Titre abrégé

1 Le présent règlement peut être cité sous le titre : Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz naturel au Canada.

Définitions

2 Dans le présent règlement,

abandonné

abandonné signifie, en ce qui concerne un puits ou un trou d’essai, qu’il a été obturé de façon permanente; (abandoned)

achevé

achevé signifie, en ce qui concerne un puits ou un trou d’essai, qu’il a été préparé pour permettre

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

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

• c) l’injection de fluides dans le puits, ou

• d) l’évacuation de fluides dans le puits; (completed)

aménagement en surface

aménagement en surface désigne un chemin de fer, un pipe-line ou autre emprise, un espace réservé à la construction de routes, une route arpentée, une habitation, un établissement industriel, une piste ou voie de circulation d’aéronef, un édifice utilisé à des fins militaires, un bâtiment agricole permanent, une école, une église ou autre lieu public; (surface improvement)

appareil de forage

appareil de forage désigne l’ensemble des dispositifs utilisés pour faire un puits par forage ou autrement et comprend un derrick, un treuil, une table de rotation, une pompe à boue, un obturateur anti-éruption, un accumulateur, un manifold d’engorgement et tout matériel connexe, de même que les installations de force motrice et les systèmes de surveillance et de contrôle; (drilling rig)

approbation de forer

approbation de forer Approbation de forer un puits accordée à l’exploitant aux termes de l’article 83. (Approval to Drill)

approbation de programme de forage

approbation de programme de forage[Abrogée, DORS/96-116, art. 1]

approbation de rentrer

approbation de rentrer Approbation, accordée à l’exploitant aux termes de l’article 83, de rentrer dans un puits pour effectuer des travaux de fond de puits. (Approval to Re-enter)

arpentage légal

arpentage légal désigne l’arpentage effectué conformément aux directives de l’arpenteur général; (legal survey)

au large des côtes

au large des côtes désigne, pour un emplacement de forage, un endroit situé dans une région immergée qui n’est pas une île, une île artificielle ou une île de glace; (offshore)

autorisation de forer un puits

autorisation de forer un puits[Abrogée, DORS/96-116, art. 1]

autorisation de programme de forage

autorisation de programme de forage Autorisation d’exécuter un programme de forage délivrée à une personne en vertu de l’alinéa 5(1)b) de la Loi. (Drilling Program Authorization)

base de forage

base de forage désigne une fondation stable sur laquelle un appareil de forage est installé, et comprend la surface terrestre, une île artificielle, une île de glace, une plate-forme fixée au sol ou aux fonds marins et toute fondation construite spécialement en vue d’opérations de forage; (drilling base)

câble

câble désigne un câble utilisé pour le déplacement des instruments de relevé ou d’autres appareils dans un puits; il peut s’agir d’un câble

• a) d’acier, ou

• b) composé de plusieurs fils d’acier, de cuivre ou d’autres métaux enveloppés dans un isolant électrique; (wireline)

certificat de conformité

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

cessé

cessé signifie, en ce qui concerne un puits ou un trou d’essai, qu’il a été abandonné, achevé ou suspendu conformément au présent règlement; (terminated)

conditions environnementales

conditions environnementales désigne les conditions météorologiques, océanographiques et autres conditions naturelles, y compris la présence de glace, qui peuvent avoir des effets sur les activités d’un programme de forage; (environmental conditions)

contrôle d’un puits

contrôle d’un puits désigne le contrôle de la circulation des fluides qui pénètrent dans un puits ou en sortent; (well control)

date de libération de l’appareil

date de libération de l’appareil Date d’exécution des derniers travaux d’un appareil de forage à un puits aux termes de l’approbation de forer visant ce puits. (rig release date)

déchets

déchets désigne tout rejet, rebut, ou autre matériau inutile produit au cours d’un programme de forage ou de travaux complémentaires, à l’exclusion des fluides de forage et des déblais de forage; (waste material)

déflecteur

déflecteur désigne un dispositif fixé à une tête de puits ou à une colonne montante marine pour éloigner l’écoulement des fluides du plancher de forage en cas d’urgence; (diverter)

délégué

délégué Délégué à l’exploitation. (Chief)

démarrage de forage

démarrage de forage désigne l’opération par laquelle le forage d’un puits est initié; (spud-in)

Directeur

Directeur[Abrogée, DORS/96-116, art. 1(F)]

emplacement de forage

emplacement de forage désigne un endroit où un appareil de forage est ou peut être installé; (drill site)

environnement naturel

environnement naturel désigne l’environnement physique et biologique dans la région désignée d’un programme de forage; (natural environment)

équipe de forage

équipe de forage désigne le personnel dont les fonctions principales consistent à assurer le fonctionnement d’un appareil de forage; (drill crew)

essai d’écoulement de formation

essai d’écoulement de formation désigne l’activité d’induire l’écoulement des fluides de la formation vers la surface d’un puits afin d’obtenir des échantillonnages de fluide et leurs caractéristiques d’écoulement dans la couche; (formation flow test)

exploitant

exploitant Personne qui a demandé une autorisation de programme de forage ou à qui a été délivrée une telle autorisation. (operator)

fonds marins

fonds marins désigne le lit de la mer; (seafloor)

île artificielle

île artificielle désigne une île construite par l’homme afin de servir d’emplacement pour la prospection et le forage, ou la production, le stockage, le transport, la distribution, la mesure, le traitement ou la manutention du pétrole et du gaz naturel; (artificial island)

installation de forage

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

installation d’habitation

installation d’habitation Installation qui sert à loger des personnes à un emplacement de forage et qui fonctionne indépendamment de toute installation de forage. La présente définition comprend tout système de plongée non autonome connexe. (accommodation installation)

jaillissement

jaillissement désigne l’écoulement spontané de fluides à la surface d’un puits, causé par l’entrée de fluides de formation dans le trou de sonde; (kick)

Loi

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

matériau de puits

matériau de puits désigne tout matériau de formation ou de réservoir extrait d’un puits, notamment tout déblai, carotte ou fluide; (well material)

navire de forage

navire de forage désigne un navire à coque, pourvu d’un appareil de forage et capable de forer en eau profonde; (drillship)

pergélisol

pergélisol désigne la condition thermique du sol lorsque sa température est égale ou inférieure à 0 °C pendant plus d’un an; (permafrost)

plancher de forage

plancher de forage désigne, en ce qui concerne un appareil de forage ou une unité de forage, la plate-forme fixe entourant la table de rotation, qui sert de palier pour l’équipe de forage au cours des opérations; (drill floor)

programme de forage

programme de forage désigne un programme de forage d’un ou de plusieurs puits, à l’intérieur d’une région donnée et d’une période de temps déterminée, par un ou plusieurs appareils de forage ou unités de forage et comprend toutes opérations et activités complémentaires au programme; (drilling program)

puits de découverte

puits de découverte désigne un puits de prospection où, de l’avis du délégué, les quantités découvertes de pétrole ou de gaz naturel sont commercialement exploitables; (discovery well)

puits de développement

puits de développement désigne un puits qui est foré dans un champ ou un gisement pour servir

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

• b) à l’observation du rendement d’un réservoir,

• c) à l’injection de fluides dans le puits, ou

• d) à l’évacuation de fluides dans le puits; (development well)

puits de prospection

puits de prospection désigne un puits ou une partie de puits, autre qu’un puits de développement ou un trou d’essai, foré dans le but de trouver du pétrole ou du gaz naturel ou d’obtenir des renseignements géologiques; (exploratory well)

puits de secours

puits de secours désigne un puits foré pour aider au contrôle de l’éruption d’un puits; (relief well)

société d’accréditation

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

sur terre

sur terre désigne, pour un emplacement de forage, un endroit autre qu’une région située au large des côtes; (onshore)

suspendu

suspendu signifie, en ce qui concerne un puits ou un trou d’essai, que les opérations de forage ou de production sont temporairement arrêtées; (suspended)

système de plongée

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

système de plongée non autonome

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

trou d’essai

trou d’essai désigne un trou, autre qu’un puits ou un trou de prospection sismique, foré dans la roche sédimentaire à une profondeur de plus de 30 m; (test hole)

trou de sonde

trou de sonde désigne le trou foré au moyen d’un trépan pour le creusage d’un puits; (well-bore)

tubage guide

tubage guide désigne un tubage de grand diamètre installé dans un puits afin d’avoir une conduite adéquate pour le mouvement du fluide de forage entre les formations de surface; (conductor pipe)

tubage initial

tubage initial désigne le tubage installé dans un puits pour faciliter le contrôle du puits pendant le forage du trou pour l’installation du tubage de surface; (conductor casing)

tubage partiel

tubage partiel désigne un tubage qui

• a) est suspendu à un train de tubage installé antérieurement dans le puits, et

• b) n’atteint pas la tête du puits; (casing liner)

tubage de pergélisol

tubage de pergélisol désigne le tubage initial installé dans un puits pour protéger le puits contre les risques occasionnés par le dégel d’une zone de pergélisol ou l’émanation de gaz d’une zone de pergélisol ou au-dessous d’une telle zone; (permafrost casing)

tubage de production

tubage de production désigne le tubage installé dans un trou de sonde pour fins de production ou d’injection et peut comprendre un tubage protecteur; (production casing)

tubage protecteur

tubage protecteur désigne le tubage installé dans un puits, après l’installation d’un tubage de surface, et dans lequel des opérations de forage ultérieures peuvent être effectuées à l’intérieur d’un puits; (intermediate casing)

tubage de surface

tubage de surface désigne le tubage installé assez profondément dans un puits pour en assurer le contrôle en vue de la poursuite des opérations de forage; (surface casing)

U.L.C.

U.L.C. désigne les Underwriters’ Laboratories of Canada; (U.L.C.)

unité de forage

unité de forage désigne un navire de forage, un submersible, un semi-submersible, une barge, une plate-forme auto-élévatrice ou autre navire utilisé dans un programme de forage, y compris un appareil de forage et les dispositifs connexes installés sur un navire; (drilling unit)

véhicule de service

véhicule de service désigne un navire, un véhicule, un remorqueur, un bateau, un aéronef, un véhicule sur coussin d’air ou autre véhicule utilisé comme moyen de transport ou d’aide dans un programme de forage, à l’exclusion d’une base de forage ou d’une unité de forage. (support craft)

Application

• 3 (1) Le présent règlement s’applique :

  • a) à l’exploitant qui effectue la prospection ou le forage de puits, en vue de découvrir du pétrole ou du gaz naturel, conformément à la Loi; et

  • b) aux puits et trous d’essai forés conformément à la Loi.

• (2) [Abrogé, DORS/96-116, art. 2]

Présentation de renseignements

4 Les renseignements à soumettre conformément au présent règlement doivent être préparés et présentés en la forme et de la manière que le délégué juge satisfaisantes.

PARTIE IDispositions générales

Demande d’autorisation

5 Toute personne peut demander une autorisation de programme de forage en présentant au délégué cinq exemplaires d’un formulaire de demande d’autorisation dûment rempli.

Conditions de l’autorisation de programme de forage

6 L’autorisation de programme de forage est subordonnée aux conditions suivantes :

• a) le programme de forage ainsi que le matériel utilisé pour l’exécuter sont conformes à la présente partie;

• b) l’exploitant exécute les opérations de forage conformément aux dispositions prises pour faire face à toute situation d’urgence visée à l’article 79;

• c) [Abrogé, DORS/2002-170, art. 2]

• d) dans le cas d’un emplacement de forage au large des côtes, un certificat de conformité est délivré pour chaque installation de forage et chaque installation d’habitation et il demeure valide et en vigueur.

7. à 12 [Abrogés, DORS/96-116, art. 3]

Équipement expérimental ou défectueux

• 13 (1) L’exploitant doit, dans l’intérêt de la sécurité,

  • a) réparer ou remplacer sur-le-champ tout équipement défectueux qui doit être utilisé pendant les opérations de forage;

  • b) modifier toute méthode de travail dangereuse, inadéquate ou déficiente; et

  • c) au besoin, adopter une nouvelle méthode pour l’opération de forage.

• (2) L’exploitant qui est tenu, aux termes du paragraphe (1), de remplacer de l’équipement ou de modifier une méthode prévus dans la demande d’autorisation de programme de forage, ou d’adopter une nouvelle méthode de travail, doit faire approuver au préalable par le délégué l’équipement de remplacement, la méthode modifiée ou la nouvelle méthode de travail.

14 Le délégué peut approuver l’utilisation, à l’égard d’un programme de forage, d’un équipement de forage non éprouvé sur le terrain, mais une telle approbation cesse d’être valide si le rendement réel de l’équipement n’est pas égal ou supérieur au rendement nominal spécifié pour cet équipement dans la demande d’autorisation de programme de forage.

15 [Abrogé, DORS/96-116, art. 5]

Véhicules de service

16 Tout véhicule de service utilisé dans un programme de forage doit être conçu et construit de façon à fonctionner en toute sécurité et à assurer un service sûr et efficace dans toutes les opérations de forage.

17 Tout véhicule de service maritime qui est un véhicule de service visé à l’article 16 et qui est un navire doit :

• a) satisfaire aux exigences du Règlement sur les abordages comme s’il était un navire canadien;

• b) être pourvu d’un équipement d’urgence et des dispositifs de sauvetage en nombre suffisant pour permettre l’évacuation des personnes à bord dans toutes les conditions qu’il est raisonnable de prévoir.

Véhicules de secours

• 18 (1) Un véhicule de secours convenable doit être disponible lors des opérations de forage pour permettre l’évacuation du personnel de l’emplacement de forage.

• (2) Le véhicule de secours doit avoir une capacité suffisante ainsi que l’équipement nécessaire pour évacuer tout le personnel de l’emplacement de forage.

19 Tout navire de secours doit être équipé selon la norme TP 7920F de la Garde côtière canadienne intitulée Normes relatives aux navires de secours, compte tenu de ses modifications successives.

20 [Abrogé, DORS/96-116, art. 7]

Accidents

21 L’exploitant doit prendre toutes les précautions raisonnables pour assurer la protection du personnel et de l’équipement contre les accidents d’origine naturelle ou ceux provoqués par l’homme dans la zone visée par l’autorisation de programme de forage délivrée à cet exploitant.

Exigences pour les unités de forage

• 22 (1) Toute unité de forage doit

  • a) être munie de cuvettes d’écoulement, de bordures, de chéneaux et autres accessoires nécessaires à la prévention de la pollution de l’eau par suite d’un déversement ou d’une fuite de combustible ou de produits chimiques à bord de l’unité de forage; et

  • b) être dotée des moyens de brûler, ventiler, emmagasiner, transporter ou autrement éliminer les déchets conformément aux articles 137 à 139.

• (2) L’exploitant de toute unité de forage doit s’assurer qu’elle possède un système efficace de collecte du pétrole rejeté dans les carters de l’unité.

23. à 29 [Abrogés, DORS/96-116, art. 9]

Normes de l’équipement de forage

• 30 (1) Les normes minimales acceptables pour le derrick, le mât, les treuils, la pompe à boue et l’équipement connexe installé sur un appareil de forage doivent être égales ou supérieures aux spécifications de l’American Petroleum Institute.

• (2) Le derrick, le mât, le treuil, la pompe à boue et le matériel connexe d’un appareil de forage doivent être conçus pour fonctionner efficacement et en toute sécurité dans les conditions de charge maximale prévisibles pendant une opération de forage.

Prévisions météorologiques

• 31 (1) Sur demande du délégué, un exploitant doit fournir les moyens et l’équipement nécessaires à l’observation, à la mesure et à l’enregistrement des conditions environnementales et de l’effet de telles conditions sur les opérations de forage effectuées à un emplacement de forage sur terre ou sur une île de glace.

• (2) Lorsque des opérations de forage sont effectuées au large des côtes, l’exploitant doit,

  • a) durant ces opérations, obtenir les prévisions des conditions météorologiques, y compris les mouvements des glaces, chaque jour et à tout moment de la journée où les conditions changent de façon appréciable; et

  • b) s’assurer que l’unité de forage est munie des moyens et de l’équipement permettant d’observer, de mesurer et d’enregistrer

    • (i) les conditions environnementales, et

    • (ii) le tangage, le roulis et la levée de l’unité de forage.

32. à 37 [Abrogés, DORS/96-116, art. 10]

Équipement électrique

• 38 (1) L’équipement électrique utilisé sur une unité de forage ou un appareil de forage sur terre doit être conçu et situé de façon à éviter les accidents.

• (2) Sous réserve de l’article 57, les moteurs électriques et les génératrices d’un appareil de forage sur terre doivent être conformes aux exigences des emplacements de classe I, division 1, définies dans le Code canadien de l’électricité, Partie I, de l’Association canadienne de normalisation, lorsque ces moteurs ou génératrices sont installés dans un endroit situé dans un rayon de

  • a) 2 m de l’axe de la table de rotation;

  • b) 2 m horizontalement de l’axe de la cheminée de l’obturateur anti-éruption; ou

  • c) 2 m d’un vibrateur à boue ou d’un séparateur atmosphérique de gaz.

• (3) L’équipement électrique, autre que les moteurs ou génératrices mentionnés au paragraphe (2), installé sur un appareil de forage sur terre, doit être conforme aux exigences des emplacements de classe I, division 2, définies dans le Code canadien de l’électricité, Partie I, de l’Association canadienne de normalisation, lorsque l’équipement est installé dans un endroit situé

  • a) dans un rayon de 4 m de l’axe de la table de rotation ou de la cheminée de l’obturateur anti-éruption;

  • b) dans un rayon de 4 m d’un vibrateur à boue ou d’un séparateur de gaz atmosphérique;

  • c) à l’intérieur de tout espace clos renfermant un bac à boue;

  • d) à l’intérieur de tout espace clos renfermant un manifold d’engorgement; ou

  • e) à l’intérieur de tout espace clos où des gaz combustibles peuvent s’accumuler.

• (4) Un espace à l’extérieur des emplacements de classe I, division 2, mentionnés au paragraphe (3) est considéré comme étant exposé à des gaz inflammables momentanés s’il est

  • a) dans un rayon de 20 m de l’axe de la table de rotation;

  • b) à l’intérieur de la charpente du derrick; ou

  • c) à l’intérieur de tout endroit fermé dont une partie se trouve dans un rayon de 20 m de l’axe de la table de rotation.

• (5) Les espaces décrits aux alinéas (3)c), d) et e) peuvent être considérés comme des espaces exposés à des gaz inflammables momentanés lorsqu’un dispositif de ventilation mécanique active et des détecteurs de gaz y ont été installés et fonctionnent.

• (6) L’équipement électrique installé dans les espaces décrits au paragraphe (4) doit être fabriqué de matériaux appropriés aux conditions climatiques de la région du programme de forage et doit

  • a) avoir des jonctions et des raccordements qui sont entièrement fermés et scellés par des garnitures et des contacts filetés;

  • b) avoir, pour les cordons prolongateurs, des dispositifs de branchement qui empêchent leur mise hors circuit accidentelle; et

  • c) sous réserve du paragraphe (7), avoir pour chaque cordon prolongateur une boîte de jonction avec interrupteur.

• (7) Lorsqu’une boîte de jonction, autre que celle décrite à l’alinéa (6)c), est utilisée, une pancarte lisible indiquant que le courant électrique doit être interrompu avant de brancher ou de débrancher un cordon prolongateur visé à l’alinéa (6)b) doit être affichée

  • a) près de la boîte de jonction; ou

  • b) dans la salle de la génératrice ou l’abri de sondeur.

• (8) Les fils électriques de tout espace visé aux paragraphes (2) à (4) doivent être

  • a) de type SO, SOW ou STW, tels que définis dans le Code canadien de l’électricité, Partie I, de l’Association canadienne de normalisation, et munis de raccords qui empêchent le débranchement accidentel d’un cordon électrique et qui permettent également d’interrompre le circuit avant de débrancher un cordon;

  • b) enrobés dans des conduits filetés rigides; ou

  • c) des câbles armés sous plomb.

