moyen d’un trépan pour le creusage d’un puits

« tubage de surface » - tubage installé assez profondément dans un puits, dans une formation compétente, pour assurer le contrôle du puits en vue de la poursuite des travaux de forage

« tubage initial » - tube installé dans un puits pour faciliter le forage du trou dans lequel sera introduit le tubage de surface

« tubage partiel » - tubage suspendu à un train de tubage installé antérieurement dans un puits et qui n’atteint pas la tête du puits

« tube goulotte » - raccord entre un bloc obturateur de puits sous-marin et une installation de forage en surface

« tube prolongateur de production » - jonction entre le matériel de production sous-marin et une plateforme de production flottante

« unité de forage » - plateforme mobile ou fixe ou navire utilisés dans un puits et équipés d’un appareil de forage, qui inclut d’autres aménagements liés à l’exploitation du puits et aux activités maritimes sur une plate-forme ou un navire

« véhicule de service » - navire, véhicule, aéronef, navire de secours ou autre moyen de transport ou d’aide destiné aux personnes se trouvant à un emplacement où sont menées des activités

« vie utile » - période supposée pendant laquelle une structure est utilisée pour les besoins prévus avec un entretien anticipé, mais sans réparations majeures

Dans le présent règlement, « puits de délimitation », « puits d’exploitation » et « puits d’exploration » s’entendent au sens du paragraphe 101(1) de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (COGOA). Remarque – Les versions des lois sur les Accords feront référence aux sous-sections pertinentes de ces lois.

COGOA uniquement

Pour les besoins de 5.11 de la Loi, « installation » signifie une installation sur terre ou au large de côtes.

Pour les besoins de 58.2 de la Loi, une installation sur terre ou au large des côtes est prescrite comme une installation.

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Date de modification :: 2020-02-19