Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada (DORS/96-118)

Titre abrégé

1 Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada.

Définitions

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

  activité maritime

  activité maritime Activité relative au maintien de la position et à l’évitement des abordages des plates-formes mobiles au large des côtes. La présente définition comprend l’amarrage, le positionnement dynamique et le lestage. (marine activities)

  appareil de forage

  appareil de forage Ensemble des dispositifs utilisés pour faire un puits par forage ou autrement, notamment une tour de forage, un treuil, une table de rotation, une pompe à boue, un obturateur anti-éruption, un accumulateur, un collecteur de duses, tout logement du personnel connexe et tout matériel connexe, y compris les installations de force motrice et les systèmes de surveillance et de contrôle. (drilling rig)

  approbation de plan de mise en valeur

  approbation de plan de mise en valeur Approbation d’un plan de mise en valeur accordée en vertu de l’article 5.1 de la Loi. (development plan approval)

  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)

  autorisation de programme de plongée

  autorisation de programme de plongée Autorisation d’exécuter un programme de plongée délivrée à l’exploitant en vertu de l’alinéa 5(1)b) de la Loi. (Diving Program Authorization)

  autorisation d’exécuter des travaux de production

  autorisation d’exécuter des travaux de production Autorisation d’exécuter des travaux de production délivrée à l’exploitant en vertu de l’alinéa 5(1)b) de la Loi. (Production Operations Authorization)

  autorité

  autorité 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)

  base de forage

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

  certificat de conformité

  certificat de conformité Certificat délivré par l’autorité 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)

  charge environnementale

  charge environnementale Charge due aux vagues, aux courants, aux marées, au vent, à la glace, aux glaces marines, à la neige, à un tremblement de terre ou à tout autre phénomène naturel ou à toute combinaison de ces phénomènes. (environmental load)

  condition avariée

  condition avariée Condition d’une plate-forme flottante après que celle-ci a subi une avarie dont l’étendue est décrite dans le document visé au paragraphe 57(9). (damaged condition)

  condition de survie

  condition de survie Condition d’une plate-forme mobile au large des côtes lorsqu’elle est soumise aux conditions environnementales les plus rigoureuses déterminées conformément à l’article 45. (survival condition)

  condition d’exploitation

  condition d’exploitation Condition d’une plate-forme mobile au large des côtes au tirant d’eau d’exploitation. (operating condition)

  condition intacte

  condition intacte Condition d’une plate-forme flottante qui n’est pas en condition avariée. (intact condition)

  conduite d’écoulement

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

  délégué

  délégué Délégué à la sécurité. (Chief)

  dommage majeur

  dommage majeur Dommage qui cause de la pollution incontrôlée ou la perte de vies, ou qui menace des vies. (major damage)

  emplacement de forage

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

  emplacement de forage au large des côtes

  emplacement de forage au large des côtes Emplacement de forage qui est situé dans une région immergée et qui n’est pas une île, une île artificielle ni une plate-forme de glace. (offshore drill site)

  emplacement de production

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

  emplacement de production au large des côtes

  emplacement de production au large des côtes Emplacement de production qui est situé dans une région immergée et qui n’est pas une île, autre qu’une île artificielle ni une plate-forme de glace. (offshore production site)

  étanche à l’eau

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

  événement accidentel

  événement accidentel Événement ou circonstance imprévu ou inattendu, ou série de tels événements ou circonstances qui peut entraîner la perte de vies ou des dommages à l’environnement. (accidental event)

  exploitant

  exploitant Personne qui a demandé ou qui a reçu une autorisation d’exécuter des travaux de production, une autorisation de programme de forage ou une autorisation de programme de plongée. (operator)

  installation

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

  installation au large des côtes

  installation au large des côtes Installation située à un emplacement de production ou de forage au large des côtes. La présente définition comprend une installation d’habitation et une installation de plongée. (offshore installation)

  installation de forage

  installation de forage Unité de forage ou appareil de forage ainsi que sa base de forage, notamment tout système de plongée non autonome connexe. (drilling installation)

  installation de plongée

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

  installation de production

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

  installation d’habitation

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

  installation habitée au large des côtes

  installation habitée au large des côtes Installation au large des côtes où des personnes sont habituellement présentes. (manned offshore installation)

  installation inhabitée au large des côtes

  installation inhabitée au large des côtes Installation au large des côtes habituellement inoccupée où, lorsque s’y trouvent des personnes, elles effectuent des travaux opérationnels, de la maintenance ou des inspections qui ne nécessitent pas un séjour de plus d’une journée. (unmanned offshore installation)

  logement du personnel connexe

  logement du personnel connexe Logement du personnel qui fait partie d’une installation, autre qu’une installation d’habitation, et qui ne peut fonctionner indépendamment de l’installation. (dependent personnel accommodation)

  Loi

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

  manuel d’exploitation

  manuel d’exploitation Manuel visé à l’article 64. (operations manual)

  matériau incombustible

  matériau incombustible Matériau qui ne brûle pas ou ne dégage pas de vapeurs inflammables en quantité suffisante pour s’enflammer lorsqu’il est chauffé à 750 °C. (non-combustible material)

  matériel de production

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

  nouvelle installation

  nouvelle installation Installation construite après l’entrée en vigueur du présent règlement. (new installation)

  plan de mise en valeur

  plan de mise en valeur Plan afférent à la mise en valeur d’un gisement ou d’un champ qui est visé à l’article 5.1 de la Loi. (development plan)

  plan d’urgence

  plan d’urgence Plan qui traite des situations anormales ou d’urgence qui sont prévisibles. (contingency plan)

  plate-forme

  plate-forme Plate-forme liée à une installation. (platform)

  plate-forme flottante

  plate-forme flottante Plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes ou une plate-forme mobile au large des côtes qui est une plate-forme de surface. (floating platform)

  plate-forme mobile au large des côtes

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

  porte étanche aux gaz

  porte étanche aux gaz Porte pleine et ajustée, conçue pour résister au passage des gaz dans des conditions d’usage normales. (gastight door)