• 39 (1) Toute installation électrique d’une unité de forage qui sert à l’exécution d’un programme de forage doit

  • a) être conforme à la norme 45-1983 publiée le 25 avril 1983 par The Institute of Electrical and Electronics Engineers, intitulée IEEE Recommended Practice for Electric Installations on Shipboard, ou à toute autre norme dont le délégué a autorisé l’utilisation conformément à l’article 12.2 de la Loi; et

  • b) être à l’épreuve des explosions ou pressurisée lorsqu’elle est placée

    • (i) dans un espace à ciel ouvert se trouvant dans un rayon de 15 m horizontalement de la table de rotation de l’unité de forage,

    • (ii) à moins de 3 m au-dessus du plancher de l’unité de forage ou à moins de 10 m au-dessous du plancher de forage, ou

    • (iii) à moins de 3 m d’une goulotte à boue, d’un vibrateur à boue, des dégazeurs ou des bacs à boue.

• (2) Lorsque des gaz combustibles peuvent s’accumuler dans tout espace clos d’une unité de forage et que de l’air est utilisé pour fournir la pression mentionnée à l’alinéa (1)b), l’aspiration d’air doit être située à l’extérieur et aussi loin que possible de toute zone où des gaz combustibles peuvent s’accumuler.

• (3) Les circuits primaires provenant de la station génératrice d’énergie qui dessert l’unité de forage doivent être munis d’au moins deux commutateurs de barrage, situés chacun à des endroits différents.

40. à 56 [Abrogés, DORS/96-116, art. 11]

Petits appareils de forage et de soutien

57 Le paragraphe 38(2), l’alinéa 75(3)c) et l’article 111.2 ne s’appliquent pas aux appareils de forage ou de soutien ayant une force motrice réelle de moins de 375 kW ou l’équivalent à la table de rotation et au treuil principal.

Travaux de plongée

58 [Abrogé, DORS/96-116, art. 13]

• 59 (1) Lorsque des travaux de plongée sont effectués dans le cadre d’un programme de forage, l’exploitant doit, sauf dans un cas d’urgence mettant en cause la sécurité du personnel, veiller à ce que les plongeurs utilisent un sous-marin, un scaphandre renforcé, une cloche de plongée ou un autre véhicule de plongée pour descendre à un lieu de travail situé à une profondeur de 50 m ou plus, pour y effectuer des travaux ou pour en remonter.

• (2) Tout véhicule de plongée visé au paragraphe (1) doit :

  • a) être muni d’installations de survie, de sabords d’observation, de lumières extérieures, de systèmes de communication, d’un dispositif de franchissement de l’interface air-eau en toute sécurité et d’un moyen de diriger le véhicule de plongée vers l’emplacement de travail sous-marin du plongeur; et

  • b) pouvoir amener les occupants à la surface en toute sécurité dans l’éventualité d’un manque d’air, d’une défaillance de la force motrice ou d’une défaillance du treuil principal.

Obturateurs anti-éruption

• 60 (1) Lorsque des opérations de forage et des travaux connexes doivent être effectués au-dessous du tubage initial du puits, un déflecteur ou un système d’obturateurs anti-éruption doit être mis en place sur la tête de puits.

• (2) Le système d’obturateurs anti-éruption doit pouvoir être actionné à partir du plancher de forage d’un appareil de forage et d’un autre emplacement éloigné de la tête de puits.

• (3) Lorsque des boyaux à commande hydraulique sont utilisés pour faire fonctionner un système d’obturateurs anti-éruption, les boyaux doivent être à l’épreuve du feu.

• (4) Le système de forage devant être utilisé dans une opération au large des côtes doit être conçu de façon que le système d’obturateurs anti-éruption puisse être installé sur ou enlevé de la tête de puits.

• (5) Sous réserve du paragraphe (6), chaque système d’obturateurs anti-éruption doit avoir une capacité limite de pression conforme à l’article 107.

• (6) La pression nominale d’un système d’obturateurs anti-éruption mis en place selon le paragraphe (1) doit être d’au moins 13 MPa.

• (7) Un système d’obturateurs anti-éruption doit être muni

  • a) d’un panneau de commande dont les fonctions sont clairement identifiées et qui est bien en vue et d’accès facile du poste de foreur;

  • b) d’un panneau de commande supplémentaire, situé dans un endroit protégé, facilement accessible et éloigné du plancher de forage;

  • c) d’un système de commande secondaire et d’une source secondaire d’énergie susceptibles de faire fonctionner les obturateurs anti-éruption dans l’éventualité d’une panne de l’installation principale de commande ou de la source principale de force motrice;

  • d) d’un système de commande susceptible de fermer

    • (i) un obturateur à mâchoires en moins de 30 secondes de marche,

    • (ii) un obturateur anti-éruption de type annulaire de moins de 450 mm de diamètre d’alésage en moins de 45 secondes de marche, et

    • (iii) tout autre type d’obturateur en moins de 60 secondes de marche;

  • e) lorsque le puits est sur terre, d’un accumulateur et d’un système de recharge placés dans une zone protégée et facilement accessible à au moins 20 m du plancher de forage.

• (8) Tout accumulateur d’un système de contrôle d’obturateurs anti-éruption hydraulique installé sur une tête de puits au cours du forage d’un puits doit pouvoir fermer et ouvrir l’obturateur de type annulaire et un des obturateurs à mâchoires dans une même suite d’opérations sans être rechargé.

• (9) Le système d’obturateurs anti-éruption doit être conçu de façon à permettre l’entretien, la récupération et le remplacement de toute partie constituante principale du système tout en conservant le contrôle du puits.

• 61 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’article 60 ne s’applique pas dans le cas d’un trou d’essai ou d’un puits foré dans un but autre que

  • a) la production de pétrole ou de gaz naturel;

  • b) la prospection de pétrole et de gaz naturel;

  • c) l’obtention d’eau à injecter dans une formation souterraine; ou

  • d) l’injection de gaz, d’air, d’eau ou de toute autre substance dans une formation souterraine.

• (2) Le délégué peut ordonner qu’un déflecteur ou un système d’obturateurs anti-éruption soit installé sur un trou d’essai ou sur un puits mentionné au paragraphe (1), au cours du forage du trou d’essai ou du puits.

62 L’équipement de contrôle d’un puits doit

• a) posséder une robustesse suffisante pour résister aux conditions de charge normale reliées aux opérations de forage et aux travaux connexes; et

• b) être protégé contre les effets de toutes les conditions environnementales raisonnablement prévisibles.

Tubages

• 63 (1) L’exploitant doit présenter pour approbation par le délégué la profondeur du tubage, le programme de tubage et le programme de cimentation du tubage pour chaque trou d’essai ou puits qu’il désire forer.

• (2) Le tubage devant être utilisé dans un puits doit être constitué de conduites neuves ou, sous réserve du paragraphe (3), de conduites remises en état.

• (3) Aucune conduite remise en état ne doit être utilisée comme tubage à moins d’avoir été vérifiée selon des méthodes approuvées, et jugée d’une robustesse satisfaisante pour les besoins prévus.

• (4) Lorsqu’une unité de forage flottante est utilisée pour forer un puits, le tubage initial doit être calculé de façon à posséder une robustesse de fabrication suffisante pour supporter la charge imposée par la colonne montante marine ainsi que par le déflecteur ou les obturateurs anti-éruption.

• (5) Lors du calcul du tubage initial, la résistance fournie par le tubage guide peut être prise en considération.

• 64 (1) Le tubage à installer dans un puits doit être calculé pour supporter l’explosion, l’écrasement, la traction, le cintrage, le flambage ou autres contraintes que l’on sait exister ou que l’on peut raisonnablement soupçonner d’exister.

• (2) Le choix du tubage d’un puits doit être basé sur les caractéristiques de rendement énoncées dans le bulletin 5C2 de l’American Petroleum Institute, dix-neuvième édition, publié le 1^er octobre 1984 et intitulé API Bulletin on Performance Properties of Casing, Tubing, and Drill Pipe, ou sur toute autre norme dont le délégué autorise l’utilisation conformément à l’article 12.2 de la Loi.

• (3) Les coefficients minimaux de calcul utilisés dans le calcul des tubages d’un puits doivent être de

  • a) 1,33 pour l’explosion, pour le tubage de surface et le tubage protecteur;

  • b) 1,0 pour l’explosion, pour le tubage initial, le tubage de production et les tubages partiels;

  • c) 1,0 pour l’écrasement; et

  • d) 1,6 pour la traction.

• 65 (1) Sous réserve du paragraphe 76(3), le tubage à installer dans un puits doit être calculé pour supporter les pressions d’explosion, en utilisant les hypothèses suivantes :

  • a) la pression interne maximale dans le tubage initial et le tubage de surface est de 22 kPa/m de profondeur de tubage;

  • b) la pression interne maximale dans le tubage protecteur est égale,

    • (i) pour un puits sur terre, à 50 pour cent de la pression maximale prévue du fluide de formation à la profondeur à laquelle le puits doit être foré avant d’installer le tubage suivant, et

    • (ii) pour un puits au large des côtes, à 75 pour cent de la pression maximale prévue du fluide de formation à la profondeur à laquelle le puits doit être foré avant d’installer le tubage suivant;

  • c) la pression interne maximale pour le tubage de production est la pression maximale du réservoir;

  • d) la pression interne maximale déterminée selon les alinéas b) et c) est réduite d’une pression interne équivalente à une pression de gaz méthane qui s’étend de la tête de puits à la profondeur à laquelle le puits doit être foré avant d’installer le tubage suivant;

  • e) pour le tubage de surface et le tubage protecteur, il existe une pression externe équivalente à une charge d’eau allant du sabot de tubage jusqu’à la plus haute surface connue de nappe libre.

• (2) Aux fins de l’alinéa (1)b), lorsque la pression du fluide de formation n’est pas connue, elle est présumée être de 11 kPa/m de profondeur de puits.

• 66 (1) Le tubage à installer sur un puits doit être calculé pour supporter une charge d’écrasement basée sur les hypothèses suivantes :

  • a) la charge hydrostatique du fluide de forage dans lequel le tubage est dirigé agit sur l’extérieur du tubage à toute profondeur donnée;

  • b) le tubage initial ou de pergélisol et le tubage de surface sont

    • (i) entièrement évacués dans le cas d’un puits sur terre,

    • (ii) évacués à 50 pour cent dans le cas d’un puits au large des côtes;

  • c) le tubage protecteur et autre tubage de protection sont évacués au moins à 50 pour cent; et

  • d) le tubage utilisé pour la production est entièrement évacué.

• (2) Aux fins du paragraphe (1), l’effet des efforts axiaux sur la résistance à l’écrasement doit être considéré.

67 Le tubage de puits doit être calculé pour supporter une charge de traction basée sur les hypothèses suivantes :

• a) le poids du tubage est son poids dans l’air; et

• b) la résistance à la traction du tubage est la moindre des deux limites élastiques suivantes : celle de la paroi du tubage, ou celle du joint.

• 68 (1) Lorsque des tubages partiels sont utilisés à la place de colonnes complètes de tubage, le tubage partiel et le tubage auquel il est relié doivent tous deux répondre aux critères pertinents de calcul énoncés aux articles 64 à 67.

• (2) Des critères de calcul de tubage, autres que ceux énoncés dans les articles 64 à 67, peuvent être appliqués au tubage à utiliser, si l’exploitant présente des précisions à leur sujet, indiquant qu’ils fournissent une sécurité équivalente ou supérieure aux critères énoncés dans ces articles.

69 La profondeur de toute colonne de tubage doit être basée sur les données techniques et géologiques pertinentes.

• 70 (1) Lorsque des conditions normales de pression existent et que le pergélisol est absent ou est présent en formations consolidées, le programme de tubage doit, dans le cas d’un puits de prospection sur terre, comprendre

  • a) un tubage guide ou un tubage initial ou les deux, fixés à une profondeur suffisante pour garantir le retour des fluides de forage;

  • b) un tubage de surface installé dans une formation compétente, à une profondeur qui n’est ni inférieure à 150 m ni supérieure à la plus élevée des deux valeurs suivantes : quatre fois la profondeur du tubage initial précédent, ou 500 m; et

  • c) un tubage protecteur installé à une profondeur qui assure qu’au moins 25 pour cent du trou est cuvelé au cours de toutes les opérations de forage au-dessous du tubage de surface.

• (2) Lorsqu’il existe des conditions normales de pression et qu’il est connu ou soupçonné que le pergélisol existe en formations non consolidées, le programme de tubage doit, dans le cas d’un puits de prospection sur terre, comprendre

  • a) un tubage guide ou un tubage initial installé conformément à l’alinéa (1)a);

  • b) un tubage de pergélisol installé à une profondeur de 150 m au-dessous du niveau du sol lorsque le pergélisol se produit à une profondeur supérieure à 150 m;

  • c) un tubage de surface qui est à au moins 100 mètres, sans dépasser 300 m, au-dessous de la base du pergélisol, lorsque ce dernier se produit à une profondeur supérieure à 150 m, ou qui est installé conformément à l’alinéa (1)b), si le pergélisol se produit à une profondeur inférieure à 150 m; et

  • d) un tubage protecteur conforme à l’alinéa (1)c).

• (3) Dans les conditions normales de pression, le programme de tubage doit comprendre, dans le cas d’un puits de prospection au large des côtes,

  • a) un tubage guide installé à une profondeur minimale de 10 mètres au-dessous des fonds marins;

  • b) un ou plusieurs tubages initiaux installés à une profondeur ne dépassant pas 250 m au-dessous des fonds marins, excepté lorsqu’un déflecteur est installé sur un tubage guide cimenté ou sur le tubage initial précédent, auquel cas le tubage initial doit être installé à une profondeur non supérieure à la plus grande des deux valeurs suivantes :

    • (i) quatre fois la profondeur du tubage initial précédent ou du tubage guide cimenté, ou

    • (ii) 500 m;

  • c) un tubage de surface installé à une profondeur telle qu’au moins 25 pour cent du trou de sonde soit cuvelé en permanence; et

  • d) un tubage protecteur nécessaire pour protéger le puits contre les pressions prévues ou les conditions difficiles du trou, et assurer qu’au moins 25 pour cent du trou de sonde est cuvelé en permanence lors du forage au-dessous du tubage de surface.

• (4) Nonobstant les paragraphes (1) à (3), le délégué peut

  • a) lorsque l’on connaît ou prévoit la présence de pressions anormales, obliger l’exploitant à installer du tubage supplémentaire en plus du tubage prescrit par lesdits paragraphes; et

  • b) [Abrogé, DORS/2002-170, art. 4]

• (5) Un exploitant peut, avec l’approbation du délégué, mettre en place du tubage supplémentaire dans un puits, y compris un tubage de production et un tubage partiel, au-dessous du tubage protecteur mentionné aux alinéas (1)c), (2)d) et (3)d).

• (6) Aucun exploitant ne doit installer de tubage dans un puits à moins que le délégué n’approuve la profondeur à laquelle il peut être installé.

Cimentation de tubage

71 Le mélange de ciment et la technique à utiliser pour la cimentation des colonnes de tubage dans un puits doivent être conçus pour

• a) empêcher le mouvement des fluides de formation dans les espaces annulaires tubages/formation ou les espaces annulaires tubages/tubage;

• b) fournir un appui au tubage; et

• c) retarder la corrosion du tubage.

• 72 (1) Le tubage initial et le tubage de pergélisol doivent être cimentés, si possible, à partir du sabot de tubage jusqu’à la surface.

• (2) Le tubage de surface doit, à moins d’indication contraire du délégué, être cimenté jusqu’à la surface du puits ou à une profondeur qui n’est pas inférieure à 25 m au-dessus de la base de tout train de tubage antérieur.

• (3) Le tubage protecteur doit être cimenté avec suffisamment de ciment pour

  • a) isoler toutes les zones d’hydrocarbures ou d’eau potable;

  • b) isoler les intervalles à pression anormale des intervalles à pression normale; et

  • c) monter jusqu’à 300 m au-dessus du sabot de tubage ou 150 m au-dessus de la base du pergélisol, selon la moindre des deux mesures.

    • DORS/80-641, art. 19
    • DORS/96-116, art. 43(F)

73 Si possible, le tubage partiel doit être cimenté sur toute sa longueur.

Colonne montante marine

• 74 (1) Toute colonne montante marine doit pouvoir

  • a) fournir un accès au puits;

  • b) isoler le trou de sonde de la mer;

  • c) supporter la différence de pression entre le liquide de forage et la mer;

  • d) résister à la force du courant et des vagues; et

  • e) permettre au fluide de forage de retourner à l’unité de forage ou à l’appareil de forage situé sur une île de glace.

• (2) Toute colonne montante marine doit être supportée d’une façon qui l’isole efficacement des contraintes occasionnées par le mouvement de l’unité de forage ou de l’appareil de forage situé sur une île de glace.

Système de fluides de forage

• 75 (1) Le système de fluides de forage, y compris le fluide de forage, le système de circulation et l’équipement de contrôle et d’entretien connexe utilisés au cours des opérations de forage, doit pouvoir

  • a) empêcher l’entrée incontrôlée des fluides de formation à l’intérieur du trou de sonde;

  • b) permettre une évaluation adéquate du puits;

  • c) faire face à toutes les conditions de lithologie, de travaux, de pression, de température et à toutes les autres conditions du puits qui peuvent se produire; et

  • d) enlever du fluide de forage les solides excédentaires de forage, le matériel de charge et les fluides de formation.

• (2) La capacité d’ensemble des réservoirs de fluides de forage ne doit pas être inférieure à

  • a) 120 m³ pour un puits sur terre et 180 m³ pour un puits au large des côtes; ou

  • b) 50 pour cent de la capacité maximale du trou et de la colonne montante marine.

• (3) L’équipement prévu pour contrôler le fluide de forage de chaque système de fluide de forage doit comprendre

  • a) un indicateur de niveau de bac à boue ayant un dispositif d’avertissement pour alerter le personnel des augmentations et des pertes de quantité de boue;

  • b) un dispositif de mesure de la quantité de boue qui établit précisément la quantité de boue utilisée pour remplir le puits pendant les remontées de la tige;

  • c) sous réserve de l’article 57, un indicateur de retour de boue ou un indicateur plein puits qui contrôle les retours du fluide de forage;

  • d) l’équipement pour vérifier les propriétés chimiques et physiques du fluide de forage pénétrant dans le puits et en sortant, y compris la densité, la viscosité, la perte d’eau, le cake de boue, la salinité, le pH, la teneur en solides et la résistance au gel; et

  • e) des dispositifs automatiques de détection, de mesure et d’enregistrement du gaz qui déclenchent une alarme sonore automatique pour avertir de toute augmentation de la teneur en gaz du fluide de forage.

• (4) Les indicateurs et les alarmes prescrits au paragraphe (3) doivent être placés de façon stratégique sur l’appareil de forage de façon à alerter tout surveillant du forage.

• (5) Sous réserve du paragraphe (6), l’exploitant doit fournir un moyen d’élimination du fluide de forage, des déblais de forage et du gaz extraits du fluide de forage.

• (6) Le moyen d’élimination doit recevoir l’approbation du délégué.

Forage à l’air, à la mousse et au gaz

• 76 (1) Un exploitant peut forer un puits en utilisant de l’air, du gaz, de la mousse ou tout autre fluide injecté dans le système de circulation si un tel procédé est approuvé par le délégué.

• (2) Lorsque de l’air ou du gaz est utilisé dans le système de circulation, l’exploitant doit installer et entretenir

  • a) une tête rotative capable de dévier le débit de retour d’air ou de gaz vers un tuyau de fuite aussi droit que possible et d’une longueur d’au moins 50 m;

  • b) lorsque des formations pouvant contenir de l’hydrogène sulfuré sont forées, un contrôleur d’hydrogène sulfuré continuellement sur le tuyau de fuite;

  • c) un dispositif pour fournir une source continuelle d’allumage à l’extrémité du tuyau de fuite; et

  • d) une quantité de réserve de boue qui est

    • (i) en assez bon état pour être pompée sans délai dans un puits,

    • (ii) égale en volume à au moins 1,5 fois le volume du puits, et

    • (iii) d’une densité d’au moins 1 200 kg/m³.

• (3) Lorsque de l’air, du gaz ou de la mousse est utilisé dans le système de circulation, le système d’obturateurs anti-éruption et le programme de tubage doivent être conçus pour recevoir la pression maximale de formation pouvant se produire.

Équipement d’essai

• 77 (1) L’équipement d’essai utilisé au cours d’un essai d’écoulement de formation doit pouvoir

  • a) inverser la circulation du train d’essai;

  • b) diriger l’écoulement à partir du puits, à travers la soupape de contrôle de surface jusqu’au manifold d’engorgement; et

  • c) traiter, emmagasiner, brûler ou autrement éliminer les fluides produits au cours de l’essai.

• (2) La pression nominale de marche de tout équipement d’essai d’écoulement de formation et de l’équipement connexe doit être égale ou supérieure à la pression statique maximale de formation raisonnablement prévisible.

• (3) L’équipement d’essai d’écoulement de formation doit comprendre une soupape de sécurité dans le trou de sonde qui permette la fermeture du train d’essai au-dessus du packer.

• (4) Tout équipement d’essai d’écoulement de formation utilisé dans l’essai d’un puits au large des côtes, foré à l’aide d’une unité de forage flottante, doit comporter une tête de puits d’essai sous-marine complète munie

  • a) d’une soupape de fermeture qui

    • (i) peut être manoeuvrée de la surface, et

    • (ii) se ferme automatiquement lorsqu’il y a une défectuosité dans l’équipement utilisé pour l’essai d’écoulement; et

  • b) d’un système d’interruption qui permet au train d’essai d’être débranché de façon mécanique ou hydraulique à l’intérieur ou au-dessous des obturateurs anti-éruption.

Manuels

• 78 (1) L’exploitant doit préparer un manuel de fonctionnement pour toutes les opérations de forage normales et les travaux connexes effectués par lui et pour toutes les conditions ou situations anormales qui peuvent être raisonnablement prévues pendant les opérations de forage.

• (2) Un exemplaire du manuel de fonctionnement doit être

  • a) facilement accessible à chaque emplacement de forage et sur chaque unité de forage où des opérations de forage sont en cours; et

  • b) présenté au délégué, à sa demande.

Imprévus

• 79 (1) L’exploitant doit s’assurer que des dispositions ont été prises et que de l’équipement est disponible pour faire face à toute situation d’urgence au cours d’un programme de forage, y compris

  • a) des blessures graves ou la mort d’une personne;

  • b) un incendie important;

  • c) la perte ou l’endommagement d’un véhicule de service;

  • d) la perte ou l’incapacité de fonctionner d’une unité de forage ou d’un appareil de forage;

  • e) la perte de contrôle d’un puits;

  • f) les dispositions pour forer, au besoin, un puits de secours;

  • g) les risques inhérents à l’emplacement des travaux de forage; et

  • h) les fuites de pétrole ou d’autres polluants.

• (2) Les dispositions doivent se prêter à la coordination avec toute mesure d’urgence déjà établie au niveau local ou national.

• (3) Un exemplaire des dispositions doit être

  • a) facilement accessible à chaque appareil de forage et à chaque unité de forage où des opérations de forage sont en cours; et

  • b) présenté au délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité, à sa demande.

PARTIE IIApprobation de forer, approbation de rentrer ou approbation de forer un trou d’essai

Interdiction

• 80 (1) Il est interdit :

  • a) de forer un puits à moins d’avoir obtenu une approbation de forer;

  • b) aux fins d’effectuer des opérations de fond de puits, de rentrer dans un puits suspendu à moins d’avoir obtenu une approbation de rentrer.

• (2) Il est interdit de forer un trou d’essai à moins d’avoir obtenu l’approbation du délégué.

Avis

81 L’exploitant doit, au moins 45 jours avant le début

• a) de la construction d’une île artificielle ou d’une île de glace,

• b) du démarrage du forage de tout puits, ou

• c) de la réintégration d’un puits dont les travaux ont été suspendus,

aviser le délégué, par écrit, de la date du début de la construction, du démarrage ou de la réintégration, selon le cas.

Octroi, suspension ou annulation d’une approbation

• 82 (1) L’exploitant doit présenter au délégué une demande d’approbation de forer ou d’approbation de rentrer au moins 21 jours avant la date prévue du démarrage du forage ou de la rentrée.

• (2) La demande doit être présentée en la forme que le délégué juge satisfaisante et comprendre

  • a) le nom du puits;

  • b) les coordonnées géographiques du puits;

  • c) la profondeur prévue du puits;

  • d) le nom de l’entrepreneur chargé du forage et une identification de l’appareil de forage ou de l’unité de forage;

  • e) la date prévue du démarrage du forage et la durée du forage du puits;

  • f) le programme de forage prévu, y compris tout programme de prélèvement de carottes classiques, de diagraphie par câble ou d’essai d’écoulement de formation;

  • g) le programme de tubage et la quantité de ciment que l’on prévoit utiliser;

  • h) lorsque le puits prévu est sur terre,

    • (i) l’altitude de la surface du terrain au niveau de la tête du puits, et

    • (ii) l’altitude de la table de rotation;

  • i) lorsque le puits prévu est au large des côtes,

    • (i) l’altitude de la table de rotation, et

    • (ii) la profondeur de l’eau à l’emplacement du forage;

  • j) les pronostics géologiques et les horizons prometteurs; et

  • k) tout autre renseignement que le délégué peut exiger.

• (3) La demande doit être accompagnée des documents suivants :

  • a) le plan de relevés provisoire visé à l’article 87;

  • b) tout plan approuvé visé à l’article 88;

  • c) les pronostics du puits visés à l’article 89.

• 83 (1) Le délégué accorde une approbation de forer ou une approbation de rentrer lorsqu’il est convaincu que les opérations seront menées en toute sécurité, sans gaspillage ni pollution de l’environnement.

• (2) L’approbation de forer ou l’approbation de rentrer est subordonnée aux conditions suivantes :

  • a) l’exploitant commence le forage dans les 120 jours suivant la date à laquelle est accordée l’approbation;

  • b) le puits est foré à une profondeur ne dépassant pas celle prévue dans la demande d’approbation;

  • c) l’entrepreneur et l’appareil de forage ou l’unité de forage utilisé sont ceux mentionnés dans la demande d’approbation;

  • d) l’exploitant se conforme au programme de forage mentionné dans la demande d’approbation et aux conditions imposées par le délégué à l’égard de l’approbation.

84 Le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité peut suspendre ou annuler l’approbation de forer ou l’approbation de rentrer lorsque la sécurité des travaux devient incertaine du fait :

• a) soit que le niveau de rendement de l’appareil de forage, de la base de forage, de l’unité de forage ou de tout véhicule de service est manifestement inférieur à celui indiqué dans la demande d’autorisation de programme de forage présentée par l’exploitant;

• b) soit que les conditions environnementales existant dans la zone où se déroule le programme de forage pour lequel l’approbation de forer ou l’approbation de rentrer a été accordée sont plus rigoureuses que celles prévues par l’exploitant au moment où l’autorisation de programme de forage a été délivrée.

Aménagement en surface

• 85 (1) Nul ne doit forer un puits sur terre dans un rayon de 100 m d’un aménagement en surface, à moins de

  • a) démontrer, à la satisfaction du délégué, que le réservoir ne peut être convenablement évalué par un forage effectué à un endroit plus éloigné; et

  • b) prouver au délégué que les travaux peuvent être effectués sans dommage ni menace à l’aménagement en surface.

• (2) Un trou d’essai peut être foré à un endroit qui est à moins de 100 m d’un aménagement en surface pourvu que les travaux soient effectués sans dommage à l’aménagement en surface.

• (3) Lorsqu’un puits doit faire l’objet d’opérations de forage ou de rentrée, dans un rayon de 5 km d’un aéroport agréé, l’exploitant doit avertir le directeur général de cet aéroport de l’emplacement proposé ou réel du puits au plus tard à la date à laquelle il présente la demande d’approbation de forer ou d’approbation de rentrer à l’égard de ce puits.

• (4) Nul puits ne doit être foré s’il peut pénétrer un gisement minéral dans lequel des travaux miniers sont exécutés ou peuvent être entrepris excepté lorsque des mesures agréées par le délégué sont prises pour

  • a) protéger les gisements minéraux contre les dommages ou la dépréciation, ou

  • b) empêcher toute interférence avec les travaux miniers.

Emplacement d’un puits

• 86 (1) L’emplacement d’un puits est subordonné à l’approbation du délégué.

• (2) L’emplacement superficiel d’un puits de développement doit être choisi et les procédés de forage de ce puits conçus de façon à assurer que le puits pénètre dans le réservoir à un point conforme aux bonnes pratiques d’exploitation de réservoir.

87 Lorsque le puits proposé est au large des côtes, l’exploitant doit

• a) préparer un plan de relevés provisoire indiquant l’emplacement du puits proposé; et

• b) décrire le système de relevés qui sera utilisé pour déterminer la position du puits.

• 88 (1) Lorsqu’un puits prévu sur terre doit être situé à moins de 100 m de la ligne normale des hautes eaux d’une nappe d’eau ou d’un cours d’eau permanent, l’exploitant doit faire la preuve qu’il a obtenu au préalable une approbation écrite de son plan de prévention de la pollution de l’eau, des organismes de réglementation compétents relativement à l’emplacement de forage.

• (2) Le plan doit

  • a) indiquer la hauteur de la surface de l’eau et celle du territoire entourant l’emplacement du forage;

  • b) mentionner tous les problèmes particuliers à l’emplacement du forage;

  • c) fournir les détails de construction et d’entretien des digues, des réservoirs et des autres installations devant être construits; et

  • d) fournir les détails relatifs à la méthode utilisée pour l’évacuation de la boue, du pétrole, de l’eau et des autres fluides reliés aux opérations prévues de forage.

Pronostics de puits

• 89 (1) [Abrogé, DORS/96-116, art. 19]

• (2) L’exploitant prépare et présente au délégué les pronostics de puits qui comprennent l’information relative à :

  • a) toutes les conditions du sol et du sous-sol qui peuvent avoir un effet sur le forage du puits;

  • b) la manière dont le programme de forage du puits a été conçu pour que soient surmontées les conditions météorologiques et océanographiques mentionnées dans la demande d’autorisation de programme de forage;

  • c) tout autre sujet concernant le projet de puits, à la demande du délégué.

• (3) Les pronostics doivent être divisés comme suit :

  • a) la première partie doit fournir des renseignements généraux concernant le puits, y compris le nom proposé du puits, la classification du puits et, lorsque le puits proposé est un puits de développement, les coordonnées de l’emplacement auxquelles le puits est censé pénétrer l’intervalle de production ou l’intervalle d’injection;

  • b) la deuxième partie doit fournir des renseignements concernant les conditions du sol, aux environs du puits, qui peuvent avoir un effet sur la sûreté et l’efficacité des travaux et, lorsque le puits est au large des côtes, les conditions météorologiques et océanographiques prévues ainsi que la topographie et la composition des fonds marins;

  • c) la troisième partie doit fournir des renseignements sur les conditions du sous-sol prévues à l’emplacement proposé du forage qui peuvent avoir un effet sur la sûreté et l’efficacité des opérations de forage, et doit inclure

    • (i) la profondeur et l’épaisseur des formations géologiques, et la profondeur des repères géologiques,

    • (ii) la profondeur et la nature des formations où des problèmes, tels que zones de perte de circulation, zones de schistes gonflants et zones de pergélisol, sont prévus,

    • (iii) les différences que présentent le système d’obturateurs anti-éruption et le système de boue de forage par rapport à ceux décrits dans l’autorisation de programme de forage à l’égard du puits projeté;

  • d) la quatrième partie doit fournir des renseignements démontrant que le programme de forage convient aux conditions du sol et du sous-sol mentionnées à l’alinéa c), y compris

    • (i) l’équipement, les procédés et les ressources utilisés pour protéger l’environnement naturel avoisinant le puits,

    • (ii) les détails du programme de tubage et de cimentation du puits projeté,

    • (iii) les différences entre les systèmes d’obturateurs anti-éruption et de fluides de forage et ceux décrits dans l’approbation du programme de forage relativement au puits proposé, et

    • (iv) le programme d’évaluation et de cessation du puits.

Preuve de solvabilité

90 L’autorisation de programme de forage et l’approbation de forer ou l’approbation de rentrer sont subordonnées à la condition que l’exploitant fournisse au ministre, avant le début du forage :

• a) d’une part, la preuve de sa solvabilité selon la forme et le montant que le ministre juge acceptables, afin de garantir qu’il cessera les travaux sur le puits et laissera l’emplacement de forage dans un état acceptable, conformément à l’article 206;

• b) d’autre part, la preuve, en la forme que le ministre juge acceptable, qu’il est capable de s’acquitter des obligations financières pouvant résulter du forage du puits.

91 [Abrogé, DORS/96-116, art. 21]

PARTIE IIIEntrée autorisée, inspection et enquêtes

Agents du contrôle de l’exploitation et agents de la sécurité

92 [Abrogé, DORS/96-116, art. 22]

93 À l’exception des agents du contrôle de l’exploitation et des agents de la sécurité, nul ne peut pénétrer sur l’emplacement de forage sur terre ou dans une zone de sécurité établie conformément à l’article 101 pour des opérations de forage au large des côtes, à moins d’y être autorisé par l’exploitant ou le délégué.

94 L’agent de la sécurité peut, lorsqu’il est raisonnable de le faire compte tenu des opérations de forage en cours et après avoir donné un avis écrit à l’exploitant, demander à celui-ci de vérifier le fonctionnement, la capacité ou l’intégrité structurale de tout élément de l’équipement de forage dont la défaillance ou le mauvais fonctionnement risque de menacer la sécurité du personnel ou le contrôle de pression du puits.

95 Lorsque l’agent de la sécurité demande, pour des raisons d’ordre sécuritaire, le remplacement ou la réparation de tout équipement de sécurité mentionné à l’article 19, l’exploitant doit obtempérer sans délai.

Enquêtes sur les accidents

• 96 (1) Le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité peut enquêter sur tout accident ou autre événement qui

  • a) entraîne la mort ou des blessures;

  • b) provoque des dommages ou des pannes à l’équipement de forage; ou

  • c) cause de la pollution.

• (2) Lorsque l’enquête est entreprise, l’exploitant doit fournir toute aide raisonnable au délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité ou à l’enquêteur qui le représente et mettre à sa disposition tous les dossiers et données qui, de l’avis du délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité ou de l’enquêteur, peuvent renfermer des renseignements pertinents.

• 97 (1) Lorsqu’il enquête sur un accident ou autre événement visé au paragraphe 96(1), le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité ou l’enquêteur qui le représente peut examiner toute partie de l’appareil de forage ou de l’unité de forage ainsi que l’équipement connexe.

• (2) Lorsqu’un accident ou autre événement a fait l’objet d’une enquête, le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité doit aussitôt signaler au ministre les résultats de l’enquête.

98 Nul ne peut entraver l’enquête du délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité ou de l’enquêteur qui le représente.

PARTIE IVForage de puits

99 L’établissement d’un emplacement de forage ou la construction d’une base de forage dans une région de pergélisol doit autant que possible être effectué de façon à minimiser

• a) la perturbation du sol et de la végétation; et

• b) la variation du régime thermique du sol.

100 L’exploitant doit s’assurer que

• a) le forage du puits est mené de façon à permettre son contrôle en permanence;

• b) des plans ont été préparés et que de l’équipement est disponible pour faire face à toute situation anormale prévisible;

• c) les services administratifs et de logistique qui sont fournis pour un programme de forage comprennent

  • (i) des installations de transport appropriées à la région des travaux,

  • (ii) des quantités suffisantes de matériaux de forage, de nourriture et de combustible,

  • (iii) des logements pour le personnel,

  • (iv) des installations de secours,

  • (v) des installations de réparation et d’entreposage, et

  • (vi) les systèmes de communication mentionnés à l’article 54;

• d) le forage du puits est mené selon les procédés et avec l’équipement autorisés en vertu des parties I et II;

• e) l’équipement, notamment les moufles mobiles et l’équipement auxiliaire, les mâts, les substructures, les câbles de forage, le matériel de contrôle du puits et les récipients sous pression fonctionnent en-deçà des limites fixées par le fabricant;

• f) à chaque changement d’équipe, le surveillant de forage qui quitte un appareil de forage avise son remplaçant de toute défaillance mécanique qui n’a pas été corrigée au cours du poste de l’équipe et des conditions ou autres problèmes à l’intérieur du puits qui peuvent avoir un effet sur la poursuite des travaux en toute sécurité; et

• g) les différences de langue ou autres obstacles à une communication efficace ne compromettent pas la sécurité des opérations sur l’appareil de forage, l’unité de forage ou le véhicule de service.

Zone de sécurité

• 101 (1) Pour l’application du présent article, la zone de sécurité entourant une installation de forage est constituée de :

  • a) la superficie se trouvant dans un rayon de 500 m du périmètre de l’installation de forage;

  • b) la superficie se trouvant dans un rayon de 50 m du réseau des ancres de l’installation de forage, le cas échéant.

• (2) L’exploitant doit prendre toutes les mesures raisonnables pour indiquer les limites de la zone de sécurité aux responsables de navires ou d’aéronefs qui ne sont pas autorisés à y pénétrer.

Disponibilité du règlement

102 L’exploitant doit s’assurer qu’un exemplaire du présent règlement est

• a) conservé à tout emplacement de forage à terre ou sur toute unité de forage pendant la période d’exécution d’un programme de forage conformément à une autorisation de programme de forage;

• b) disponible pour examen à la demande de quiconque est sur l’emplacement ou l’unité de forage.

Affichages des autorisations, des approbations et des procédés critiques

103 L’exploitant doit s’assurer que

• a) l’approbation de forer, l’approbation de rentrer et l’autorisation de programme de forage sont affichées bien en vue à l’emplacement de forage auquel elles s’appliquent;

• b) des renseignements à jour sur l’état du puits, y compris la hauteur des obturateurs anti-éruption, la densité des boues et les procédés détaillés pour le contrôle des jaillissements, sont affichés dans un endroit bien en vue dans l’abri de sondeur ou au poste de foreur.

Relevés

• 104 (1) Un arpentage légal doit être utilisé pour confirmer l’emplacement de

  • a) tout puits de développement;

  • b) tout puits de prospection désigné comme puits de découverte par le délégué conformément à l’article 221; ou

  • c) tout autre puits à la demande du délégué.

• (2) L’emplacement géographique de tout puits de prospection au large des côtes doit être établi par un relevé effectué conformément aux procédés de relevé reconnus, le plus tôt possible après que l’unité de forage a été mise en place à l’emplacement du puits.

• (3) L’emplacement géographique et les dimensions d’une île artificielle doivent être établis par un relevé effectué conformément aux procédés de relevé reconnus.

Équipement de contrôle d’un puits

105 L’exploitant doit s’assurer que tout l’équipement de contrôle du puits, y compris le tubage, le système d’obturateurs anti-éruption et le matériel de surface nécessaire aux essais d’écoulement de formation, est

• a) mis en place d’une façon qui garantit son fonctionnement normal;

• b) vérifié sous pression lors de sa mise en place et de façon périodique par la suite conformément aux articles 114 à 116.

• 106 (1) L’exploitant doit, relativement à un puits sur terre, s’assurer

  • a) qu’un déflecteur est installé sur le tubage guide lorsque c’est nécessaire pour garantir le forage en sécurité du trou situé au-dessous du tubage guide; et

  • b) lorsqu’un tubage de pergélisol ou un tubage initial est mis en place dans le puits,

    • (i) qu’un système d’obturateurs anti-éruption

      • (A) comprenant au moins un obturateur anti-éruption de type annulaire hydraulique télécommandé, une conduite de neutralisation et une conduite de détente de pression, et

      • (B) pourvu d’une pression de marche nominale supérieure à la pression de fond maximale prévue avant l’installation du tubage suivant,

      est installé dans le tubage, ou

    • (ii) qu’un système de déflecteur, apportant une protection équivalente ou supérieure à celle fournie par l’équipement mentionné au sous-alinéa (i), est installé sur ce tubage.