  poste de commande

  poste de commande Zone de travail, autre que la salle de commande, d’où peuvent être contrôlés et surveillés les systèmes et les équipements essentiels à la sécurité de l’installation. (control point)

  salle de commande

  salle de commande Zone de travail continuellement occupée d’où sont contrôlés ou surveillés à distance l’équipement de traitement et d’exportation, le collecteur de tête de puits et d’éruption, les sources d’énergie principale et de secours, le système de détection d’incendie et de gaz, le système de lutte contre l’incendie, l’équipement de communication, les systèmes d’arrêt d’urgence, les systèmes de régulation du lest, les systèmes de positionnement dynamique et tout autre système ou équipement essentiels à la sécurité de l’installation. (control station)

  secteur d’habitation

  secteur d’habitation Installation d’habitation ou logement du personnel connexe. (accommodation area)

  société d’accréditation

  société d’accréditation[Abrogée, DORS/2009-315, art. 98]

  société de classification

  société de classification Organisme indépendant ayant pour objet de superviser la construction, l’entretien courant et la modification des plates-formes au large des côtes effectués conformément à ses règles de classification de telles plates-formes. La présente définition comprend l’American Bureau of Shipping, le Lloyd’s Register of Shipping, le Det norske Veritas Classification A/S et le Bureau Veritas. (classification society)

  système de chargement au large des côtes

  système de chargement au large des côtes Équipement, ainsi que plate-forme ou navire de stockage connexe, situé à un emplacement de production au large des côtes en vue du chargement du pétrole ou du gaz sur un navire de transport, y compris l’équipement afférent au système de chargement du navire de transport. (offshore loading system)

  système de plongée

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

  système de plongée non autonome

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

  système de production sous-marin

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

  tirant d’eau de survie

  tirant d’eau de survie La distance verticale en mètres entre la ligne de base et la ligne de flottaison attribuée de la plate-forme mobile au large des côtes lorsque celle-ci est soumise aux charges environnementales les plus rigoureuses déterminées conformément à l’article 45. (survival draft)

  tirant d’eau de transit

  tirant d’eau de transit La distance verticale en mètres entre la ligne de base et la ligne de flottaison attribuée de la plate-forme mobile au large des côtes lorsque celle-ci se déplace d’un lieu géographique à un autre. (transit draft)

  tirant d’eau d’exploitation

  tirant d’eau d’exploitation La distance verticale en mètres entre la ligne de base et la ligne de flottaison attribuée de la plate-forme mobile au large des côtes lorsque celle-ci fonctionne en présence de charges combinées d’exploitation et environnementales en deçà de ses limites nominales. (operating draft)

  travaux de production

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

  unité de forage

  unité de forage Navire de forage, submersible, semi-submersible, barge, plate-forme auto-élévatrice ou autre navire utilisés pour l’exécution d’un programme de forage et munis d’un appareil de forage. La présente définition comprend tout autre matériel afférent aux activités maritimes et de forage qui est installé sur un navire ou une plate-forme. (drilling unit)

  zone dangereuse

  zone dangereuse Espace classé comme dangereux dans le document visé au paragraphe (2). (hazardous area)

  zone des machines

  zone des machines Espace d’une installation où est situé de l’équipement comprenant de l’équipement mécanique rotatif ou alternatif, soit des moteurs à combustion interne, des turbines à gaz, des moteurs électriques, des génératrices, des pompes ou des compresseurs. (machinery space)

  zone de travail

  zone de travail Tout espace de l’installation qu’une personne peut occuper dans l’exercice de ses fonctions, y compris la salle de commande, les ateliers, les zones des machines, les zones d’entreposage et les magasins de peinture. (working area)

• (2) Sous réserve du paragraphe 9(2) et pour l’application des articles 10, 11, 13, 14, 19 et 33, la classification des zones dangereuses quant aux risques dus aux gaz combustibles dans une installation doit être faite conformément au document RP 500 de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities.

• (3) Le renvoi à une norme ou à une spécification est réputé se rapporter à celle-ci compte tenu de ses modifications successives.

PARTIE IExigences générales

Dispositions générales

3 En vue d’assurer la sécurité d’une installation, il est interdit à l’exploitant d’utiliser l’installation, sauf si son équipement est disposé conformément au présent règlement de façon à :

• a) assurer la sécurité du personnel;

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

• c) être facilement accessible.

Assurance de la qualité

• 4 (1) Toute nouvelle installation doit être conçue, construite, mise en place et mise en service aux termes d’un programme d’assurance de la qualité établi conformément au paragraphe (2) et choisi conformément au Guide de sélection et de mise en pratique des normes CAN3-Z299-85 de programme d’assurance de la qualité, CAN3-Z299.0-86 de l’Association canadienne de normalisation.

• (2) Les programmes d’assurance de la qualité sont établis selon les prescriptions suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

  • a) Programme d’assurance de la qualité-Catégorie 1, CAN3-Z299.1-85;

  • b) Programme d’assurance de la qualité-Catégorie 2, CAN3-Z299.2-85;

  • c) Programme d’assurance de la qualité-Catégorie 3, CAN3-Z299.3-85;

  • d) Programme d’assurance de la qualité-Catégorie 4, CAN3-Z299.4-85.

Hélipont

• 5 (1) Tout hélipont ou installation d’hélicoptères faisant partie de l’installation au large des côtes doit :

  • a) être conforme aux Lignes directrices applicables aux installations destinées aux hélicoptères à bord des navires de Transports Canada, TP 4414;

  • b) être équipé de sorte que tout carburant qui y est entreposé ou qui est entreposé dans un endroit adjacent à l’hélipont ou aux secteurs d’habitation puisse :

    • (i) soit être jeté par-dessus bord par le truchement d’une mesure prise d’un autre lieu de l’installation,

    • (ii) soit être protégé contre tout dommage ou impact.