• (2) L’exploitant doit s’assurer que, relativement à un puits au large des côtes, un obturateur anti-éruption et une colonne montante marine ou un déflecteur et une colonne montante marine sont mis en place, au besoin, sur le tubage guide pour garantir le forage en sécurité de la partie du trou située au-dessous du tubage guide.

• (3) Lorsque le tubage initial est mis en place sur un puits au large des côtes, l’exploitant doit s’assurer que

  • a) un système d’obturateurs anti-éruption est installé sur la tête de puits, système

    • (i) ayant une pression nominale de marche supérieure à la pression de fond maximale prévue avant l’installation du tubage suivant,

    • (ii) composé d’au moins trois obturateurs hydrauliques dont l’un est un obturateur de type annulaire, un autre est muni de mâchoires à fermeture sur tige et un autre est muni de mâchoires à fermeture totale,

    • (iii) muni d’une conduite de détente de pression et d’une conduite de neutralisation, et

    • (iv) muni d’un manifold d’engorgement à la surface; ou

  • b) un système de déflecteur offrant une protection équivalente ou supérieure à la protection fournie par le système mentionné à l’alinéa a) est installé.

• 107 (1) L’exploitant doit s’assurer qu’un système d’obturateurs anti-éruption est mis en place sur la tête de puits pendant toutes les opérations de forage exécutées au-dessous du tubage de surface.

• (2) Sous réserve du paragraphe 76(3), le système d’obturateurs anti-éruption prévu pour toutes les opérations de forage au-dessous du tubage de surface, doit avoir une pression nominale de marche

  • a) supérieure à la moitié de la pression de formation maximale prévue lorsque le puits est sur terre;

  • b) supérieure à 75 pour cent de la pression de formation maximale prévue dans le cas d’obturateurs à mâchoires et supérieure à la moitié de la pression de formation maximale prévue dans le cas d’obturateurs de type annulaire, lorsque le puits est au large des côtes;

  • c) supérieure à 20 MPa à moins que l’exploitant ne fournisse des données qui démontrent qu’un système d’obturateurs anti-éruption ayant une pression nominale de moins de 20 MPa puisse être utilisé sans mettre en danger la sécurité du puits; et

  • d) nonobstant les alinéas b) et c), il n’est pas nécessaire que la pression nominale d’un obturateur de type annulaire soit supérieure à 35 MPa; le délégué peut toutefois exiger l’installation d’un second obturateur de type annulaire ou d’autre matériel d’obturation anti-éruption lorsque la pression de fond prévue est supérieure à 69 MPa.

• (3) Aux fins du paragraphe (2), lorsque la pression de formation maximale n’est pas connue, elle est présumée égale ou supérieure au produit obtenu en multipliant 11 kPa/m par la profondeur du puits en mètres.

• (4) L’exploitant doit s’assurer que le système d’obturateurs anti-éruption mentionné au paragraphe (1), pour un puits sur terre, comporte au moins

  • a) trois obturateurs hydrauliques, à savoir

    • (i) un obturateur de type annulaire, et

    • (ii) deux obturateurs à mâchoires, dont l’un est à fermeture totale et l’autre à mâchoires qui s’adaptent à la tige de forage utilisée;

  • b) une bobine de forage avec des sorties latérales à moins que les sorties latérales ne soient déjà dans le corps de l’obturateur;

  • c) une conduite de détente de pression et une conduite de neutralisation; et

  • d) un manifold d’engorgement.

• (5) L’exploitant doit s’assurer que le système d’obturateurs anti-éruption, visé au paragraphe (1), installé dans un puits au large des côtes comprend

  • a) l’équipement prévu au paragraphe (4);

  • b) un troisième obturateur à mâchoires qui s’adaptent à la tige de forage utilisée; et

  • c) lorsque les obturateurs anti-éruption sont submergés, des mâchoires à fermeture totale capables de couper la tige de forage.

108 L’exploitant doit s’assurer, lors de l’entrée du tubage dans un puits, que le système d’obturateurs anti-éruption est en place sur la tête de puits et comprend

• a) au moins un obturateur de type annulaire lors de l’entrée

  • (i) du tubage de surface dans un puits sur terre, lorsque le tubage de pergélisol a été installé,

  • (ii) du tubage de surface dans un puits au large des côtes,

  • (iii) du tubage protecteur dans un puits au large des côtes, lorsque les obturateurs anti-éruption pour le puits sont submergés,

  • (iv) du tubage de production dans un puits de prospection au large des côtes, lorsque les obturateurs anti-éruption pour le puits sont submergés;

• b) au moins un obturateur de type annulaire et un obturateur à mâchoires muni de mâchoires qui s’adaptent au tubage lors de l’introduction du tubage protecteur et du tubage de production dans

  • (i) un puits sur terre, ou

  • (ii) un puits au large des côtes, lorsque les obturateurs anti-éruption pour le puits ne sont pas submergés; et

• c) au moins un obturateur de type annulaire et un obturateur à mâchoires muni de mâchoires qui s’adaptent au tubage ou deux obturateurs de type annulaire lors de l’introduction du tubage de production dans un puits de développement au large des côtes, lorsque les obturateurs anti-éruption pour le puits sont submergés.

Soupapes de sûreté

109 L’exploitant doit s’assurer que

• a) une soupape de sûreté est installée dans le train de tiges immédiatement au-dessus et au-dessous de la tige d’entraînement; et

• b) sur chaque plancher de forage sont disponibles

  • (i) des soupapes de sûreté pour train de tiges à ouverture totale, qui s’adaptent à chaque type de raccordement dans le train de tiges; et

  • (ii) une bonne soupape intérieure anti-éruption.

Manifold d’engorgement

• 110 (1) L’exploitant doit s’assurer qu’un manifold d’engorgement ayant une pression nominale égale ou supérieure à celle des obturateurs anti-éruption mentionnés aux articles 106 à 108 est installé sur le plancher de forage ou à côté.

• (2) Le diamètre intérieur de tous les tuyaux et de toutes les soupapes qui forment le manifold d’engorgement doit être supérieur à 64 mm pour un puits au large des côtes et à 50 mm pour un puits sur terre.

• (3) L’écoulement d’un puits doit pouvoir s’effectuer par la conduite principale d’écoulement et deux ou plusieurs conduites secondaires d’écoulement du manifold d’engorgement et chaque conduite secondaire d’écoulement doit être munie d’une duse réglable.

• (4) Nonobstant le paragraphe (2), les conduites d’écoulement et les manifolds d’engorgement installés sur des unités de forage installées sur terre au Canada avant le 18 janvier 1980 et qui n’effectuent pas d’opérations de forage par plus de 100 m sous l’eau, doivent avoir un diamètre intérieur d’au moins 50 mm.

• (5) Le manifold d’engorgement doit

  • a) être muni d’au moins un manomètre; et

  • b) comporter un nombre suffisant de prises permettant l’installation de manomètres pour mesurer la pression quel que soit le choix de la voie d’écoulement.

• (6) L’exploitant doit s’assurer que, au cours de toutes les opérations de forage, il y a des manomètres en nombre suffisant pour être installés immédiatement sur toutes les prises de pression du manifold d’engorgement.

• (7) Lorsqu’un manifold d’engorgement visé au paragraphe (1) a une pression nominale supérieure à 20 MPa, il doit être muni d’une duse automatique et la commande de cette duse doit être située sur le plancher de forage ou près de celui-ci.

• (8) Le manifold d’engorgement doit être protégé contre le gel.

• (9) Lorsqu’un manifold d’engorgement est situé dans un endroit clos, cet endroit doit être aéré de façon adéquate et posséder au moins deux sorties.

Conduites d’écoulement des puits

111 Toutes les conduites d’écoulement, les conduites de détente de pression, les conduites de neutralisation et les conduites de duse doivent

• a) être fabriquées d’acier ou d’un boyau flexible à haute pression recouvert d’un matériau à l’épreuve du feu;

• b) avoir un diamètre intérieur supérieur à 64 mm lorsqu’elles sont utilisées pour un puits au large des côtes et supérieur à 50 mm lorsqu’elles sont utilisées pour un puits sur terre;

• c) être installées convenablement et fixées solidement;

• d) être conçues de façon qu’il y ait un minimum de changements de direction de l’écoulement et, lorsqu’un changement soudain est nécessaire, un tel changement doit être protégé contre l’érosion; et

• e) être identifiées par de la couleur ou autrement au manifold d’engorgement.

111.1 Nonobstant l’alinéa 111b), les conduites d’écoulement installées sur des unités de forage installées sur terre au Canada avant le 18 janvier 1980 et qui n’effectuent pas d’opérations de forage par plus de 100 m sous l’eau, doivent avoir un diamètre inférieur d’au moins 50 mm.

111.2 Sous réserve de l’article 57, la conduite principale d’écoulement à partir du puits doit être dotée d’une soupape située près de la tête du puits et pouvant être commandée de la station de forage.

Conduite de torche et fosse de brûlage

• 112 (1) Toute conduite de torche ou autre conduite en aval du manifold d’engorgement doit posséder un diamètre intérieur non inférieur à celui de la plus grosse conduite du manifold d’engorgement.

• (2) Aucune soupape ne doit être située sur la conduite de torche en aval du manifold d’engorgement pendant que les activités de forage se déroulent.

• (3) Pour chaque puits sur terre, il doit y avoir à l’emplacement de forage une fosse de brûlage ou un réservoir de brûlage

  • a) situé à au moins 40 m du trou de sonde; et

  • b) possédant une cloison pare-feu arrière d’une hauteur suffisante pour que les flammes demeurent à l’intérieur de la fosse.

• (4) Pour chaque puits installé sur terre ou sur une île de glace, l’exploitant doit s’assurer que la conduite de torche

  • a) s’étend du manifold d’engorgement jusqu’à la fosse de brûlage ou au réservoir de brûlage;

  • b) est conçue pour prévenir l’accumulation de tout fluide à l’intérieur de la conduite;

  • c) est installée et ancrée convenablement; et

  • d) lorsque l’on sait que de l’hydrogène sulfuré se produit en excès de un pour cent du volume de gaz produit ou que l’on prévoit une telle production, est munie d’une cheminée de brûlage

    • (i) située à au moins 40 m du trou de sonde,

    • (ii) d’une hauteur d’au moins 10 m,

    • (iii) munie d’une flamme pilote ou d’un autre dispositif d’allumage garantissant l’allumage continu de tout gaz évacué, et

    • (iv) munie d’un appareil de protection pour empêcher le vent d’éteindre la flamme.

• (5) Pour tout puits au large des côtes, il doit y avoir au moins deux conduites de torches complètes ou d’autres dispositifs au travers desquels tout écoulement de fluide venant du puits peut être acheminé vers deux ou plusieurs côtés de l’unité de forage pour y être brûlé.

Protection du pergélisol

• 113 (1) Sous réserve du paragraphe (2), lorsqu’un tubage guide est installé dans le pergélisol, l’espace annulaire entourant un tel tubage doit être isolé ou réfrigéré afin de minimiser le plus possible la détérioration de la surface du sol provoquée par la perturbation thermique du pergélisol.

• (2) Le délégué peut, à la demande d’un exploitant, approuver une autre méthode pour minimiser la détérioration de la surface du sol.

Essais de pression du tubage et des obturateurs

• 114 (1) L’exploitant doit s’assurer que

  • a) tout obturateur anti-éruption est vérifié visuellement avant ou immédiatement après sa mise en place pour confirmer

    • (i) qu’il est en bon état de fonctionnement, et

    • (ii) que ses éléments de garniture et ses joints sont en bon état;

  • b) lorsqu’un puits est au large des côtes, le système de commande des obturateurs anti-éruption est vérifié sous pression jusqu’à sa pression maximale de fonctionnement

    • (i) immédiatement après l’installation, lorsque les obturateurs ne sont pas submergés, et

    • (ii) immédiatement avant l’installation, lorsque les obturateurs sont submergés; et

  • c) lorsqu’un puits est sur terre, le système de commande des obturateurs anti-éruption est vérifié sous pression jusqu’à 50 pour cent de sa pression maximale de fonctionnement immédiatement après l’installation.

• (2) Lors de l’essai de pression d’un obturateur anti-éruption, manifold d’engorgement, conduite de neutralisation et conduite de détente de pression en conformité du présent règlement, l’exploitant doit s’assurer que

  • a) un fluide à basse viscosité est utilisé; et

  • b) les deux pressions suivantes sont utilisées pour chaque essai :

    • (i) une pression de 1 500 kPa, et

    • (ii) une pression égale à celle déterminée pour un essai de pression de tubage à l’alinéa 116(2)b), excepté dans le cas d’un obturateur de type annulaire où la pression d’essai doit être égale à la moindre des deux valeurs suivantes : 50 pour cent de la pression nominale de fonctionnement de l’obturateur, ou la pression déterminée en vertu de l’alinéa 116(2)b), et cet essai doit être effectué lorsque l’obturateur est fermé sur la tige de forage utilisée.

115 L’exploitant doit s’assurer que

• a) l’équipement mentionné au paragraphe 114(2) est vérifié sous pression

  • (i) après sa mise en place,

  • (ii) avant de reforer une colonne de tubage installée dans un puits,

  • (iii) avant d’entreprendre un essai d’écoulement de formation ou une série d’essais, à moins que le puits ne soit sur terre et qu’un essai de pression n’ait été effectué au cours des sept jours précédents,

  • (iv) après des réparations qui nécessitent le débranchement d’un joint de pression dans l’assemblage de la tête de puits, et

  • (v) au moins une fois tous les 15 jours de forage dans le cas d’un puits sur terre, et au moins une fois tous les 14 jours d’activité dans le cas d’un puits au large des côtes;

• b) des mesures correctives appropriées sont prises immédiatement lorsque les obturateurs ne répondent plus aux exigences des essais de pression;

• c) les obturateurs anti-éruption ne sont pas enlevés de la tête de puits, à moins que le puits ne soit bouché de façon adéquate.

115.1 Nonobstant l’alinéa 115a), l’exploitant n’est pas tenu d’effectuer des essais de pression des mâchoires-cisailles dans une cheminée d’obturateurs anti-éruption dotée d’un ensemble distinct de mâchoires à fermeture totale.

• 116 (1) L’exploitant doit s’assurer que le tubage a été vérifié sous pression

  • a) après l’installation et avant le reforage du bouchon de ciment ou du sabot de tubage;

  • b) immédiatement après toute cimentation réparatrice;

  • c) au moins une fois toutes les 1 000 heures de rotation ou plus souvent lorsqu’une usure de tubage est décelée; et

  • d) immédiatement avant la perforation ou l’utilisation du tubage pour les besoins d’essai d’écoulement de formation.

• (2) L’exploitant doit s’assurer que

  • a) le tubage initial est vérifié à une pression de surface minimale de 1 000 kPa; et

  • b) le tubage de surface, le tubage protecteur et le tubage partiel intermédiaire ont subi un essai de pression jusqu’à une pression de surface égale ou supérieure à la moindre des pressions suivantes :

    • (i) la pression nominale de fonctionnement des obturateurs anti-éruption,

    • (ii) dans le cas d’un puits sur terre, 40 pour cent de la pression maximale du fluide de formation prévue au cours de l’étape suivante des opérations de forage,

    • (iii) dans le cas d’un puits au large des côtes, 60 pour cent de la pression maximale du fluide de formation prévue au cours de l’étape suivante des opérations de forage, ou

    • (iv) la pression de fracture de gisement calculée au sabot de tubage; et

  • c) le tubage de production et les tubages partiels de production sont vérifiés à une pression de surface égale à au moins 90 pour cent de la pression maximale du réservoir.

• (3) Pour qu’un essai de pression du tubage soit satisfaisant, la pression d’essai prescrite au paragraphe (2) doit être gardée pendant cinq minutes sans baisse de pression ou pendant 15 minutes avec une baisse de pression de moins de cinq pour cent de la pression d’essai.

• (4) L’exploitant doit avertir le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité lorsqu’une usure excessive du tubage est soupçonnée et doit effectuer un essai de pression à la demande du délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité.

• (5) Lorsqu’une colonne de tubage ne maintient pas la pression requise sur toute sa longueur, le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité peut ordonner que

  • a) les opérations de forage ou d’essai soient suspendues;

  • b) le forage cesse à une profondeur déterminée; ou

  • c) des précautions ou des mesures correctives soient prises avant la poursuite des opérations de forage ou d’essai.

Gisements de minéraux et de charbon

117 Lorsque la présence de gisements de minéraux ou de charbon est découverte au cours du forage, l’exploitant doit en aviser le délégué et prendre les mesures voulues pour protéger les gisements.

Cimentation

• 118 (1) Sous réserve du paragraphe (3), l’exploitant doit s’assurer que

  • a) la cimentation du tubage et du tubage partiel est effectuée conformément au programme mentionné dans l’approbation de forer ou l’approbation de rentrer;

  • b) si possible, les retours de fluides sont surveillés au cours de tous les travaux de cimentation; et

  • c) le niveau du ciment dans l’espace annulaire, basé sur les observations effectuées en vertu de l’alinéa b) et sur les données de conception, est calculé et enregistré.

• (2) Pour un puits sur terre dans lequel un tubage de pergélisol est utilisé, l’exploitant doit s’assurer que l’espace annulaire du tubage de surface est scellé à la surface et que des dispositifs appropriés sont installés pour contrôler et libérer toute pression qui peut s’accumuler sous le joint étanche.

• (3) Les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas si l’exploitant fournit des données démontrant que d’autres mesures permettront un contrôle du puits équivalent ou supérieur.

• 119 (1) Le volume de lait de ciment utilisé pour la cimentation d’un tubage doit être d’au moins 30 pour cent supérieur au volume estimé de l’espace annulaire à remplir à moins que cette évaluation ne soit basée sur un diagramme fiable, auquel cas le volume doit être d’au moins 10 pour cent supérieur au volume estimé de l’espace annulaire.

• (2) Lorsqu’il existe des indices pendant ou après la fin des travaux de cimentation à l’effet que le tubage n’est pas cimenté adéquatement, l’exploitant doit effectuer un essai de pression au sabot du tubage ou autrement déterminer l’efficacité du ciment dans l’espace annulaire et s’assurer que toute mesure corrective nécessaire est prise.

Période d’attente de prise du ciment

• 120 (1) Après la cimentation d’un tubage, l’exploitant doit s’assurer que la période d’attente pour permettre au ciment de durcir avant la reprise du forage n’est en aucun cas inférieure à six heures et n’est inférieure à 12 heures que lorsque l’exploitant détermine, au moyen de vérifications d’échantillons de ciment effectuées avec un équipement et des procédés acceptables, que le ciment possède une résistance à la compression d’au moins 3 500 kPa.

• (2) La période d’attente et le résultat de tout essai doivent être enregistrés sur les rapports de sondage.

Pression maximale durant la stimulation d’un puits

121 La pression d’injection maximale utilisée pendant un travail de stimulation de puits ne doit pas dépasser la moindre des deux valeurs suivantes : la résistance à la pression d’éclatement du joint le plus faible dans le tubage ou le tube utilisé pour l’injection, ou la pression nominale de fonctionnement de la tête de puits.

Essais de pression de formation

• 122 (1) L’exploitant doit effectuer un essai de pression dans le trou pour déterminer l’intégrité de pression des formations présentes dans le trou

  • a) avant de forer à plus de 60 m au-dessous du sabot d’un tubage autre que le tubage initial; et

  • b) lorsqu’une zone de surpression est sur le point d’être forée.

• (2) L’essai doit vérifier la formation à une pression qui est la moindre des valeurs suivantes : une fois et un tiers la pression du fluide de formation, ou la pression à laquelle la formation reçoit le fluide d’essai avant le point de fracturation.

• (3) L’exploitant doit, à la demande du délégué effectuer un essai de pression de formation à son point de fracture durant l’abandon du puits.