• (2) Tout hélipont faisant partie de l’installation au large des côtes doit être situé en un lieu facilement accessible à partir du logement du personnel connexe de l’installation.

• (3) Toute installation d’hélicoptères faisant partie de l’installation à terre doit être conforme au document TP2586F de Transports Canada intitulé Héliports et héli-plates-formes, normes et pratiques recommandées.

Matériel destiné à l’inspection et à la maintenance

6 L’installation au large des côtes doit être conçue et équipée de manière à en permettre la surveillance, la maintenance et l’inspection périodique, notamment grâce à :

• a) l’identification et au marquage précis des zones à inspecter;

• b) l’accès en toute sécurité aux zones à inspecter et à l’espace suffisant pour leur inspection;

• c) des espaces réservés à l’entreposage et à l’utilisation de l’équipement de plongée;

• d) des moyens destinés à faciliter le travail des plongeurs lorsqu’ils doivent procéder à une inspection;

• e) des moyens destinés à aider le personnel de maintenance, y compris celui de maintenance sous-marine, à effectuer son travail efficacement et en toute sécurité;

• f) dans le cas d’une plate-forme mobile au large des côtes qui n’est pas censée être périodiquement mise en cale sèche, des moyens destinés à faciliter l’inspection sur place de la coque.

Dispositifs et structures secondaires

7 Les ponts, superstructures, patins, modules et autres structures situés ou montés sur une installation au large des côtes doivent pouvoir résister à toutes les charges et les forces auxquelles ils seront soumis, selon ce qui est déterminé conformément à l’article 45.

Disposition des matériaux et de l’équipement

• 8 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent article.

  équipement de type à flamme

  équipement de type à flamme Tout équipement de chauffage électrique ou alimenté en carburant qui comprend une flamme nue, un arc électrique ou un élément électrique. La présente définition comprend les radiateurs de chauffage, les chalumeaux, les récipients de fabrication chauffés, les chaudières, les appareils de soudage à arc électrique ou à flamme nue, les radiateurs et les appareils électriques dont l’élément est à découvert. (flame-type equipment)

  récipient de fabrication

  récipient de fabrication Radiateur, déshydrateur, séparateur, purificateur ou récipient utilisé pour le traitement ou le raffinage du pétrole ou du gaz produit. (process vessel)

• (2) Il est interdit d’allumer ou de faire en sorte que soit allumée une flamme nue ou une source d’inflammation dans un rayon de 50 m d’un puits, d’un réservoir de stockage de pétrole ou d’une autre source de vapeurs inflammables.

• (3) Aucun réservoir de stockage de pétrole ne doit être placé ni ne doit demeurer dans un rayon de 50 m d’un puits sur terre.

• (4) Aucun équipement de type à flamme ne doit être placé ni ne doit fonctionner dans un rayon de 25 m d’un puits, d’un réservoir de stockage de pétrole ou d’une autre source de vapeurs inflammables, sauf dans les cas suivants :

  • a) il s’agit :

    • (i) d’un puits d’eau,

    • (ii) d’un puits d’injection d’eau muni d’une garniture d’étanchéité appropriée et ayant une tubulure de surface dont l’espace annulaire est déchargé à l’air libre;

  • b) des travaux d’urgence exigent l’utilisation d’équipement du type à flamme et les vannes de tête de puits et, le cas échéant, l’obturateur anti-éruption sont fermés.

• (5) Aucun équipement de type à flamme ne doit être placé ni ne doit fonctionner dans un rayon de 25 m d’un récipient de fabrication, sauf si l’équipement est muni d’un coupe-flamme adéquat.

• (6) Aucun équipement de type à flamme ne doit être situé dans le même bâtiment qu’un récipient de fabrication ou qu’une autre source de vapeurs inflammables à moins que :

  • a) les prises d’air et les carneaux des brûleurs ne soient situés à l’extérieur du bâtiment;

  • b) les vannes de détente, les plaques d’éclatement et les autres sources de vapeurs inflammables ne soient déchargées au-dessus des toits à l’extérieur du bâtiment;

  • c) le bâtiment ne fasse l’objet d’une ventilation transversale suffisante.

• (7) Les récipients de fabrication et les équipements pouvant émettre des vapeurs inflammables doivent être déchargés à l’air libre et les conduites de décharges des réservoirs de stockage de pétrole qui mènent à une fosse de brûlage ou à une cheminée de brûlage doivent être munies de coupe-flammes ou de dispositifs de sécurité équivalents.

• (8) Le tuyau d’échappement d’un moteur à combustion interne situé dans un rayon de 25 m d’un puits, d’un récipient de fabrication, d’un réservoir de stockage de pétrole ou d’une autre source de vapeurs inflammables doit être construit de façon :

  • a) à prévenir l’émission de flammes sur sa longueur ou à son extrémité;

  • b) que son extrémité soit située à au moins 6 m d’une projection vers le haut de l’axe vertical du puits et soit dirigée vers le côté opposé au puits.

• (9) L’équipement situé sur un puits, un récipient de fabrication, un réservoir de stockage de pétrole ou une autre source de vapeurs inflammables ou près de ceux-ci doit être construit conformément au Code canadien de l’électricité, Première partie et au Règlement sur la sécurité et la santé au travail(pétrole et gaz).

Accès aux zones dangereuses

• 9 (1) Sous réserve du paragraphe (2), un accès direct ou des ouvertures ne doivent pas être prévus dans une installation entre :

  • a) une zone non dangereuse et une zone dangereuse;

  • b) une zone dangereuse de classe I, division 2 et une zone dangereuse de classe I, division 1.

• (2) Sous réserve des paragraphes (3) à (5), un espace fermé qui donne directement sur une zone dangereuse de classe I, division 1 ou 2 et qui est classé comme étant moins dangereux doit être considéré comme ayant la même classification que la zone.

• (3) Un espace fermé qui donne directement sur une zone de classe I, division 1 est considéré comme une zone dangereuse de classe I, division 2 si :

  • a) d’une part, est installée entre l’espace et la zone une porte étanche aux gaz à fermeture automatique s’ouvrant sur l’espace;

  • b) d’autre part, quand la porte est ouverte, l’air s’écoule de l’espace vers la zone.

• (4) Un espace fermé qui donne directement sur une zone dangereuse de classe I, division 2 n’est pas considéré comme une zone dangereuse si :

  • a) d’une part, est installée entre l’espace et la zone une porte étanche aux gaz à fermeture automatique s’ouvrant sur l’espace;

  • b) d’autre part, quand la porte est ouverte, l’air s’écoule de l’espace vers la zone.

• (5) Un espace fermé qui donne directement sur une zone dangereuse de classe I, division 1 n’est pas considéré comme une zone dangereuse si :

  • a) d’une part, est installée entre l’espace et la zone une porte étanche aux gaz à fermeture automatique qui forme un sas pneumatique;

  • b) d’autre part, l’espace est maintenu à une pression supérieure à celle de la zone.

• (6) Les canalisations d’une installation doivent être conçues de façon à empêcher la communication directe entre zones dangereuses de classes différentes et entre zones dangereuses et non dangereuses.

Ventilation des zones dangereuses

• 10 (1) Toute zone dangereuse fermée de l’installation doit être ventilée.

• (2) Les systèmes de ventilation de l’installation au large des côtes doivent, aux fins du paragraphe (1), pouvoir remplacer l’air de toute zone dangereuse toutes les cinq minutes.

• (3) Lorsqu’un système de ventilation mécanique est utilisé aux fins du paragraphe (1), l’air de la zone dangereuse fermée doit être maintenu à une pression inférieure à celle des zones dangereuses adjacentes de classes inférieures.

• (4) L’air admis dans une zone dangereuse fermée doit être extrait d’une zone non dangereuse et, lorsque la conduite d’entrée traverse une zone dangereuse d’une classe supérieure à celle à laquelle mène la conduite, l’air de la conduite d’entrée doit être maintenu à une pression supérieure à celle de la zone dangereuse que traverse la conduite.

• (5) L’air extrait d’une zone dangereuse fermée doit être évacué vers une aire extérieure qui serait d’une classe égale ou inférieure à la zone dangereuse si elle n’en recevait pas l’air.

• (6) Les systèmes de ventilation de chaque zone dangereuse et de chaque zone non dangereuse doivent être séparés et les conduites d’entrée et de sortie de ventilateur doivent être disposées de façon à empêcher l’air d’une zone dangereuse de se déplacer, sous l’effet d’un ventilateur ou du vent, vers une zone d’une classe inférieure.

• (7) Toute conduite de sortie de ventilation qui mène d’une zone non dangereuse où se déroulent des travaux de production ou de forage à une zone dangereuse de classe I, division 2 doit être munie de volets à verrouillage automatique et d’un détecteur de gaz.

• (8) Une jauge à pression différentielle doit être installée pour surveiller toute perte de la pression différentielle de ventilation exigée par les paragraphes (3) ou (4) ou maintenue aux termes de l’article 9 et déclencher des alarmes sonores et visuelles au poste de commande approprié après une période d’attente appropriée d’au plus 30 secondes.

• (9) La salle de commande et les secteurs d’habitation de l’installation doivent :

  • a) être maintenus à une pression supérieure à la pression atmosphérique;

  • b) être munis de portes extérieures à sas pneumatique.

• (10) L’alimentation de tout système de ventilation mécanique des secteurs d’habitation, zones de travail et d’entreposage de liquide inflammable et des autres endroits dangereux d’une installation doit pouvoir être coupée aux postes de commande appropriée et à un lieu qui est situé à l’extérieur de l’endroit ventilé qui demeureront accessibles advenant un incendie au sein de l’endroit.

• (11) Les principales conduites d’entrée et de sortie de tout système de ventilation doivent pouvoir être fermées à un lieu qui est situé à l’extérieur de l’endroit ventilé et qui demeurera accessible advenant un incendie au sein de l’endroit.

Normes électriques générales

• 11 (1) Sous réserve des paragraphes (2) à (4), les moteurs électriques, les appareils d’éclairage, le câblage électrique et autre appareillage électrique d’une installation doivent être conçus, installés et maintenus :

  • a) dans le cas d’une installation à terre, conformément au document C 22.1-1990 de l’Association canadienne de normalisation intitulé Code canadien de l’électricité, Première partie, Norme de sécurité relative aux installations électriques;

  • b) dans le cas d’une installation au large des côtes, conformément au document RP 14F de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Installation of Electrical Systems for Offshore Production Platforms.

• (2) Le câblage électrique d’une installation au large des côtes doit être :

  • a) conçu conformément à la publication 92-3 de la Commission électrotechnique internationale intitulée Installations électriques à bord des navires, troisième partie : Câbles (construction, essais et installations) et soumis à un essai de catégorie A conformément à la publication 332-3 de la Commission électrotechnique internationale intitulée Essais des câbles électriques soumis au feu, troisième partie : Essais sur câbles en nappes;

  • b) soumis à un essai d’impact à -35 °C et de flexion à -40 °C conformément à la norme C22.2 N^o 0.3-M1985 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Méthodes d’essai des fils et câbles électriques.

• (3) Lorsqu’un système de distribution primaire ou secondaire d’énergie, de chauffage ou d’éclairage est utilisé, sans mise à la terre, dans l’installation au large des côtes, celle-ci doit être dotée d’un dispositif de surveillance continuel du niveau d’isolation à la terre qui est capable de donner une indication sonore ou visuelle en cas de niveau d’isolation anormalement bas.

• (4) La source primaire d’énergie électrique de l’installation au large des côtes doit :

  • a) comprendre au moins deux groupes électrogènes;

  • b) être capable d’alimenter toutes les opérations courantes sans qu’il faille recourir à la source d’énergie électrique de secours visée à l’article 12;

  • c) être capable, un des groupes électrogènes étant hors d’usage, d’alimenter toutes les opérations à l’exception des travaux de production et de forage.