Contrôle de forage

123 L’exploitant doit s’assurer que

• a) pendant le forage d’un puits, après que le tubage initial a été installé dans le puits, le fluide de forage est observé pour déterminer

  • (i) son volume, son débit et ses propriétés physiques et chimiques, et

  • (ii) lorsqu’une installation automatique de détection, de mesure et d’enregistrement des gaz est exigée en vertu du paragraphe 75(3), la nature et la quantité relative de gaz dans les retours du fluide de forage;

• b) les résultats des observations sont enregistrés et le registre conservé à l’emplacement de forage;

• c) les détecteurs, indicateurs, alarmes et autres appareils d’observation exigés en vertu du paragraphe 75(3) sont gardés en bon état de fonctionnement; et

• d) une surveillance des retours du fluide de forage est maintenue constamment lorsque des quantités importantes de fluide de formation pénètrent dans le trou de sonde ou lorsqu’une zone qui est en surpression ou contient du pétrole ou du gaz est pénétrée.

• 124 (1) L’exploitant doit s’assurer que

  • a) la vitesse de pénétration des formations d’un puits est enregistrée constamment lors du forage ou du carottage par un dispositif automatique situé sur le plancher de forage;

  • b) le fluide de forage et le système de fluide de forage sont conservés et manoeuvrés de façon à empêcher les fluides de formation d’entrer dans le trou de sonde ou d’en sortir, si ce n’est dans des conditions contrôlées; et

  • c) le forage est arrêté et des mesures correctives sont prises immédiatement lorsque la charge hydrostatique du fluide de forage ne réussit pas à sur-équilibrer la pression du fluide de formation, excepté lorsque le forage effectué dans une condition de sous-équilibre a été approuvé par le délégué.

• (2) À moins qu’une approbation de forer dans une condition de sous-équilibre n’ait été obtenue du délégué, l’exploitant doit s’efforcer de garder le trou rempli d’un fluide de densité suffisante pour sur-équilibrer les pressions de formation en permanence.

• (3) Durant la descente et la remontée des tiges et sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant doit s’assurer que le trou est rempli d’une quantité suffisante de fluide de forage après que chaque ensemble de cinq longueurs de tige de forage ou que chaque longueur de masse-tige est retirée du trou.

Volume de fluide de forage

• 125 (1) Au cours des opérations de forage, le volume de fluide actif de forage se trouvant dans l’installation en surface d’un puits ne doit pas être inférieur à la moindre des deux valeurs suivantes : 50 pour cent de la capacité totale du trou ou 65 m³.

• (2) Dans le cas d’un puits de prospection sur terre, l’exploitant doit

  • a) avoir entreposé à l’emplacement de forage une réserve de produit alourdissant en quantité jugée satisfaisante par le délégué; et

  • b) posséder des installations qui permettent de mélanger rapidement le produit alourdissant au fluide de forage.

• (3) Dans le cas d’un puits de prospection au large des côtes, l’exploitant doit avoir entreposé, sur l’unité de forage, du fluide de forage de réserve

  • a) dont le volume est supérieur à la moindre des deux valeurs suivantes :

    • (i) le volume du fluide de forage en utilisation dans les bacs à boue actifs à la surface du puits, ou

    • (ii) 65 m³; et

  • b) dans un état permettant son utilisation immédiate au cours de toute période de forage.

• (4) Dans le cas d’un puits de prospection au large des côtes, la densité du fluide de forage en réserve qui est exigé en vertu du paragraphe (3) doit être de 200 kg/m³ supérieure à celle du système actif, à moins que l’exploitant ne fournisse au délégué des données qui démontrent qu’un fluide de densité inférieure offre un degré équivalent ou supérieur de contrôle du puits.

126 Sauf au cours du forage du trou pour le tubage initial, l’exploitant doit s’assurer que le forage est immédiatement suspendu si une perte de circulation est assez importante pour empêcher de remplir complètement le trou de fluide de forage, et il doit aussi s’assurer que le forage n’est pas repris avant le rétablissement d’une circulation satisfaisante ou à moins que le délégué n’approuve la poursuite des opérations de forage du puits conformément aux méthodes qu’il a déterminées.

Zone de transition de la pression

• 127 (1) Le contenu en fluides et les particularités de la lithologie des formations forées doivent faire l’objet d’une surveillance constante au cours de tout forage de prospection et les techniques de surveillance doivent être telles qu’elles permettent de détecter une zone de transition de la pression entre les formations de pressions normale et anormale.

• (2) L’exploitant doit, lorsqu’une zone de transition de la pression est détectée,

  • a) interrompre les opérations de forage;

  • b) essayer de vérifier la présence de la zone; et

  • c) adopter, avant de reprendre le forage, les mesures requises pour contrôler les pressions prévues.

• (3) Lorsque, d’après des données sismiques ou autres et d’après les résultats recueillis au cours des opérations de forage, la présence d’une zone de suppression est indiquée dans les 100 prochains mètres de forage, le délégué peut, dans l’intérêt de la sécurité, prescrire la vitesse de pénétration pour la continuation du forage.

Relevés de déviation et de déviation directionnelle

• 128 (1) L’exploitant doit s’assurer que des relevés de déviation sont effectués à des intervalles d’au plus 150 m au cours du forage d’un puits.

• (2) Des relevés de déviation directionnelle doivent être effectués à intervalles assez fréquents au cours du forage pour que la position de tout point d’un trou de sonde puisse être calculée

  • a) dans le cas d’un puits sur terre, à moins de 30 m de sa position courante; et

  • b) dans le cas d’un puits au large des côtes, à moins de 15 m de sa position courante.

• (3) Nonobstant le paragraphe (1), le délégué peut prolonger les intervalles auxquels les relevés de déviation doivent être faits lorsque le forage s’effectue sous le tubage protecteur.

• (4) Sauf dans le cas d’un puits de secours, l’exploitant doit s’assurer que le puits est foré de façon telle qu’il n’entrecoupe pas un puits existant.

• (5) À la demande du délégué, l’exploitant doit s’assurer que des relevés de déviation directionnelle ont été effectués avant l’installation d’un train de tubage dans un puits ou avant la mise en production du puits.

Rebouchage d’un puits

129 Lorsqu’il faut obturer la partie inférieure d’un puits, cette partie doit être abandonnée conformément aux articles 210 à 213 et il faut verser au moins 30 m de ciment au-dessus de la partie supérieure de l’intervalle obturé sauf si l’exploitant fournit des données démontrant qu’il n’est pas pratique de satisfaire à cette exigence.

Arrêt d’un forage dangereux

• 130 (1) L’exploitant doit s’assurer que tout travail exécuté à un emplacement de forage ou sur une unité de forage est interrompu dans les plus brefs délais lorsque la poursuite des travaux :

  • a) cause ou peut causer de la pollution; ou

  • b) compromet ou peut compromettre la sécurité du personnel, du puits, de l’unité de forage ou de l’appareil de forage.

• (2) Lorsque des travaux ont été interrompus, ils ne peuvent être repris que lorsqu’ils ne présentent aucun danger ni risque de pollution.

• (3) En cas d’accident mortel à un emplacement de forage ou sur une unité de forage, toute activité reliée à l’accident doit être interrompue dès que possible et ne peut être reprise sans l’approbation du délégué à la sécurité.

• (4) L’exploitant doit s’assurer que les opérations de forage en cours à un emplacement de forage au large des côtes sont suspendues dès que l’une ou l’autre des conditions suivantes se présente :

  • a) incapacité de garder le contrôle du puits;

  • b) défectuosité de tout élément important du système d’obturateurs anti-éruption, du tubage ou du système de fluides de forage;

  • c) incapacité de maintenir les propriétés, le volume ou le taux de circulation du fluide de forage exigés dans le présent règlement;

  • d) incapacité de maintenir sur les lieux les quantités de choses consomptibles prescrites à l’article 135;

  • e) incendie incontrôlé;

  • f) perte d’une partie importante de la force motrice primaire;

  • g) incapacité de manoeuvrer en toute sécurité les tiges de forage, le tubage ou le matériel lourd nécessaire à l’exécution des travaux en cours;

  • h) exécution de travaux de plongée sous-marine près d’un obturateur immergé ou d’une tête de puits;

  • i) incapacité de maintenir de façon satisfaisante la position de l’unité de forage au-dessus du puits;

  • j) déplacement excessif de l’unité de forage causé par l’état de la mer, le mouvement des glaces ou les conditions météorologiques;

  • k) danger grave et imminent représenté par les glaces ou les icebergs; ou

  • l) lorsqu’une unité de forage est ancrée, excès de tension d’une ancre par rapport aux valeurs établies au moment de son installation.

• (5) Lorsque les opérations de forage sont suspendues, l’exploitant ne peut reprendre les travaux tant que les conditions existent.

• (6) Lorsque, vers la fin de la saison de forage, on s’attend à rencontrer une formation potentiellement dangereuse ou qu’il faut exécuter des travaux présentant des risques, le délégué à la sécurité peut ordonner, dans l’intérêt de la sécurité, que toutes les opérations de forage et d’essai du puits soient suspendues jusqu’à la saison suivante.

Inspection et essai de l’équipement

• 131 (1) L’exploitant doit s’assurer que l’unité de forage, l’appareil de forage et l’équipement connexe utilisé au cours d’un programme de forage

  • a) sont maintenus en bon état de fonctionnement durant tout le programme; et

  • b) sont inspectés au moins une fois par année conformément aux règles de l’art et qu’un rapport d’inspection est ensuite préparé.

• (2) L’exploitant doit s’assurer qu’une inspection détaillée, comprenant des contrôles magnétoscopiques, ultrasoniques et radioscopiques, des raccords critiques et des pièces de charpente d’acier de l’unité de forage utilisée dans un programme de forage, est effectuée au moins une fois tous les quatre ans et qu’un rapport est ensuite rédigé sur les résultats de l’inspection.

• (3) L’exploitant doit s’assurer que

  • a) sous réserve de l’alinéa b), toutes les composantes majeures du système d’obturateurs anti-éruption, sauf les mâchoires à fermeture totale, sont actionnées une fois chaque jour où des opérations de forage ont lieu si

    • (i) le train de tiges est hors du trou, ou

    • (ii) le trépan est à l’intérieur du tubage;

  • b) lorsque le train de tiges n’est pas hors du trou ou que le trépan n’est pas à l’intérieur du tubage, toutes les composantes majeures du système d’obturateurs anti-éruption, sauf les mâchoires à fermeture totale, sont actionnées au moins une fois par trois jours d’opérations de forage;

  • c) les mâchoires à fermeture totale sont mises en marche chaque fois que le train de tiges est retiré du trou;

  • d) l’équipement complémentaire qui peut être utilisé pour le contrôle du puits, notamment les unités et tiges de cimentation, les dégazeurs, les conduites de commande hydraulique et les obturateurs anti-éruption à l’intérieur des tiges de forage peuvent être utilisés à tout instant;

  • e) tout l’équipement de sécurité ou de lutte contre l’incendie, exigé en vertu du présent règlement, est inspecté une fois par semaine afin de vérifier s’il est en état de service et entreposé au bon endroit;

  • f) tous les câbles de sécurité attachés aux tuyaux flexibles d’injection, aux tenailles, aux indicateurs de poids ou à tout autre matériel suspendu sont inspectés, bien attachés et en bon état de fonctionnement; et

  • g) chaque vanne d’arrêt d’entrée d’air ou système d’injection des moteurs, requis pour les moteurs diesel par le paragraphe 50(2), est vérifié afin de confirmer son bon état de fonctionnement

    • (i) avant de reforer le bouchon de ciment au sabot d’un train de tubage,

    • (ii) avant l’exécution de chaque essai d’écoulement de formation ou de chaque série d’essais, et

    • (iii) en conjonction avec l’exercice de prévention d’éruption exigé par l’alinéa 151f).

132 [Abrogé, DORS/96-116, art. 28]

Inspection de l’équipement électrique

• 133 (1) L’exploitant doit s’assurer que l’équipement et le câblage électriques d’un appareil de forage sur terre ou d’une unité de forage utilisés au cours d’un programme de forage sont inspectés à au plus 18 mois d’intervalle et doit, à la demande du délégué, prouver que les exigences des articles 38 ou 39, selon le cas, sont satisfaites.

• (2) L’exploitant doit s’assurer que l’équipement électrique, les moteurs électriques, les luminaires et le câblage sur un appareil de forage ou sur tout équipement connexe au programme de forage sont conçus, installés et entretenus conformément aux normes applicables de l’Association canadienne de normalisation ou à d’autres normes équivalentes ou supérieures.

134 [Abrogé, DORS/96-116, art. 29]

Quantités de choses consomptibles

• 135 (1) L’exploitant doit s’assurer que des quantités suffisantes de combustible, de fluide de forage, de ciment et autres choses consomptibles nécessaires au forage sont stockées sur l’emplacement de forage afin de parer à toute situation d’urgence normale et prévisible.

• (2) et (3) [Abrogés, DORS/88-489, art. 19]

Manutention en vrac du combustible et des choses consomptibles

136 L’exploitant doit s’assurer que

• a) les additifs aux fluides de forage

  • (i) sont stockés et manutentionnés de façon à minimiser leur détérioration et à éviter d’endommager l’environnement, et

  • (ii) sont emballés dans des contenants bien étiquetés, si on n’utilise pas de systèmes de transfert en vrac;

• b) le combustible liquide et les huiles sont transportés, transférés ou stockés dans des contenants fermés;

• c) le combustible liquide entreposé sur le pont ou au-dessus du niveau du pont ou au niveau du sol se trouve dans un contenant fermé et bien aéré, à au moins 25 m du puits;

• d) les contenants de stockage en vrac de combustible qui sont placés sur terre pour fins d’utilisation à un emplacement de forage sont entourés d’une digue imperméable assez haute et résistante pour contenir dans son périmètre tout le combustible des contenants;

• e) toutes les précautions raisonnables sont prises pour éviter le déversement de combustible au cours de son transfert du navire de ravitaillement à l’emplacement ou à l’unité de forage; et

• f) lorsque le transfert du combustible est terminé, les tuyaux de transfert sont égouttés dans le navire de ravitaillement et leurs extrémités bien bouchées.

Déchets

137 L’exploitant doit s’assurer que tous les déchets, les fluides de forage et les débris de forage produits à un emplacement de forage sont manutentionnés et évacués d’une façon approuvée par le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité et qui ne met pas en danger la sécurité, la santé ni l’environnement.

138 L’exploitant doit s’assurer que

• a) le pétrole ou le gaz extrait au cours des essais d’écoulement de formation est stocké dans des réservoirs appropriés ou brûlé de la façon approuvée par le délégué;

• b) en cas de fuite de pétrole, aucune mesure de lutte exigeant l’emploi de produits chimiques n’est utilisée sauf lorsque le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité est d’avis qu’il existe une grave menace contre la sécurité du personnel, les biens ou l’environnement naturel; et

• c) dans le cas d’un puits au large des côtes,

  • (i) le combustible, pétrole ou lubrifiant de rebut est recueilli dans des contenants fermés conçus à cette fin, et

  • (ii) les matières pétrolières et le pétrole de rebut en stockage, qui ne sont pas brûlés sur l’emplacement de forage, sont transportés sur terre dans un contenant approprié pour y être éliminés.

139 L’exploitant doit s’assurer que

• a) toutes les eaux résiduaires, les déchets de cuisine et les autres déchets domestiques qui peuvent contribuer à la pollution sont éliminés d’une façon approuvée par le délégué;

• b) aucun rebut de combustible n’est brûlé sur un emplacement de forage sauf lorsque des précautions ont été prises pour s’assurer que le feu ne compromet pas la sécurité du puits ou du personnel;

• c) l’acide utilisé ou en surplus est éliminé d’une façon approuvée par le délégué; et

• d) dans le cas d’un puits au large des côtes, tous les rebuts non combustibles, y compris le verre, les fils, les métaux de rebut et les plastiques sont transportés à un port pour y être éliminés.

Modes opératoires des radios et des véhicules de service

140 Le responsable d’un hélicoptère, d’un navire de ravitaillement, ou d’un véhicule de service utilisé dans un programme de forage doit au moment de l’abordage ou de l’appontage aviser les passagers des règles et mesures de sécurité applicables audit véhicule.

141 L’exploitant doit s’assurer que la station de radio de chaque unité de forage utilisée au cours d’un programme de forage est confiée à un personnel capable d’en assurer le fonctionnement; ce personnel doit, dans le cadre de ses fonctions régulières,

• a) assurer une écoute radio sur la fréquence de 156,8 MHz; et

• b) contrôler tous les déplacements des véhicules de service entre l’unité de forage et la côte.

142 Le responsable d’un véhicule de secours mentionné à l’article 18 doit :

• a) maintenir libres les voies de communication avec l’unité de forage;

• b) utiliser le véhicule en deçà d’une distance de l’unité de forage approuvée par le délégué; et

• c) être prêt en permanence à effectuer des opérations de sauvetage

  • (i) lorsque la sécurité du personnel, de l’unité de forage ou du puits est menacée ou risque de l’être,

  • (ii) lorsqu’il y a danger qu’un travailleur fasse une chute par-dessus bord,

  • (iii) lorsqu’un hélicoptère apponte sur l’unité de forage ou en décolle,

  • (iv) lorsque des opérations de plongée sont effectuées de l’unité de forage, et

  • (v) lorsque l’unité de forage est menacée par les glaces.

Déplacement des unités de forage

• 143 (1) L’ancre de toute unité de forage utilisée au cours d’un programme de forage ne doit pas être installée ni remontée lorsque les conditions météorologiques ou marines sont de nature à rendre ces opérations dangereuses.

• (2) Les tiges de forage, les masses-tiges, les colonnes montantes marines ou autres matériaux et les choses consomptibles entreposées sur le pont d’une unité de forage utilisée dans un programme de forage doivent être bien arrimés au cours du déplacement d’une unité de forage ou pendant les conditions météorologiques défavorables.

• (3) Lorsqu’une unité de forage utilisée dans un programme de forage est déménagée, les lignes des bouées d’ancrage doivent être bien attachées, si possible, afin de les empêcher de prendre le long de l’unité ou de flotter.

Ancres

• 144 (1) Lorsque des ancres sont utilisées pour maintenir une unité de forage au-dessus d’un puits au cours d’un programme de forage, chaque ligne de mouillage et chaque ancre doivent être éprouvées avant le début des opérations de forage jusqu’à une traction correspondant à la moindre des valeurs suivantes :

  • a) la traction maximale prévue pendant toute la période où l’unité est sur le puits; ou

  • b) la capacité du treuil de levage.

• (2) Lorsque la traction ne peut être appliquée à la ligne de mouillage, l’exploitant doit prendre les mesures correctives nécessaires pour s’assurer que l’unité de forage est bien ancrée.

Stabilité

• 145 (1) Lorsqu’un exploitant utilise dans un programme de forage une unité de forage non flottante, il doit s’assurer que

  • a) le mât, les jambes, les socles, la coque ou les pieux d’une telle unité et les fonds marins environnants sont inspectés régulièrement dans la mesure du possible afin de prévenir toute défaillance éventuelle; et

  • b) lorsque l’érosion ou le dépôt de sédiments marins ou d’autres conditions menacent la stabilité de l’unité de forage, les mesures nécessaires sont prises pour protéger la sécurité de l’unité de forage et du personnel.

• (2) Lorsqu’un exploitant utilise une unité de forage non flottante, il ne doit pas la remonter ni la descendre lorsque les conditions météorologiques ou l’état de la mer ou des glaces compromettent la sécurité de telles manoeuvres.

• (3) Au cours de la remontée ou de la descente d’une unité de forage non flottante, seul le personnel nécessaire à la manoeuvre doit être à bord de l’unité et il doit être réveillé et porter des brassières de sauvetage.

146 [Abrogé, DORS/96-116, art. 30]

PARTIE VSécurité et formation du personnel

Dispositions générales

147 L’exploitant doit s’assurer que

• a) tout travail nécessaire à la sécurité du personnel employé sur un emplacement de forage ou sur un véhicule de service a priorité en permanence sur toute autre opération effectuée sur cet emplacement ou véhicule;

• b) un personnel qualifié est disponible et en mesure d’assurer le fonctionnement de toute pièce d’équipement; et

• c) des méthodes de travail sûres sont appliquées au cours de tout programme de forage.