• (5) Les circuits primaires de la source d’énergie électrique de l’installation doivent être munis d’au moins deux dispositifs d’arrêt manuels situés en des endroits différents.

Source d’énergie électrique de secours

• 12 (1) L’installation au large des côtes doit posséder une source d’énergie électrique de secours qui est indépendante de la source primaire d’énergie électrique et qui peut fournir suffisamment d’énergie électrique pour faire fonctionner, pendant au moins 24 heures, l’équipement suivant :

  • a) les appareils d’éclairage visés au paragraphe (2);

  • b) les systèmes d’alarme et de détection de gaz;

  • c) les systèmes d’alarme et de détection d’incendie;

  • d) les systèmes d’extinction d’incendie, sauf les pompes à incendie avec moteur à combustion interne alimenté par combustible liquide;

  • e) le système d’alarme général et les réseaux de communication internes;

  • f) le système d’arrêt d’urgence visé à l’article 18;

  • g) les systèmes de sauvetage;

  • h) les feux de navigation, les systèmes de signaux sonores et les marques d’identification illuminées visés à l’article 21;

  • i) l’équipement de communication radiophonique nécessaire pour assurer la conformité aux plans d’urgence visés à l’article 44;

  • j) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes, le principal système de régulation du lest, une pompe à lest pour chacun des systèmes de lest et une pompe de cale pour chacun des systèmes de cale;

  • k) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes, le système secondaire de régulation du lest;

  • l) l’équipement nécessaire pour suspendre en toute sécurité les travaux de production ou de forage en cours, notamment un système de débranchement de puits;

  • m) si un système de pompes est exigé par l’alinéa l), une pompe de capacité suffisante pour tuer tout puits de l’installation qui est actionnée par un moteur à combustion interne qui n’est pas alimenté par un combustible liquide;

  • n) les blocs obturateurs de puits;

  • o) l’équipement de plongée habité relié à une source d’énergie électrique.

• (2) L’installation au large des côtes doit être munie de feux alimentés par la source d’énergie électrique de secours visée au paragraphe (1) aux endroits suivants :

  • a) les postes d’embarquement sur le pont et sur les flancs;

  • b) les voies de secours et les zones comportant des marques d’identification de telles voies;

  • c) les corridors de service et des secteurs d’habitation, les escaliers, les sorties et les cabines d’ascenseur du personnel;

  • d) les zones des machines et les groupes électrogènes principaux;

  • e) les postes de commande et la salle de commande des machines;

  • f) les locaux d’où s’effectuent la commande des travaux de production et de forage et où sont situés les commandes des machines essentielles à l’exécution de ces travaux et les dispositifs d’arrêt d’urgence du groupe électrogène;

  • g) les postes d’arrimage de l’équipement de lutte contre l’incendie;

  • h) l’emplacement des pompes pour les extincteurs et des pompes à incendie, à lest et de cale mentionnées à l’alinéa (1)j), ainsi que la position de lancement de chacune de ces pompes;

  • i) les héliponts et l’emplacement des marques d’identification des obstacles sur ceux-ci;

  • j) la salle de communication radiophonique.

• (3) Lorsque la source d’énergie électrique de secours exigée par le paragraphe (1) est une génératrice à entraînement mécanique, l’installation au large des côtes doit être munie de ce qui suit :

  • a) une source d’énergie électrique transitoire, sauf si la génératrice démarre automatiquement et fournit l’énergie exigée par le paragraphe (1) en moins de 45 secondes à compter de l’arrêt de la source primaire d’énergie électrique;

  • b) un système autonome de batteries destiné à fournir automatiquement l’énergie suffisante, en cas de panne ou d’arrêt des sources d’énergie électrique primaire et de secours, pour faire fonctionner durant au moins une heure l’équipement visé aux sous-alinéas (i) et (ii) et durant au moins quatre jours l’équipement visé au sous-alinéa (iii) :

    • (i) les feux situés sur le trajet menant aux sorties de secours, le long des voies de secours, dans les zones des machines, dans la salle de commande, dans les salles de rassemblement d’urgence et aux postes de mise à l’eau du système de sauvetage,

    • (ii) le réseau de communication interne et le système d’alarme général,

    • (iii) les feux de navigation, les systèmes de signaux sonores et les marques d’identification illuminées visés à l’article 21.

• (4) Le système de batteries visé à l’alinéa (3)b) doit pouvoir revenir à l’état de charge de maintien lors du rétablissement des sources d’énergie électrique primaire ou de secours.

• (5) La source d’énergie électrique de secours exigée par le paragraphe (1) doit, dans le cas de la plate-forme flottante, être conçue pour pouvoir fonctionner à la pleine puissance nominale quel que soit l’angle d’inclinaison de la plate-forme jusqu’à un maximum :

  • a) de 22,5° autour de l’axe longitudinal et de 10° autour de l’axe transversal, dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes qui est une plate-forme de surface;

  • b) de 25° en tous sens, dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes;

  • c) de 15° en tous sens, dans le cas de la plate-forme auto-élévatrice.

• (6) L’emplacement de la source d’énergie électrique de secours et des réservoirs de carburant connexes, l’emplacement de la source de courant transitoire, le cas échéant, et du panneau de distribution de secours de l’installation au large des côtes doivent être :

  • a) facilement accessibles à partir d’un espace ouvert du pont;

  • b) être isolés, au moyen de cloisonnements de classe A-60 au sens du paragraphe 23(1), de tout espace contenant la source d’énergie électrique principale ou des moteurs à combustion interne;

  • c) situés à l’extérieur de toute zone dangereuse;

  • d) dans le cas de la plate-forme flottante, situés au-dessus de la ligne de flottaison qui existerait si la plate-forme était en condition avariée et à l’extérieur de toute zone de la plate-forme qui serait touchée par cette avarie.

• (7) L’appareil de forage à terre, sauf celui situé sur une plate-forme de glace, doit avoir une source d’énergie électrique de secours indépendante de la source d’énergie électrique primaire et capable de fournir suffisamment d’énergie pour faire fonctionner, pendant au moins 24 heures, l’équipement suivant :

  • a) les systèmes d’alerte;

  • b) les systèmes d’éclairage de secours;

  • c) le système d’alarme général et le réseau de communication interne;

  • d) les systèmes d’extinction d’incendie, sauf ceux actionnés par un moteur à combustion interne alimenté par un combustible liquide;

  • e) les équipements nécessaires pour suspendre en toute sécurité les travaux de production ou de forage en cours, y compris le système de contrôle de puits.

• (8) L’appareil de forage situé sur une plate-forme de glace doit être doté d’une source d’énergie électrique de secours qui est :

  • a) capable de fournir suffisamment d’énergie électrique pour faire fonctionner, pendant au moins 24 heures, tout système de débranchement du puits;

  • b) indépendante de la source d’énergie électrique primaire;

  • c) éloignée des carters des machines.

• (9) La source d’énergie électrique de secours exigée par les paragraphes (1), (7) ou (8) doit être conçue pour fournir automatiquement l’énergie électrique, lors de la défaillance de la source d’énergie électrique primaire, à un panneau de distribution conçu pour alimenter l’équipement énuméré à ces paragraphes.

Équipement mécanique

• 13 (1) Tout moteur à combustion interne de l’installation doit être monté, entretenu et exploité conformément au document RP 7C-11F de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Installation, Maintenance, and Operation of Internal-Combustion Engines.

• (2) L’air de combustion dans tout moteur à combustion interne et dans toute chaudière doit provenir d’une zone non dangereuse.

• (3) Les gaz d’échappement de tout moteur à combustion interne et de toute chaudière doivent être évacués vers une zone non dangereuse.

• (4) Le système d’admission d’air de tout moteur diesel fonctionnant dans une zone dangereuse doit être équipé à la fois :

  • a) d’un coupe-flamme dans le système d’admission;

  • b) d’une vanne d’isolement située entre le filtre d’entrée d’air du moteur et le coupe-flamme du système d’admission qui peut être fermée manuellement et automatiquement par le régulateur de survitesse du moteur;

  • c) d’un coupe-flamme dans le système d’échappement;

  • d) d’un pare-étincelles dans le système d’échappement en aval du coupe-flamme.

• (5) Sous réserve du paragraphe (13), le système d’alimentation en carburant de tout moteur diesel doit être muni d’un dispositif d’arrêt manuel et, sauf dans le cas de la source d’énergie électrique de secours visée à l’article 12, d’un dispositif de coupure automatique de l’alimentation en carburant dans l’un ou l’autre des cas suivants :

  • a) survitesse;

  • b) température élevée des gaz d’échappement;

  • c) température élevée de l’eau de refroidissement;

  • d) basse pression de l’huile de graissage.

• (6) Le tuyau de prise d’air du carter de tout moteur diesel doit à la fois :

  • a) être muni d’un coupe-flamme;

  • b) dans le cas d’un moteur situé dans une zone dangereuse fermée de classe I, division 2, mener à l’air libre.

• (7) Les instructions d’utilisation de base de tout moteur diesel doivent porter sur l’arrêt, le démarrage et la marche à suivre en cas d’urgence et doivent être fixées en permanence au moteur.

• (8) La disposition de toute turbine à gaz, y compris l’emplacement des postes de commande, doit tenir compte de la capacité du poste de commande le plus proche de la turbine à résister aux ondes de pression advenant une explosion dans le conduit d’évacuation des gaz ou dans la chambre de combustion de la turbine, ainsi qu’aux effets d’une défaillance du rotor de la turbine lorsque les débris ne peuvent être contenus.

• (9) Toute turbine à gaz doit être dotée, en plus d’un régulateur de vitesse, d’un dispositif de survitesse distinct, disposé et réglé de sorte que la vitesse ne dépasse pas de plus de 15 pour cent la limite de survitesse de la turbine établie par le fabricant.

• (10) Les tuyaux d’admission d’air et d’échappement de toute turbine à gaz doivent être disposés de façon à exclure, dans la mesure du possible, la réadmission des gaz de combustion.

• (11) La turbine à gaz à plusieurs moteurs doit comporter un tuyau d’admission d’air et un tuyau d’échappement distincts qui sont disposés de manière à empêcher la circulation induite via la turbine à l’arrêt.

• (12) Les machines, les composants et les systèmes essentiels au fonctionnement de la plate-forme flottante doivent être conçus pour pouvoir fonctionner à la pleine puissance nominale quel que soit l’angle d’inclinaison de la plate-forme jusqu’à un maximum :

  • a) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes qui est une plate-forme de surface :

    • (i) de 15° en tous sens, en condition stable,

    • (ii) de 22,5° en tous sens, en condition dynamique de roulis,

    • (iii) de 7,5° à la poupe ou à la proue, en condition dynamique de roulis;

  • b) de 15° dans n’importe quelle direction, dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes;

  • c) de 10° en tous sens, dans le cas de la plate-forme auto-élévatrice.

• (13) Le dispositif de coupure automatique visé au paragraphe (5) ne doit couper l’alimentation en carburant des moteurs des systèmes de pompes à incendie qu’en cas de survitesse.

• (14) Les mécanismes de levage des plates-formes auto-élévatrices doivent, dans la mesure du possible, être en double afin qu’une seule défaillance de tout composant ne puisse causer la descente incontrôlée de la plate-forme.