Sécurité en général

148 L’exploitant doit exiger que tout le personnel se tienne à distance de toute charge hissée, suspendue ou descendue sur un appareil de forage, une unité de forage ou un véhicule de service et doit s’assurer que personne ne se trouve sous un mât qu’on est en train d’élever ou d’abaisser.

149 L’exploitant doit s’assurer que toutes les aires de travail notamment les passages, les ponts, les escaliers, les planchers de forage et les aires fermées d’un appareil de forage, d’une unité de forage, ou d’un véhicule de service sont toujours propres, bien rangées et exemptes de déchets, de glace et de pétrole.

Formation du personnel

• 150 (1) L’exploitant doit s’assurer que tout employé d’un programme de forage

  • a) reçoit les directives et la formation requises concernant toutes les méthodes de travail et les mesures de sécurité qu’il devra appliquer dans l’exercice de ses fonctions;

  • b) est en mesure d’exécuter les fonctions qui lui sont confiées; et

  • c) est âgé d’au moins 16 ans et d’au moins 18 ans s’il doit travailler sur le plancher de forage.

• (2) Aucun surveillant d’unité ou d’appareil de forage, ni aucun contremaître de forage ou contremaître de chantier ne peut être employé sur un programme de forage à moins de suivre tous les trois ans un cours de contrôle de puits, dont le délégué juge les normes satisfaisantes.

• (3) À la demande du délégué, l’exploitant doit l’informer des mesures prises pour garantir le respect des exigences du paragraphe (1).

Exercices de sécurité

151 L’exploitant doit s’assurer que

• a) un exercice de lutte contre l’incendie est tenu au moins une fois toutes les deux semaines à chaque emplacement de forage;

• b) tout le personnel employé sur un emplacement de forage connaît bien les méthodes d’évacuation et de sécurité du personnel applicables au programme de forage;

• c) tous les membres de l’équipe de forage et les autres employés d’un programme de forage ont reçu des directives sur leurs fonctions en cas de fuite de pétrole;

• d) un exercice d’application de mesures de lutte contre les fuites de pétrole est tenu sur le terrain au moins une fois chaque année d’exécution d’un programme de forage;

• e) dans le cas d’une unité de forage, un exercice d’abandon de navire est tenu au moins une fois chaque semaine;

• f) un exercice de prévention d’éruption est tenu au moins une fois chaque semaine d’exécution d’un programme de forage; et

• g) chaque membre de l’équipe de forage est au courant de ce qu’il doit faire en cas d’éruption ou pour empêcher une éruption.

152. et 153 [Abrogés, DORS/96-116, art. 31]

Directives en matière de sécurité

154 Tout passager d’un hélicoptère, d’un navire de ravitaillement ou autre véhicule de service utilisé dans un programme de forage doit se conformer à toutes les consignes de sécurité reçues du responsable du véhicule.

Période de repos

155 L’exploitant doit s’assurer qu’aucun membre d’une équipe de forage n’effectue

• a) un poste de plus de 12 heures consécutives, ou

• b) deux postes successifs d’une durée quelconque à moins qu’il ne profite d’une période de repos d’au moins six heures entre chaque poste,

sauf s’il faut assurer la sécurité du personnel de l’appareil, de l’unité de forage ou du puits.

156. et 157 [Abrogés, DORS/96-116, art. 32]

Fumeurs

• 158 (1) À un emplacement de forage sur terre, nul ne doit fumer

  • a) à moins de 25 m d’une tête de puits ou d’une autre source possible de vapeurs combustibles;

  • b) à moins de 25 m d’explosifs ou d’une pièce d’entreposage d’explosifs; ou

  • c) dans tout autre endroit désigné par le délégué.

• (2) Il est interdit de fumer sur une unité de forage sauf dans les endroits désignés par le délégué.

• (3) Nonobstant le paragraphe (2), il est interdit de fumer sur une unité de forage pendant un travail d’urgence ou un exercice d’évacuation d’urgence.

• (4) L’exploitant doit afficher des avis d’interdiction de fumer dans tout endroit que le délégué désigne sur un emplacement de forage.

• (5) Nul ne doit fumer dans un endroit où un avis d’interdiction de fumer est affiché.

159. à 163 [Abrogés, DORS/96-116, art. 33]

Substances radioactives

164 L’exploitant doit s’assurer que

• a) quiconque utilise des substances radioactives sur un emplacement de forage est dûment autorisé par la Commission de contrôle de l’énergie atomique; et

• b) l’achat, la rétention, le transport, l’utilisation, l’entreposage et l’élimination de toutes les substances radioactives utilisées à un emplacement de forage sont effectués conformément à la Loi sur le contrôle de l’énergie atomique et à ses règlements d’application.

165 L’exploitant doit s’assurer que la rétention, l’utilisation et l’approbation de l’équipement utilisé sur un emplacement de forage et qui émet des radiations sont conformes aux exigences du Règlement sur les dispositifs émettant des radiations.

166. à 168 [Abrogés, DORS/96-116, art. 34]

PARTIE VIDossiers et rapports d’exploitation

Dispositions générales

Renseignements sur la sécurité et l’évaluation du puits

• 169 (1) L’exploitant doit, au cours du programme de forage, consigner dans un registre ou un journal de bord approprié conservé à l’emplacement de forage les renseignements pertinents à la sécurité du programme ou à l’évaluation du puits, au fur et à mesure qu’ils sont obtenus.

• (2) L’exploitant doit présenter au délégué à la sécurité tout rapport des études ou des travaux de recherche appliquée qu’il a obtenu ou préparé et qui renferme des renseignements sur la sécurité des opérations de forage effectuées dans la zone indiquée dans la demande d’autorisation de programme de forage, dès qu’il est connu.

Point de référence de la profondeur du puits

• 170 (1) Les profondeurs d’un puits mesurées au cours du forage ou lors de la cessation du puits doivent l’être à partir d’un seul point de référence.

• (2) Le point de référence doit être la table de rotation ou le coin d’entraînement de l’appareil de forage.

• (3) Si le puits est sur terre, l’exploitant doit mesurer et consigner

  • a) l’altitude de la surface du terrain naturel avant le démarrage du forage; et

  • b) l’altitude de la bride de tubage après l’installation du tubage initial.

• (4) Si le puits est au large des côtes, l’exploitant doit mesurer et consigner immédiatement avant le démarrage du forage

  • a) la distance entre la table de rotation et les fonds marins à la hauteur moyenne des basses mers inférieures; et

  • b) la profondeur de l’eau à la hauteur moyenne des basses mers inférieures.

Annonce d’un événement important

• 171 (1) L’exploitant doit immédiatement aviser le délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité, par les moyens les plus pratiques et rapides, de toute situation ou circonstance importante, notamment d’un décès, de la disparition d’une personne, d’une blessure grave d’un employé, d’un incendie, de la perte du contrôle d’un puits, d’une menace imminente à la sécurité d’une unité de forage, d’un appareil de forage ou du personnel, d’une fuite de pétrole ou de produit chimique toxique ou de la découverte prévue de pétrole ou de gaz.

• (2) L’exploitant doit présenter au délégué à l’exploitation ou délégué à la sécurité un rapport écrit et complet sur lesdites situations ou circonstances et ce dès que possible après lui avoir donné l’avis.

Avis à l’ingénieur de la conservation

172 L’exploitant doit, dans les 24 heures, aviser l’ingénieur de la conservation, par télex, télégramme ou moyen équivalent,

• a) de la date d’arrivée d’une unité de forage à un emplacement de forage;

• b) de l’heure et de la date de démarrage du forage ou de la reprise d’un puits pour de nouveaux forages; et

• c) de l’heure et de la date où un appareil de forage ou une unité de forage est retiré d’un puits.

Présentation d’un plan de relevé

173 L’exploitant doit, dès que possible, présenter au délégué un plan en trois exemplaires, de tout relevé légal effectué conformément à l’article 104.

Rapports de sondage et rapports de barges

174 L’exploitant doit s’assurer qu’un rapport complet des opérations de forage et des observations de l’environnement naturel est tenu sous forme de rapports de sondage et, le cas échéant, sous forme de rapports quotidiens des barges ou des bateaux au cours d’un programme de forage.

• 175 (1) Les rapports de sondage doivent être tenus au cours de la période pendant laquelle un appareil de forage sur terre ou une unité de forage, selon le cas, est engagée

  • a) dans un programme de forage; ou

  • b) dans une opération de réparation ou d’achèvement de puits.

• (2) Un exemplaire lisible des rapports de sondage, signé par l’exploitant ou en son nom, doit être présenté au délégué au moins une fois par semaine.

• (3) Un exemplaire lisible des rapports de sondage doit être conservé sur l’appareil de sondage ou sur l’unité de forage, selon le cas, aussi longtemps que des opérations de forage sont exécutées.

• (4) Les renseignements suivants doivent être consignés dans les rapports de sondage :

  • a) l’altitude de la table de rotation ou du coin d’entraînement et du sol ou des fonds marins;

  • b) le temps que l’équipe de forage consacre à l’exécution des différentes activités;

  • c) le volume du fluide de forage des réservoirs de surface pouvant être utilisé, les propriétés du fluide et les matières qui y sont ajoutées;

  • d) la pression de pompage, le taux de circulation du fluide de forage et les pertes de fluide dans le puits;

  • e) la composition de tout montage de forage, y compris la dimension et le genre de trépan, et la dimension, le nombre et la longueur de tout matériel tubulaire;

  • f) l’accroissement de profondeur du puits réalisé par forage ou carottage au cours de chaque poste d’une équipe de forage;

  • g) le poids sur le trépan et la vitesse de la table de rotation;

  • h) les particularités et les résultats de tout relevé de déviation ou de déviation directionnelle;

  • i) les particularités du coulage et de la cimentation de tout tubage y compris le type et la quantité de tubage et de ciment;

  • j) les résultats de tout essai de pression et essai de fonctionnement du système d’obturateurs anti-éruption;

  • k) les résultats de tout essai de pression sur le tubage, les formations ouvertes ou les packers;

  • l) les détails de tout travail de diagraphie par câble, notamment le genre de diagraphie par câble que l’on exécute;

  • m) les détails de toute réunion tenue sur la sécurité;

  • n) les détails de tout exercice de prévention d’éruption ou d’abandon de navire que l’on a tenu;

  • o) les détails de toute défaillance ou dommage important d’une pièce d’équipement qui peut influer sur les opérations de forage;

  • p) les détails des déversements accidentels de combustible, de fluide de forage ou d’autres matières;

  • q) les détails de tout gain apparent de volume du fluide de forage à la surface et les mesures prises pour contrôler les jaillissements qui ont pu se produire;

  • r) les particularités de la perforation du tubage, y compris le nombre et la fréquence;

  • s) les particularités de la stimulation de toute formation, y compris le type et la quantité du fluide utilisé et la pression et le débit d’injection du fluide dans la formation;

  • t) les particularités de l’exécution de tout essai d’écoulement de formation;

  • u) les détails de la récupération par câble de tout échantillon de formation ou échantillon de fluide de formation;

  • v) les particularités de la perte de tout matériel tubulaire ou autre dans le puits et une description des travaux de repêchage;

  • w) les particularités de la suspension des travaux pour une raison quelconque; et

  • x) les détails de la cessation du puits.

• (5) Lorsqu’un appareil de forage sur terre ou une unité de forage est utilisé pour l’achèvement d’un puits, son ré-achèvement ou pour une opération corrective, les renseignements à consigner dans les rapports de sondage doivent, de plus, comprendre

  • a) un résumé des travaux entrepris;

  • b) la quantité de fluides de reconditionnement utilisée, injectée, perdue ou récupérée dans le puits;

  • c) les détails de tout tubage ou tube utilisé dans le programme d’achèvement;

  • d) les résultats de tout essai de pression sur le packer ou les tiges;

  • e) la profondeur de scellement de tout packer de tube ou de tubage et les profondeurs des sièges d’outils; et

  • f) les détails de toute récupération de fluide et les détails des niveaux de fluide observés au cours des opérations de pistonnage.

• (6) Un résumé des travaux exécutés sur un puits au cours d’un programme de forage, à l’aide d’une barge de travail, d’un véhicule de service ou de tout équipement analogue doit être présenté au délégué au moins une fois par semaine.

• 176 (1) Lorsque les installations mentionnées au paragraphe 31(1) sont nécessaires au forage d’un puits sur terre, le délégué peut demander à l’exploitant de relever et de consigner dans un registre la direction et la vitesse du vent, la température et les précipitations à des intervalles qu’il peut déterminer.

• (2) Dans le cas d’un programme de forage au large des côtes, l’exploitant doit relever et consigner dans le rapport quotidien des barges ou des bateaux visé à l’article 174

  • a) la présence de glaces flottantes ou d’icebergs et leur déplacement;

  • b) au moins une fois toutes les trois heures

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

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

    • (iii) la direction, la hauteur et la période de la houle,

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

    • (v) la pression barométrique et la température atmosphérique,

    • (vi) la température de l’eau de mer,

    • (vii) la visibilité; et

  • c) la quantité de précipitations au cours des 24 heures précédentes.

• (3) Lorsqu’un puits de prospection est foré à partir d’une île de glace, l’exploitant doit relever et enregistrer les mouvements des glaces près de l’île au moins une fois toutes les 12 heures et, à la demande du délégué, relever et enregistrer au moins une fois toutes les 12 heures

  • a) la direction et la vitesse du vent;

  • b) la pression barométrique et la température atmosphérique; et

  • c) la vitesse et la direction du courant.

177 Lorsqu’il s’agit d’un programme de forage au large des côtes et que l’unité de forage est flottante, l’exploitant doit

• a) relever et consigner dans un registre, au moins une fois toutes les six heures si la vitesse du vent n’excède pas 35 km/h, et au moins une fois toutes les trois heures si elle excède 35 km/h,

  • (i) le tangage, le roulis et la levée de l’unité de forage,

  • (ii) la tension de chaque ligne d’ancrage;

• b) au cours du programme de forage, relever et consigner dans un registre le niveau de fluide de chaque réservoir de ballast, de combustible et d’eau de forage au moins

  • (i) une fois toutes les quatre heures lorsque l’unité de forage est de type semi-submersible,

  • (ii) une fois toutes les 24 heures lorsque l’unité de forage est un bateau de forage;

• c) lorsque l’unité de forage est de type semi-submersible, calculer et consigner son centre vertical de gravité au moins une fois toutes les 24 heures; et

• d) lorsque l’unité de forage est un bateau de forage, calculer et consigner son centre vertical de gravité au moins une fois tous les sept jours et réévaluer les calculs toutes les 24 heures.

Rapports quotidiens

178 L’exploitant doit s’assurer que

• a) l’on tient un rapport quotidien sur tous les employés et visiteurs d’un emplacement de forage; et

• b) dans le cas d’une unité de forage, on tient un journal de bord sur les barges ou les bateaux dans lequel on consigne

  • (i) l’arrivée et le départ de tout véhicule de service,

  • (ii) l’emplacement et le déploiement de tout véhicule de secours,

  • (iii) l’émission et la réception de tout message radio,

  • (iv) le détail de tout exercice effectué en prévision d’une situation d’urgence,

  • (v) toute variation du tirant d’eau, et

  • (vi) les particularités de toute inspection de la coque.

Rapports courants

• 179 (1) L’exploitant doit, au cours d’un programme de forage, rédiger et présenter au délégué, une fois par semaine,

  • a) un résumé de tous les événements importants survenus à l’emplacement de forage au cours de la semaine précédente;

  • b) un rapport décrivant la lithologie de toute formation forée et la nature des fluides de réservoir rencontrés au cours de la semaine précédente;

  • c) un résumé des résultats des relevés de déviation et de déviation directionnelle effectués au cours de la semaine précédente, y compris le calcul des coordonnées du fond du trou pour un puits qui a fait l’objet d’un forage directionnel ou qui a été dévié de plus de cinq degrés de la verticale; et

  • d) un rapport de tout accident survenu au cours de la semaine précédente et ayant causé un décès ou des blessures.

• (2) L’exploitant doit, si le délégué le demande au cours d’un programme de forage, lui présenter un rapport quotidien, par télex, télégramme ou moyen équivalent, pour lui indiquer la profondeur du puits, la lithologie des formations forées au cours de la journée précédente, les propriétés du fluide de forage, les résultats de chaque essai de pression de formation, les conditions météorologiques et le cas échéant, maritimes, le rendement de l’unité de forage et tout autre renseignement qu’il peut exiger.

• (3) L’exploitant doit s’assurer qu’on tient, à l’emplacement de forage, un rapport sur la réception et l’utilisation de toute substance explosive à l’emplacement et ces rapports doivent être présentés au délégué à sa demande.

Compte-rendu des relevés du trou

• 180 (1) L’exploitant doit s’assurer que toute diagraphie par câble ou autre relevé effectué dans un puits

  • a) est enregistré à une échelle qui fournit un degré de précision approprié aux mesures effectuées; et

  • b) comporte une description du calibrage des outils ou toute autre donnée nécessaire à l’interprétation de la diagraphie ou du relevé.

• (2) L’exploitant doit

  • a) présenter au délégué, par les moyens les plus rapides et les plus pratiques, deux exemplaires préparés sur les lieux des diagraphies par câble qu’il a exécutées;

  • b) présenter, à la demande du délégué, des diagraphies par câble numériques si elles ont été préparées de la sorte; et

  • c) présenter, à la demande du délégué, toutes les données des diagraphies par câble d’un puits avant qu’il ne soit cessé.

Comptes-rendus sur la teneur en gaz et la pénétration

181 La vitesse de pénétration enregistrée conformément au paragraphe 124(1) et le rapport mentionné au paragraphe 190(2) doivent être fournis au délégué à sa demande.

Comptes-rendus sur les écoulements de formation

• 182 (1) L’exploitant doit, séance tenante, présenter au délégué les rapports rédigés conformément aux articles 200 ou 201.

• (2) Les rapports doivent comprendre des reproductions précises des graphiques d’écoulement et de pression; toutefois, s’il est impossible d’obtenir des reproductions précises, les graphiques originaux doivent être présentés.

• (3) Lorsque les graphiques originaux sont présentés, le délégué doit les renvoyer à l’exploitant dans les 30 jours de leur réception.

Rapport sur les failles structurales

• 183 (1) L’exploitant doit présenter un rapport écrit de toute inspection ou relevé effectués conformément à l’article 131, dans les 15 jours de l’achèvement d’un tel rapport.

• (2) L’exploitant doit aviser immédiatement le délégué, si une inspection révèle des conditions qui affaiblissent ou peuvent affaiblir l’intégrité structurale de l’unité de forage ou autre navire utilisé dans le programme de forage.

Rapport de cessation d’un puits

• 184 (1) L’exploitant qui cesse les travaux sur un puits doit en indiquer le mode de cessation dans un registre et présenter celui-ci au délégué dans les 21 jours suivant la date de libération de l’appareil.

• (2) À la demande du délégué, le registre doit être accompagné d’un croquis illustrant l’état du puits cessé.

Communiqués de presse

185 L’exploitant qui publie un communiqué de presse au sujet d’une découverte, d’une éruption ou d’un autre événement important survenu à un puits doit simultanément en transmettre un exemplaire au délégué par télex ou télécopieur.

PARTIE VIIÉvaluation du puits

Dispositions générales

• 186 (1) L’exploitant doit effectuer suffisamment d’essais de puits, de diagraphies par câble, d’analyses et d’échantillonnages au cours du forage d’un puits pour assurer l’exécution d’une évaluation exhaustive du réservoir et de la géologie des lieux.

• (2) L’exploitant doit, à la demande écrite du délégué,

  • a) effectuer une diagraphie par câble, un essai ou une étude;

  • b) prélever des carottes; ou

  • c) recueillir des échantillons de déblais de forage ou de fluides de formation.

• (3) Lorsque

  • a) le fond d’un puits est composé d’une formation de roches sédimentaires,

  • b) la profondeur du puits mentionnée dans l’approbation de forer ou l’approbation de rentrer n’a pas été atteinte;

  • c) la poursuite du forage n’exposerait pas l’exploitant chargé de l’exécution du programme à une opération risquée,

  l’exploitant doit, si le délégué l’en instruit par écrit, poursuivre le forage jusqu’à ce qu’il atteigne la première des profondeurs suivantes : la profondeur approuvée, ou une formation de roches non sédimentaires.

• (4) Lorsqu’on est sûr de la présence d’une zone de pergélisol dans un puits, l’exploitant doit, à la demande du délégué, calculer la profondeur approximative de la base du pergélisol en effectuant une diagraphie par câble ou une étude de température ou par toute autre méthode prescrite par le délégué.

• (5) L’exploitant doit, à la demande du délégué, présenter une analyse et une interprétation de toute donnée d’évaluation d’un puits.

Déblais de forage

• 187 (1) Sous réserve du paragraphe (7), l’exploitant doit, à la demande du délégué, s’assurer que des échantillons de déblais de forage sont prélevés des parties du puits désignées par le délégué.

• (2) Lorsque les échantillons servent à des études lithologiques, ils doivent être prélevés à une fréquence d’un échantillon tous les 5 m de forage.

• (3) Nonobstant le paragraphe (2), lorsque la vitesse de pénétration est anormalement élevée ou lorsque la quantité de déblais de forage ramenée à la surface est anormalement faible, la fréquence de l’échantillonnage peut être réduite à un minimum d’un échantillon tous les 10 m de forage ou à une fréquence moindre si le délégué donne son approbation.

• (4) Lorsque les échantillons servent à déterminer le potentiel de la source d’hydrocarbures, ils doivent être prélevés à une fréquence d’au moins un échantillon tous les 10 m de forage ou à une fréquence moindre si le délégué donne son approbation.

• (5) Lorsque les échantillons sont prélevés aux fins d’études lithologiques, ils doivent être

  • a) prélevés en quantités suffisantes pour satisfaire aux exigences de l’article 223; et

  • b) placés, au moment de l’échantillonnage, dans des contenants appropriés indiquant de façon durable et précise le nom du puits et la profondeur du prélèvement de l’échantillon.

• (6) Lorsque les échantillons sont prélevés pour déterminer le potentiel de la source d’hydrocarbures, ils doivent être prélevés et mis dans des boîtes hermétiques à l’emplacement de forage et de la façon approuvée par le délégué.

• (7) Lorsque l’exploitant ne peut pour une raison quelconque obtenir d’échantillons d’une partie du puits, désignée par le délégué, il doit consigner l’intervalle de profondeur pour lequel des échantillons n’ont pas été obtenus et la raison de l’empêchement, et présenter son rapport au délégué.

Carottes

• 188 (1) L’exploitant doit s’assurer que des carottes classiques sont prélevées conformément au programme mentionné dans l’approbation de forer sauf s’il n’est pas pratique, du point de vue opérationnel, d’effectuer ce prélèvement.

• (2) Lorsqu’il n’est pas pratique de prélever des carottes, l’exploitant doit dès que possible en aviser le délégué.

• (3) Toute carotte prélevée doit être

  • a) extraite du carottier selon les règles de l’art;

  • b) décrite immédiatement selon les règles admises dans le domaine de la géologie;

  • c) lorsque sa nature le permet, marquée de façon à indiquer l’intervalle de profondeur d’où elle provient et l’orientation qu’elle avait avant qu’elle soit enlevée de la formation;

  • d) placée dans un contenant à carotte.

• (4) Le contenant à carotte doit

  • a) être suffisamment solide pour empêcher le bris de la carotte;

  • b) être d’une longueur totale d’environ 800 mm;

  • c) indiquer de façon durable et précise le nom du puits, la profondeur du prélèvement et le numéro de série du contenant.

• (5) Les renseignements mentionnés à l’alinéa (4)c) et au paragraphe 189(2) peuvent être codés.

• 189 (1) Il est interdit d’extraire une carotte latérale du carottier avant que la tête du système explosif soit retirée.

• (2) L’exploitant doit s’assurer que toute carotte latérale qui a été prélevée est immédiatement décrite selon les règles admises dans le domaine de la géologie, puis placée dans un contenant approprié qui porte une étiquette durable et précise sur laquelle sont indiqués le nom du puits et la profondeur de prélèvement de la carotte.

Teneur en gaz du fluide de forage

• 190 (1) Lorsqu’un détecteur de gaz est exigé en vertu de l’alinéa 75(3)e), tout le fluide de forage qui remonte à la surface doit être échantillonné et analysé afin de déterminer la teneur totale en hydrocarbures gazeux et, si l’appareil en offre les possibilités, les quantités relatives de méthane, d’éthane, de propane et de butane.

• (2) Les résultats de l’échantillonnage et de l’analyse doivent être consignés.

Diagraphies par câble

• 191 (1) Sous réserve de l’article 194, l’exploitant doit s’assurer que les diagraphies par câble nécessaires à la bonne évaluation d’un puits sont prises à tous les intervalles de puits non tubés au-dessous du tubage de surface.

• (2) Aux fins du paragraphe (1), un nombre suffisant de diagraphies par câble doit être effectué dans un puits pour

  • a) permettre un calcul précis de la porosité, de la saturation en fluide et du contact de fluide pour tous les réservoirs potentiels;

  • b) mesurer le diamètre du trou ainsi que le potentiel spontané et la radioactivité naturelle de toute formation;

  • c) aider à déterminer la lithologie de toute formation; et

  • d) permettre de calculer avec précision, à la demande du délégué, l’angle vertical et la direction du trou et les pendages structuraux des formations.

• (3) L’exploitant doit s’assurer que les diagraphies par câble fournissent des données de bonne qualité, en veillant à ce qu’elles soient prises

  • a) dès que possible après la pénétration d’un réservoir potentiel;

  • b) avant de modifier la nature du fluide de forage d’une façon qui affecterait leur qualité;

  • c) avant d’augmenter le diamètre du trou pour installer le tubage; et

  • d) à des intervalles assez fréquents au cours du forage d’un puits pour que la nature des fluides de formation adjacents au trou de sonde ne soit pas sensiblement modifiée par l’arrivée du fluide de forage.

• (4) Aux fins du paragraphe (1), un nombre suffisant de types de diagraphies par câble pour mesurer la porosité doit être effectué dans un puits afin que tout effet du schiste, des hydrocarbures, de la lithologie complexe et des parois du trou puisse être contrebalancé lors du calcul de la porosité de toute formation.

• (5) À moins d’indication contraire dans l’approbation de forer, l’exploitant doit effectuer au moins deux types de diagraphies par câble pour mesurer la porosité lorsque la formation d’un grand réservoir est indiquée dans la partie du trou où les diagraphies par câble doivent être prises.

• (6) Aux fins du paragraphe (1), un nombre suffisant de types de diagraphies par câble pour mesurer la résistivité doit être effectué dans un puits de sorte que la déformation causée par l’arrivée du filtrat, les minces formations, le fluide de forage et les parois du trou puisse être contrebalancée lors du calcul de la résistivité de la formation.

192 [Abrogé, DORS/2002-170, art. 6]

193 Lorsqu’une diagraphie par câble est effectuée,

• a) la température maximale du fond du trou doit être mesurée avec au moins deux thermomètres à maxima; et

• b) la température des formations, l’heure d’arrêt de la circulation du fluide de forage, et l’heure à laquelle l’instrument de diagraphie par câble a quitté le fond du trou doivent être inscrites sur la diagraphie par câble.

194 Lorsque les formations d’un puits sont composées de sels ou de roches non sédimentaires, seules les diagraphies par câble nécessaires à la mesure du diamètre du trou, de la radioactivité de la formation et du temps de propagation du son sont requises.

• 195 (1) L’exploitant doit s’assurer que toute diagraphie par câble est prise à un débit qui permet d’obtenir des données de bonne qualité et ne provoque pas le pistonnage des fluides de formation dans le puits.

• (2) Lorsque les conditions d’un puits sont telles que la prise d’une diagraphie par câble compromettrait la sécurité humaine, ou la sécurité du puits ou de l’appareil de forage, l’exploitant doit reporter la diagraphie jusqu’à ce que les conditions soient favorables.

• (3) Lorsque la prise d’une diagraphie par câble est reportée, l’exploitant doit

  • a) en aviser immédiatement un ingénieur de la conservation; et

  • b) présenter à un ingénieur de la conservation pour son approbation un programme décrivant les méthodes à utiliser pour obtenir les renseignements qui auraient été obtenus de la diagraphie reportée.

• (4) Dans le cas d’un puits au large des côtes et foré à partir d’une unité de forage flottante, un compensateur de mouvement doit être utilisé par l’exploitant au cours de la prise de toute diagraphie par câble si le mouvement vertical de l’unité est tel que la qualité des données serait amoindrie.

Épreuves et échantillonnage des formations

• 196 (1) Sous réserve du paragraphe 197(2), l’exploitant doit s’assurer que toute formation dans un puits est échantillonnée ou éprouvée pour obtenir des données sur les écoulements de fluide et la pression des réservoirs, lorsqu’il existe une indication que le résultat de l’échantillonnage ou de l’épreuve contribuera sensiblement à l’évaluation de la formation.

• (2) Aux fins du paragraphe (1), l’exploitant doit s’assurer qu’un essai d’écoulement de formation est effectué si des données sur la productivité et des échantillons de fluide sont exigés et que des échantillons de formation par câble ne fournissent pas de renseignements suffisants pour l’évaluation de la formation.

Essais d’écoulement de formation

• 197 (1) L’exploitant doit, à la demande du délégué, présenter un programme détaillé d’essai avant d’entreprendre l’essai d’écoulement de formation mentionné au paragraphe 196(2).

• (2) L’exploitant doit s’assurer qu’aucun essai d’écoulement de formation dans le cas d’un puits au large des côtes n’est effectué sans l’approbation préalable écrite du délégué.

• 198 (1) L’exploitant doit s’assurer qu’au cours de tout essai d’écoulement de formation, on ne laisse remonter à la surface aucun fluide de formation ou que les fluides de formation ne circulent pas à la surface à moins que l’éclairage ne soit suffisant près de la tête de puits d’essai, des conduites d’écoulement et des bacs d’essai.

• (2) L’exploitant doit s’assurer que dans le cas d’un puits au large des côtes et foré à partir d’une unité de forage flottante, aucun essai d’écoulement de formation n’est effectué

  • a) avec un packer installé dans un intervalle du puits non protégé par du tubage,

  • b) lorsque l’unité accuse une levée ou peut vraisemblablement subir une levée de plus d’un mètre et demi au cours de l’essai, ou

  • c) lorsque l’éclairage n’est pas suffisant,

  à moins que l’essai d’écoulement n’ait été approuvé par le délégué.

• (3) L’exploitant doit s’assurer avant d’entreprendre un essai d’écoulement de formation que

  • a) tout l’équipement de sécurité et de lutte contre l’incendie est inspecté et jugé dans un état satisfaisant pour être utilisé sur-le-champ;

  • b) lorsque l’essai doit être effectué dans un intervalle de trou protégé par du tubage, l’espace annulaire entre les tiges d’essai et le tubage a été vérifié afin de confirmer que le packer résistera à la pression exercée sur lui;

  • c) toutes les parties de l’équipement d’essai d’écoulement ont fait l’objet d’un essai de pression jusqu’à au moins la pression maximale prévisible au cours de l’essai; et

  • d) dans le cas d’un puits au large des côtes, le capitaine du véhicule de secours est avisé que l’essai doit avoir lieu.

199 L’exploitant doit s’assurer que

• a) au cours d’un essai d’écoulement de formation, tous les débits d’écoulement et les pressions sont mesurés et contrôlés,

• b) tout fluide de formation obtenu est

  • (i) vérifié afin de déterminer s’il contient de l’hydrogène sulfuré,

  • (ii) contrôlé afin de déterminer s’il contient une quantité importante de sable, et

  • (iii) entreposé et éliminé conformément à l’article 138,

• c) l’on suspend immédiatement tout essai d’écoulement de formation

  • (i) lorsque l’on constate la présence d’hydrogène sulfuré, ou

  • (ii) lorsqu’il y a une forte érosion du sable,

sauf lorsque des précautions ont été prises pour assurer la sécurité du personnel et le contrôle du puits; et

• d) après l’essai d’écoulement de formation et avant de retirer du puits les tiges d’essai utilisées pour conduire le test, le fluide de formation qui se trouve dans les tiges d’essai est circulé à la surface ou autrement récupéré.

200 L’exploitant doit s’assurer que toutes les données pertinentes sur l’essai d’écoulement de formation

• a) sont bien consignées; et

• b) comprennent, le cas échéant :

  • (i) la pression initiale d’obturation,

  • (ii) tous les débits d’écoulement et les pressions à la tête du puits en fonction du temps,

  • (iii) assez de renseignements sur la pression de débit et la remontée de pression pour calculer la pression statique du réservoir,

  • (iv) le volume total du fluide récupéré et le volume de chaque type de fluide produit, et

  • (v) la température et la pression du puits à l’endroit et au moment du prélèvement d’un échantillon du fluide.

• 201 (1) L’exploitant doit s’assurer que tout essai d’écoulement de formation effectué par câble est conçu et conduit pour obtenir la quantité maximale de fluide de réservoir dans les circonstances et que toutes les données pertinentes sur l’essai sont consignées.

• (2) Les renseignements doivent comprendre

  • a) le nom du puits et la profondeur du prélèvement de l’échantillon de fluide;

  • b) la date et l’heure du prélèvement;

  • c) la température de la formation d’où provient l’échantillon;

  • d) un rapport de la pression du puits durant l’essai; et

  • e) le type, la quantité et la nature des fluides récupérés.

• 202 (1) L’exploitant doit s’assurer que

  • a) un échantillon de chaque type de fluide produit d’un puits de prospection ou d’un autre puits que le délégué peut désigner est prélevé durant un essai d’écoulement de formation;

  • b) cet échantillon est d’un volume suffisant et qu’il est prélevé au moyen de techniques qui permettent les analyses mentionnées à l’article 226;

  • c) lorsque l’échantillon est un liquide, il est analysé conformément à l’article 226 et délivré conformément à l’article 227; et

  • d) lorsque l’échantillon est un gaz, il est analysé conformément à l’article 226 et remis au délégué, à sa demande.

• (2) L’échantillon de fluide doit être placé à l’emplacement de forage dans un contenant scellé.

• (3) Le contenant doit être

  • a) fait d’un matériau qui garantit le transport sûr de l’échantillon; et

  • b) numéroté, bien étiqueté et accompagné de renseignements indiquant

    • (i) le nom et la profondeur du puits,

    • (ii) la date et le mode de prélèvement de l’échantillon, et

    • (iii) le cas échéant, le type et le numéro de l’essai d’écoulement de formation.

PARTIE VIIICessation de puits

Demande

• 203 (1) Lorsqu’un exploitant entend cesser un puits, il doit présenter à l’approbation de l’ingénieur de la conservation les détails du programme de cessation.

• (2) Lorsque le programme a été approuvé, l’exploitant doit, sous réserve du paragraphe 186(3) s’assurer que le puits est cessé conformément à ce programme.

• (3) Lorsqu’un exploitant présente un programme de cessation, il doit envoyer avec sa demande les renseignements suivants sur le puits concerné, à moins que ces renseignements n’aient été fournis au délégué :

  • a) état actuel du puits;

  • b) lithologie et âge de toutes les formations;

  • c) profondeur et importance de toute perte de circulation;

  • d) profondeur et diamètre des colonnes de tubage;

  • e) propriétés et type de tout fluide de forage ou d’achèvement;

  • f) profondeur, épaisseur et nature de tout réservoir;

  • g) profondeur et nature de tout indice de gaz ou de pétrole;

  • h) résultat de tout relevé de diagraphie par câble; et

  • i) résultat de tout essai d’écoulement de formation ou essai d’échantillonnage.

• (4) Si un puits ne peut être cessé conformément au programme de cessation approuvé, en raison de circonstances que l’exploitant ne pouvait prévoir au moment où le programme était présenté pour approbation, l’exploitant doit

  • a) aviser le délégué que le puits n’a pas été cessé conformément au programme;

  • b) laisser le puits dans l’état le plus sûr possible; et

  • c) cesser le puits conformément au programme approuvé, dans les délais prévus par le délégué.

Enlèvement du tubage

• 204 (1) Un exploitant ne doit enlever de façon permanente aucun tubage ni tube lorsqu’il abandonne un puits, sauf en conformité du paragraphe (2) et cet enlèvement fait partie du programme de cessation.

• (2) Au moment de l’enlèvement du tubage,

  • a) un bouchon mécanique doit être installé dans le tubage à au plus 15 m sous le point de mise hors circuit avant de sectionner le tubage;

  • b) sous réserve de l’alinéa d), un bouchon de ciment de 30 m doit être installé en travers du tronçon de tubage;

  • c) la partie du puits située au-dessus du point de sectionnement doit être abandonnée conformément à la présente partie; et

  • d) lorsque le tubage est sectionné pour récupérer une tête de puits, un bouchon de ciment aussi long que possible doit être placé en travers du tronçon du tubage.

Repère en surface et remise en état

205 L’exploitant doit s’assurer que l’emplacement de surface d’un puits abandonné sur terre est indiqué au moyen d’un repère d’acier, peint de couleur orange iridescent s’élevant à au moins 1,5 m au-dessus du sol et comprenant

• a) une longueur de tuyau soudé au couvercle du tubage de disjonction ou fixé dans le ciment; et

• b) une plaque d’acier d’au moins 5 mm d’épaisseur et mesurant 500 mm sur 300 mm sur laquelle sont soudés en pointillés le nom et les coordonnées du puits.

206 L’exploitant doit s’assurer que

• a) lorsque les travaux cessent sur un puits,

  • (i) tous les déchets sont enlevés de l’emplacement de forage et la surface de l’emplacement est remise en état à la satisfaction d’un ingénieur de la conservation, et

  • (ii) s’il y a lieu, un bouchon de ciment est installé à l’extrémité supérieure du trou de rat et du trou de souris du puits; et

• b) lorsque cessent des opérations de forage au large des côtes, les matériaux et l’équipement pouvant nuire aux autres usages commerciaux de la mer sont enlevés des fonds marins, à moins que le délégué n’autorise l’exploitant à les laisser en place s’il est convaincu qu’ils ne nuiront vraisemblablement pas aux autres usages commerciaux de la mer.

Interdiction de déplacer un appareil de forage

207 Aucun exploitant ne doit enlever un appareil de forage ou une unité de forage d’un puits foré en vertu du présent règlement à moins que le puits n’ait été cessé conformément au présent règlement.

Responsabilité de l’exploitant quant aux puits abandonnés

208 L’exploitant doit s’assurer que

• a) un puits ou une partie de puits qui n’est pas suspendu ni achevé est abandonné; et

• b) lorsqu’un puits est abandonné, il est abandonné de façon à empêcher l’écoulement ou le déversement de fluides de formation du trou de sonde.

• 209 (1) La confirmation par le délégué de la réception du rapport de cessation de puits qui lui a été envoyé conformément au paragraphe 184(1) ne relève pas l’exploitant de sa responsabilité de cesser convenablement le puits si l’on constate à une date ultérieure que le puits n’a pas été cessé en conformité du présent règlement.