Hivérisation

• 14 (1) L’installation doit être conçue, construite, équipée et isolée de façon qu’à la température ambiante minimale pouvant survenir durant les travaux effectués à l’emplacement de forage ou de production et déterminée en fonction d’une probabilité annuelle de dépassement de 10^-2:

  • a) dans le cas de l’installation de production, le matériel de production et le matériel connexe fonctionnent efficacement et en toute sécurité;

  • b) le système d’arrêt d’urgence visé à l’article 18 remplit sa fonction prévue;

  • c) les systèmes de sécurité pour le forage et le matériel connexe fonctionnent de façon sûre et conformément aux spécifications du fabricant;

  • d) les fluides des systèmes et composants suivants ne gèlent pas :

    • (i) les réservoirs à eau douce et les canalisations connexes,

    • (ii) les canalisations d’aération,

    • (iii) les composants du système de vidange,

    • (iv) le système hydraulique et ses composants, y compris les actionneurs et les cylindres,

    • (v) le système d’extinction d’incendie, notamment les mécanismes d’entraînement des pompes et les canalisations d’alimentation en carburant et les pompes à incendie et les canalisations connexes, ainsi que les bouches d’incendie et les tuyaux et lances à incendie;

  • e) tout système de commande pneumatique demeure en état de fonctionnement;

  • f) les engins de sauvetage et les appareils connexes demeurent opérationnels;

  • g) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes :

    • (i) le fluide du système de lest en usage, notamment les pompes, les systèmes de régulation et les canalisations et vannes connexes, soit protégé contre le gel,

    • (ii) le bon fonctionnement des propulseurs ne soit pas diminué et le fluide et les lubrifiants hydrauliques pour les propulseurs aient les propriétés prévues à une telle température,

    • (iii) les treuils d’amarrage et, le cas échéant, le système de débranchement rapide demeurent opérationnels.

• (2) L’installation doit être munie d’un équipement de production de vapeur ou d’un moyen équivalent qui laisse les zones mentionnées au paragraphe (3) exemptes de glace et de neige et les conduites dégelées afin que les travaux de production, de forage et de maintenance s’effectuent en toute sécurité.

• (3) L’installation munie d’un équipement de production de vapeur ou d’un moyen équivalent exigé par le paragraphe (2) doit être munie de sorties, de tuyaux et de brides de tuyau pouvant être utilisés aux endroits suivants :

  • a) les zones de travail;

  • b) les passerelles;

  • c) dans le cas de l’installation au large des côtes, les postes de mise à l’eau des embarcations de sauvetage et l’hélipont.

• (4) Lorsque l’emplacement de forage ou de production peut être soumis à des températures inférieures à -20 °C plus d’un jour par an en fonction d’une probabilité annuelle de dépassement de 10^-2 et que l’installation est munie d’un équipement de production de vapeur ou d’un moyen équivalent :

  • a) cet équipement doit pouvoir satisfaire aux exigences visées au paragraphe (2) lorsqu’il fonctionne à 75 pour cent de sa capacité;

  • b) l’installation doit être dotée d’un deuxième ensemble d’équipement de production de vapeur ou d’un autre moyen permettant d’assurer une protection équivalente contre la glace, la neige et le gel.

Protection contre la corrosion

• 15 (1) Les éléments de structure qui font partie de l’installation au large des côtes et dont la défaillance due à la corrosion pourrait présenter un risque doivent être protégés ou recouverts au moyen de matériaux additionnels afin de prévenir le degré de corrosion pouvant entraîner la défaillance et doivent être protégés contre la corrosion conformément à l’article 4.15 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges.

• (2) Les systèmes de protection contre la corrosion de l’installation au large des côtes doivent être conçus, mis en place et entretenus :

  • a) dans le cas d’une plate-forme en acier, conformément à l’article 15 de la norme CAN/CSA-S473-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

  • b) dans le cas d’une plate-forme en béton, conformément aux articles 4.9.5, 5.1.1, 5.3, 5.4.2, 5.6, 5.10 et 11.19 de la norme de l’Association canadienne de normalisation intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures.

• (3) Tous les systèmes de protection contre la corrosion de l’installation au large des côtes doivent être conçus de sorte que les ajustements, les réparations et les remplacements puissent être effectués sur place sauf dans l’un des cas suivants :

  • a) lorsque des examens en cale sèche sont possibles et sont prévus à intervalles d’au plus cinq ans;

  • b) il s’agit d’un système de protection cathodique ayant une durée de vie nominale supérieure à celle de l’installation.

Grues

16 Toute grue de l’installation au large des côtes doit :

• a) être conçue et construite conformément au document Spec 2C de l’American Petroleum Institute intitulé Specification for Offshore Cranes;

• b) être exploitée et maintenue conformément au document RP 2D de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Operation and Maintenance of Offshore Cranes.

Système de décharge de gaz

• 17 (1) Pour l’application du présent article, « système de décharge de gaz » s’entend d’un système destiné à décharger les gaz et combustibles liquides de l’installation, notamment les systèmes de brûlage, de décharge, de décompression et de ventilation à froid.

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

• (3) Les systèmes de décharge du gaz doivent être conçus et installés conformément aux documents suivants de l’American Petroleum Institute :

  • a) le document RP 520 intitulé Recommended Practice for the Design and Installation of Pressure-Relieving Systems in Refineries;

  • b) le document RP 521 intitulé Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems;

  • c) la norme 526 intitulée Flanged Steel Safety-Relief Valves;

  • d) la norme 527 intitulée Seat Tightness of Pressure Relief Valves;

  • e) la norme 2000 intitulée Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks.

• (4) Tout système de décharge du gaz doit être conçu et construit de façon que l’oxygène ne puisse y pénétrer durant le fonctionnement normal.

• (5) Toute torche de brûlage et son équipement connexe doivent être conçus de façon à :

  • a) assurer une flamme continue au moyen d’un système d’allumage automatique;

  • b) résister à la chaleur émise au débit d’aération maximal;

  • c) prévenir tout retour de flamme;

  • d) résister à toutes les charges auxquelles ils peuvent être soumis.

• (6) Tout système de décharge de gaz doit être conçu de façon à limiter aux niveaux acceptables permis par le Règlement sur la sécurité et la santé au travail (pétrole et gaz) le bruit susceptible de se produire lors de la dilatation de gaz.

• (7) Tout liquide, sauf l’eau, qui ne peut être brûlé efficacement et en toute sécurité au bec de la torche d’un système de décharge de gaz doit être extrait du gaz avant d’atteindre la torche.