• (2) [Abrogé, DORS/2002-170, art. 7]

Emplacement des bouchons d’abandon

• 210 (1) Aux fins de l’alinéa 208b),

  • a) un bouchon de ciment doit, si possible, être placé au fond de tout puits sauf lorsque

    • (i) la formation au fond du puits est du sel, le bouchon de ciment pouvant dans ce cas être placé immédiatement au-dessus de la formation, ou

    • (ii) les conditions du trou de sonde du puits sont telles qu’il n’est pas pratique de placer le bouchon au fond du puits, auquel cas le bouchon sera placé aussi profondément que possible dans le puits;

  • b) les bouchons de ciment et les bouchons mécaniques doivent être placés conformément au programme de cessation approuvé en vertu du paragraphe 203(2) et doivent être conçus pour

    • (i) isoler les formations ou les groupes de formation qui semblent présenter des pressions anormales,

    • (ii) séparer les formations perméables et poreuses qui renferment des fluides de formation dont la nature diffère sensiblement,

    • (iii) séparer les formations perméables et poreuses des formations analogues dont l’âge diffère sensiblement,

    • (iv) séparer les intervalles de perte de circulation dans le puits des autres formations perméables et poreuses;

  • c) sous réserve des alinéas a) et d), un bouchon de ciment d’au moins 30 m de longueur doit être descendu au fond de la plus profonde colonne de tubage dans le puits et il doit

    • (i) s’étendre à au moins 15 m au-dessous et à au moins 15 m au-dessus du sabot de tubage, ou

    • (ii) être placé sur un bouchon mécanique dans le tubage à moins de 100 m du sabot de tubage;

  • d) le bouchon de ciment n’est pas nécessaire si

    • (i) on laisse en permanence au moins 10 m de ciment au fond du tubage au cours de la cimentation, ou

    • (ii) un bouchon mécanique est placé dans le tubage à moins de 100 m du fond du trou,

    et qu’un essai de la pression du tubage est effectué;

  • e) lorsqu’une fuite existe ou est suspectée dans la colonne de tubage la plus profonde, un bouchon de ciment doit être mis en place au moment de l’abandon du puits afin de sceller la fuite;

  • f) lorsqu’un espace annulaire est ouvert à une formation, un bouchon de ciment doit être mis en place pour sceller l’espace;

  • g) dans le cas d’un puits sur terre

    • (i) tout le tubage doit être sectionné à 1 m au-dessous du niveau du sol et un bouchon de 10 m doit être placé dans le tubage interne, et

    • (ii) une plaque d’acier doit être soudée sur le haut tubage de façon à obturer complètement le trou de sonde et les espaces annulaires entre toutes les colonnes de tubage; et

  • h) dans le cas d’un puits au large des côtes,

    • (i) un bouchon de ciment doit être placé sur un bouchon mécanique à une profondeur d’au plus 150 m au-dessous des fonds marins ou cimenté sous pression à travers un dispositif de retenue placé à une profondeur d’au plus 150 m au-dessous des fonds marins, et

    • (ii) tout le tubage doit être sectionné au-dessous des fonds marins à la plus grande des profondeurs suivantes : une profondeur au-dessous de laquelle on ne s’attend raisonnablement pas à ce que l’érosion glaciaire cause des dommages, ou 1 m.

• (2) Un ingénieur de la conservation peut

  • a) toujours approuver une modification au programme de cessation mentionné au paragraphe 203(2), concernant l’abandon d’un puits, en raison de circonstances non prévues par l’exploitant au moment de la présentation du programme pour approbation; ou

  • b) exiger que l’exploitant perfore tout tubage installé dans un puits afin de placer du ciment entre les zones perméables poreuses qui autrement ne seraient pas isolées.

• 211 (1) Sauf dans le cas d’un puits de développement, l’exploitant doit s’assurer que les intervalles d’une colonne de tubage perforée pour fins d’essais d’écoulement ou autre, sont bouchés avant de perforer tout autre intervalle dans la colonne de tubage.

• (2) Lorsque les intervalles perforés sont dans des formations qui contiennent du pétrole ou du gaz ou des pressions de fluide anormales, ils doivent être obturés

  • a) en plaçant un bouchon mécanique à au plus 30 m au-dessus de la perforation du haut et en recouvrant d’au moins 5 m de ciment le bouchon mécanique;

  • b) en injectant du ciment dans les perforations puis en éprouvant le bouchon à une pression d’au moins 7 000 kPa supérieure à la pression du fluide de formation dans l’intervalle; ou

  • c) en plaçant un bouchon de ciment à au plus 30 m au-dessus de la perforation du haut.

• (3) Nonobstant le paragraphe (2), lorsque l’intervalle perforé est l’intervalle perforé le plus élevé dans un puits, un bouchon de ciment dont la base est à au plus 30 m au-dessus de la perforation du haut doit être placé dans le tubage et ce bouchon doit avoir au moins 30 m de longueur.

Longueur et qualité des bouchons de ciment

• 212 (1) Les bouchons de ciment mentionnés à l’alinéa 210(1)b), à moins d’autorisation contraire dans le programme de cessation du puits, ne doivent pas être inférieurs à

  • a) 100 m de longueur lorsqu’ils sont placés dans une partie du puits non protégée par le tubage; et

  • b) 30 m de longueur lorsqu’ils sont placés dans une partie du puits protégée par le tubage.

• (2) Le ciment utilisé pour les bouchons de ciment doit être conçu pour offrir une résistance minimale de 3 000 kPa à la compression après huit heures de durcissement.

Vérification des bouchons

• 213 (1) L’exploitant doit attendre que le ciment utilisé pour les bouchons durcisse pendant au moins six heures puis vérifier, avec une force de 90 kN ou avec le plein poids de la colonne de cimentation, la moindre des deux valeurs étant à retenir, la position de tout bouchon de ciment qui n’est pas soutenu par un autre bouchon ni par le fond du puits et qui est situé

  • a) au niveau du sabot de la colonne du tubage la plus profonde;

  • b) au-dessus d’une zone de pression anormale; ou

  • c) au-dessus d’une zone renfermant des hydrocarbures.

• (2) Lorsque l’on constate qu’un bouchon est si dévié de sa position prévue qu’il est rendu insuffisant pour la fonction qui lui était assignée, il faut le remplacer par un autre bouchon dont la position est vérifiée conformément au paragraphe (1).

Cessation de trou d’essai

• 214 (1) Si un exploitant entend cesser un trou d’essai, il doit présenter à l’approbation d’un ingénieur de la conservation les détails du programme de cessation.

• (2) Lorsque le programme a été approuvé, l’exploitant doit s’assurer que le trou d’essai est cessé conformément au programme.

215 L’exploitant doit s’assurer qu’un trou foré dans le cadre d’un programme de forage et qui mesure moins de 30 m de profondeur est obturé en surface au moyen d’un bouchon de ciment.

Indication des têtes de puits

216 L’exploitant doit s’assurer que la tête de tout puits dont les travaux sont suspendus ou achevés est

• a) à l’abri de tout dommage;

• b) dans le cas d’un puits sur terre, identifiée au moyen d’une inscription appropriée; et

• c) dans le cas d’un puits au large des côtes, équipée d’un dispositif qui permet de la localiser facilement.

Fluide dans des puits abandonnés ou suspendus

217 L’exploitant doit s’assurer que

• a) lorsqu’un puits ou un intervalle inférieur dans un puits doit être abandonné ou suspendu, le puits ou l’intervalle doit alors être rempli de fluide d’une densité suffisante pour suréquilibrer les pressions de formation exercées dans le puits; et

• b) à la demande du délégué, le fluide à injecter dans l’espace annulaire tubage-tube d’un puits qui doit être suspendu ou achevé,

  • (i) résiste au gel, et

  • (ii) est traité afin de minimiser la corrosion du tubage et des tubes.

Puits suspendus

• 218 (1) L’exploitant doit s’assurer que chacun de ses puits suspendus est laissé dans un état qui

  • a) empêche l’écoulement ou le déversement de fluides de formation par le trou de sonde;

  • b) dans le cas d’un puits au large des côtes, permet de minimiser tout encombrement des fonds marins;

  • c) permet l’installation d’une tête de puits ou la reprise efficace et sans danger des opérations; et

  • d) dans la mesure du possible, rétablit la surface de l’emplacement à son état naturel.

• (2) Tout puits suspendu après qu’il est achevé doit être pourvu de bouchons mécaniques, un dans le trou et un à la surface, dont la pression est vérifiée pour garantir qu’ils sont installés convenablement.

• 219 (1) Un puits suspendu sans avoir été achevé doit être achevé ou abandonné dans les six ans de la date de la suspension.

• (2) Tout puits qui est achevé et suspendu doit être

  • a) inspecté une fois par année et il faut alors présenter au délégué un rapport sur son état; et

  • b) mis en production ou abandonné dans les six ans de la date de la suspension à moins que le délégué n’accorde une prolongation du délai.

Achèvement du puits

• 220 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant doit s’assurer qu’un programme de cessation de puits présenté pour approbation conformément à l’article 203 prévoit

  • a) que chaque intervalle de réservoir achevé est isolé de tout autre intervalle perméable ou poreux pénétré par le puits;

  • b) l’essai et l’exploitation efficaces et sans danger de tout intervalle de réservoir achevé;

  • c) lorsque des techniques d’achèvement d’un puits non tubé sont utilisées, la mise en place du tubage de production à une profondeur d’au plus 60 m au-dessus de la partie supérieure de l’intervalle de production;

  • d) lorsque des techniques d’achèvement d’un puits tubé sont utilisées, la mise en place du tubage de production à une profondeur qui assure l’existence d’un puisard à au moins 15 m au-dessous de la base de l’intervalle de production;

  • e) la mise en place d’un packer aussi près que possible de l’extrémité supérieure de l’intervalle à achever et l’essai de pression du packer à une pression différentielle d’au moins 4 000 kPa supérieure à la pression différentielle maximale prévue dans des conditions de production;

  • f) la stimulation des formations productrices par des méthodes sûres qui permettent l’évaluation des caractéristiques de production; et

  • g) à la demande du délégué, la mesure et le contrôle du débit de sable dans le puits.

• (2) L’exploitant doit s’assurer que la tête de puits et l’équipement connexe d’un puits achevé

  • a) possèdent une pression nominale supérieure à la pression initiale du réservoir de tout intervalle de production;

  • b) font l’objet d’un essai de pression à une pression qui est au moins équivalente à la pression initiale du réservoir de tout intervalle de production; et

  • c) comprennent un dispositif de surveillance

    • (i) de la pression et de la température à la tête des tubes, et

    • (ii) de la pression à la tête du tubage.

• (3) L’exploitant doit à la demande du délégué installer dans un puits achevé une soupape souterraine de sûreté commandée en surface.

PARTIE IXRemise d’échantillons d’un puits

Dispositions générales

221 Le délégué peut attribuer ou changer le nom, la classification ou l’état d’un puits.

• 222 (1) L’exploitant doit s’assurer que tout échantillon de déblai de forage, une carotte ou un échantillon de fluide de puits qui est prélevé d’un puits conformément au présent règlement est transporté et entreposé de façon à éviter la perte ou la détérioration du déblai, de la carotte ou de l’échantillon.

• (2) L’exploitant ne doit pas transporter

  • a) un échantillon de fluide de puits prélevé pour fins d’analyse dans un contenant de plastique ou dans tout contenant pouvant provoquer ou occasionner une modification sensible des propriétés chimiques des échantillons; ni

  • b) un échantillon de gaz dont la pression est supérieure à la pression nominale du contenant.

Déblais de forage

• 223 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant doit s’assurer que

  • a) sous réserve de l’alinéa d), une partie de chaque échantillon de déblais de forage prélevé conformément à l’article 187 est lavée et séchée

    • (i) afin d’éliminer tout fluide de forage ou autre agent de contamination, et

    • (ii) d’une façon qui minimise toute modification de l’apparence naturelle ou des caractéristiques lithologiques des déblais;

  • b) la partie de l’échantillon doit être suffisante pour remplir deux fioles;

  • c) les fioles sont d’un type approuvé par le délégué et portent une étiquette durable et précise sur laquelle sont indiqués le nom du puits et l’intervalle de profondeur d’où l’échantillon a été prélevé;

  • d) au moins 500 g de chaque échantillon de déblais de forage sont laissés à leur état naturel et placés dans un contenant à l’épreuve de l’humidité; et

  • e) le contenant porte une étiquette durable sur laquelle sont indiqués le nom du puits et l’intervalle de profondeur d’où l’échantillon a été prélevé.

• (2) S’il est impossible d’obtenir suffisamment d’échantillons pour permettre à l’exploitant de satisfaire aux exigences du paragraphe (1), il doit quand même traiter les échantillons obtenus d’une façon que le délégué juge satisfaisante.

Carottes latérales

224 L’exploitant doit stocker les carottes latérales restantes après l’exécution d’analyses pétrographiques, de réservoir, paléontologiques, palynologiques ou autres, dans des contenants qui portent une étiquette durable sur laquelle sont indiqués le nom du puits et la profondeur de prélèvement de la carotte.

Carottes classiques

• 225 (1) L’exploitant doit s’assurer que

  • a) toute carotte classique est analysée afin de déterminer les caractéristiques fondamentales de réservoir de tous les intervalles potentiels de réservoir dans la carotte;

  • b) l’analyse comprend le mesurage

    • (i) de la porosité,

    • (ii) de la perméabilité, dans la direction de la perméabilité horizontale maximale, perpendiculaire à la direction de la perméabilité maximale et dans la direction verticale, et

    • (iii) de toute autre propriété, à la demande du délégué; et

  • c) lorsque des échantillons nécessaires à l’analyse ont été prélevés à même la carotte, le reste de la carotte ou une plaque longitudinale de la carotte, représentant au moins le tiers de la surface transversale de la carotte, est présentée au délégué.

• (2) Nonobstant le paragraphe (1), le délégué peut approuver ou exiger la conservation de la totalité ou d’une partie de toute carotte pour analyse complète.

• (3) L’exploitant doit conserver en un endroit au Canada toute carotte ou partie de carotte qu’il n’a pas présentée au délégué conformément à l’alinéa (1)c), pendant une période d’au moins deux ans après son prélèvement.

• (4) Avant de se défaire de toute carotte ou partie de carotte visée au paragraphe (1), l’exploitant doit en aviser le délégué et la lui remettre si celui-ci l’exige.

Analyse des échantillons de fluide

• 226 (1) L’exploitant doit s’assurer que

  • a) tout échantillon de gaz, de condensat, de pétrole ou d’eau, obtenu d’un puits est analysé afin de déterminer

    • (i) sa densité, et

    • (ii) ses constituants et leur proportion relative;

  • b) chaque échantillon de gaz est analysé afin de déterminer

    • (i) sa valeur calorifique brute en condition sèche et sans acide, et

    • (ii) sa pression et sa température pseudo-critiques;

  • c) la viscosité de chaque échantillon de pétrole est mesurée à deux températures différentes, avec une variance minimale de 20 °C;

  • d) la résistivité et le pH de chaque échantillon d’eau sont mesurés; et

  • e) si le puits produit plus d’une phase de fluide, l’analyse d’un échantillon mélangé à nouveau est effectuée pour déterminer les facteurs physiques et chimiques qui affectent le rendement du réservoir du puits.

• (2) Les résultats des analyses et mesures doivent être déclarés en unités jugées acceptables par le délégué.

Envoi d’échantillons ou d’autres matériaux au délégué

• 227 (1) L’exploitant doit envoyer à l’adresse indiquée par le délégué

  • a) tous les échantillons ou autres matériaux qui doivent être présentés en vertu du présent règlement;

  • b) dans les 60 jours qui suivent la date de libération de l’appareil d’un puits,

    • (i) deux assortiments complets des échantillons de déblais de forage lavés mentionnés à l’alinéa 223(1)a),

    • (ii) un assortiment complet des déblais de forage non lavés mentionnés à l’alinéa 223(1)d), et

    • (iii) un assortiment complet des déblais de forage en boîte mentionnés au paragraphe 187(6);

  • c) toute carotte latérale ou reliquat de carotte après analyse, dans les six mois qui suivent la date de libération de l’appareil;

  • d) toute carotte classique qu’il doit présenter conformément à l’alinéa 225(1)c), dans les 60 jours qui suivent la date de libération de l’appareil;

  • e) tout échantillon de fluide ou de condensat mentionné à l’article 202, dans les 60 jours de la date de l’essai d’écoulement de formation;

  • f) toute plaque paléontologique ou nanofossile produite à partir d’une carotte latérale détruite lors de la production de la plaque, dans les six mois qui suivent la date de libération de l’appareil; et

  • g) toute plaque foraminifère ou pétrographique produite à partir d’une carotte latérale détruite lors de la production de la plaque, dans les cinq années qui suivent la date de libération de l’appareil.

• (2) Nonobstant l’alinéa (1)a), toute plaque foraminifère ou pétrographique mentionnée à l’alinéa (1)g) doit, à la demande du délégué, être disponible au public pour examen, à la fin de la période de confidentialité pour le puits prescrite par toute loi du Canada.

PARTIE XRapports finaux sur le puits

Puits de prospection et de développement

• 228 (1) L’exploitant qui a foré un puits doit rédiger un rapport final lors de la cessation des travaux sur le puits et présenter ce rapport au délégué :

  • a) dans le cas d’un puits de prospection, dans les 90 jours qui suivent la date de libération de l’appareil ou dans tout autre délai plus long que l’ingénieur de la conservation peut approuver s’il estime que le respect du délai de 90 jours causerait indûment préjudice à l’exploitant;

  • b) dans le cas d’un puits de développement, dans les 45 jours qui suivent la date de libération de l’appareil ou dans tout autre délai plus long que l’ingénieur de la conservation peut approuver s’il estime que le respect du délai de 45 jours causerait indûment préjudice à l’exploitant.

• (2) Le rapport final sur un puits de prospection doit comprendre un relevé de tous les renseignements géologiques, techniques ou opérationnels pertinents au puits et comporter les sections suivantes, avec annexes si nécessaire

  • a) une introduction;

  • b) des données générales sur le puits;

  • c) un résumé des opérations de forage et des opérations connexes;

  • d) un résumé des conditions météorologiques, de la glace, de l’état de la mer et du rendement de l’unité de forage dans des conditions extrêmes lorsqu’il s’agit d’un puits de prospection au large des côtes;

  • e) des renseignements géologiques et paléontologiques;

  • f) un résumé des relevés de déviation et de déviation directionnelle et les coordonnées du fond du trou;

  • g) un tracé de l’emplacement du trou de sonde dans le cas d’un puits qui a dévié de plus de 10 degrés de son axe vertical;

  • h) des données d’évaluation du puits et du réservoir; et

  • i) les diagraphies par câble, analyses, études et tout autre rapport pertinent.

• (3) Le rapport final sur un puits de développement doit contenir :

  • a) un résumé des travaux d’achèvement;

  • b) les coordonnées du fond du trou et de la partie supérieure de toute zone de production, et dans le cas d’un puits de forage directionnel, un tracé de l’emplacement du trou de sonde;

  • c) les détails de l’équipement d’achèvement et des tubes, notamment un diagramme de l’équipement installé sur le puits;

  • d) les résultats de tout essai d’écoulement de formation;

  • e) un exemplaire de tout rapport rédigé par les entrepreneurs de l’exploitant sur la stimulation du puits; et

  • f) les diagraphies par câble, analyses, études, rapports ou comptes-rendus concernant l’évaluation du puits.

Trous d’essais

• 229 (1) L’exploitant doit rédiger un rapport final sur le forage d’un trou d’essai ou d’un groupe de trous d’essai qu’il a forés.

• (2) L’exploitant doit présenter au délégué le rapport final visé au paragraphe (1) dans les 90 jours qui suivent la date d’abandon du trou d’essai ou du dernier des trous d’un groupe de trous d’essai, ou dans tout autre délai plus long que l’ingénieur de la conservation peut approuver s’il estime que le respect du délai de 90 jours causerait indûment préjudice à l’exploitant.

• (3) Le rapport final visé au paragraphe (1) doit faire état de tous les renseignements techniques et opérationnels relatifs au trou d’essai ou au groupe de trous d’essai et comporter les sections suivantes, avec annexes au besoin :

  • a) introduction;

  • b) données générales sur le trou d’essai;

  • c) résumé des opérations de forage et des opérations connexes;

  • d) résumé des conditions météorologiques et de l’état des glaces et de la mer, dans le cas d’opérations au large des côtes ou en région éloignée;

  • e) renseignements géologiques et paléontologiques;

  • f) diagraphies par câble, analyses pétrophysiques et études spéciales.

PARTIE XI[Abrogée, DORS/96-116, art. 41]

PARTIE XIIInfractions

• 234 (1) Nul ne doit fausser ni faire fonctionner sans motif l’équipement de sécurité ou de lutte contre l’incendie, exigé en vertu des articles 19, 27, 28, 29, 36, 41, 46, 47, 54 et 55.

• (2) [Abrogé, DORS/2002-170, art. 8]

235 [Abrogé, DORS/2002-170, art. 9]