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

• (9) Tout système de décharge de gaz doit être conçu et installé de sorte que, compte tenu des vents dominants, le rayonnement maximal d’une flamme de torche ou d’évent s’allumant automatiquement dans une zone où le personnel peut se trouver soit :

  • a) de 6,3 kW/m², lorsque la période d’exposition ne dépasse pas une minute;

  • b) de 4,72 kW/m², lorsque la période d’exposition est supérieure à une minute sans dépasser une heure;

  • c) de 1,9 kW/m², lorsque la période d’exposition dépasse une heure.

Système d’arrêt d’urgence

• 18 (1) L’installation doit être munie d’un système d’arrêt d’urgence capable de fermer et d’isoler toutes les sources possibles d’inflammation et les sources de liquides ou de gaz inflammables.

• (2) Le système d’arrêt d’urgence doit être conçu et installé de façon à déclencher, lorsqu’il est mis en marche :

  • a) un signal sonore et visuel au poste de commande approprié qui indique la cause de son déclenchement et quels équipements ont été fermés ou isolés;

  • b) une alarme sonore qui se fait entendre via le système d’alarme général visé à l’article 34 à moins qu’elle ne soit annulée par l’opérateur du poste de commande approprié.

• (3) Dans le cas d’une installation de production, le système d’arrêt d’urgence doit être conçu de manière :

  • a) à comporter au moins deux stades d’arrêt;

  • b) sous réserve du paragraphe (13), à déclencher, selon la séquence et les délais prescrits au manuel d’exploitation, l’arrêt :

    • (i) de tout le matériel de production et du matériel d’essai connexe,

    • (ii) des soupapes de sûreté du collecteur d’admission de surface et des soupapes de sûreté des tubes prolongateurs de production,

    • (iii) des soupapes de sûreté de la tête d’éruption et des soupapes de sûreté de fond de puits,

    • (iv) des utilités, sauf celles énumérées au paragraphe 12(1).

• (4) Dans le cas de l’installation de production, le fonctionnement manuel du système d’arrêt d’urgence doit être conforme au document RP 14C de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Analysis, Design, Installation and Testing of Basic Surface Safety Systems for Offshore Production Platforms.

• (5) Dans le cas de l’installation de forage, le système d’arrêt d’urgence doit être conçu de manière :

  • a) à déclencher, selon la séquence et les délais prévus au manuel d’exploitation, l’arrêt de toutes les utilités, sauf celles énumérées au paragraphe 12(1);

  • b) à permettre le déclenchement de l’arrêt à partir d’au moins deux endroits stratégiques.

• (6) Le système d’arrêt d’urgence doit être conçu pour permettre l’arrêt sélectif des systèmes de ventilation visés à l’article 10, sauf les ventilateurs nécessaires à l’admission de l’air de combustion des moteurs primaires servant à la production d’énergie électrique.

• (7) Au moins un des points de commande du système d’arrêt d’urgence doit être situé à l’extérieur des zones dangereuses.

• (8) Après un arrêt d’urgence, le système d’arrêt d’urgence doit demeurer verrouillé jusqu’à ce qu’il soit remis en marche manuellement.

• (9) Le système d’arrêt d’urgence doit être branché à une source d’énergie électrique de sorte qu’en cas de défaillance de la source d’énergie primaire, le passage à la source de secours soit automatique et des alarmes sonores et visuelles indiquant cette défaillance soient déclenchées au poste de commande approprié.

• (10) L’accumulateur hydraulique ou pneumatique qui sert à faire fonctionner toute partie du système d’arrêt d’urgence doit :

  • a) être situé, autant que faire se peut, près de la partie du système qu’il est destiné à faire fonctionner, sauf lorsque celle-ci fait partie d’un système de production sous-marin;

  • b) disposer d’une capacité suffisante pour suffire à au moins trois déclenchements du système.

• (11) En cas de défaillance de l’accumulateur visé au paragraphe (10), les soupapes du système d’arrêt d’urgence doivent revenir à un mode de sécurité automatique.

• (12) Les câbles et les canalisations pneumatiques et hydrauliques du système d’arrêt d’urgence doivent :

  • a) lorsqu’ils sont exposés à des risques de dommages mécaniques ou d’incendie, être protégés :

    • (i) soit par des profilés ou des chemises métalliques,

    • (ii) soit en étant enfermés dans une conduite en acier ou un recouvrement analogue;

  • b) autant que faire se peut, être séparés ou passer à distance des systèmes de régulation du procédé et des utilités afin que tout dommage subi par ces systèmes n’influe pas sur le système d’arrêt.

• (13) Dans le cas de l’installation de production, lors de la mise en marche du système d’arrêt d’urgence, la soupape de sûreté souterraine commandée en surface doit se fermer au plus tard deux minutes après la fermeture de la soupape de sûreté de la tête d’éruption à moins que les caractéristiques mécaniques ou de production du puits ne justifient un délai plus long.

Voies de secours

• 19 (1) Dans l’installation à terre :

  • a) toute zone de travail doit avoir au moins deux voies de secours séparées, bien marquées, aussi distantes l’une de l’autre que faire se peut et menant à une zone éloignée de l’emplacement de forage ou de production;

  • b) tous les corridors de plus de 5 m de longueur, tous les secteurs d’habitation et, autant que faire se peut, toutes les zones de travail doivent avoir au moins deux sorties, aussi distantes l’une de l’autre que faire se peut, menant aux voies de secours.

• (2) Dans l’installation habitée au large des côtes :

  • a) les zones de travail doivent avoir au moins deux voies de secours séparées, bien marquées, et aussi distantes l’une de l’autre que faire se peut;

  • b) toutes les voies de secours doivent mener au pont découvert et, de là, à un poste d’évacuation;

  • c) outre les voies de secours visées à l’alinéa a), un passage dégagé doit mener, autant que faire se peut, à l’hélipont, au niveau de la mer et aux autres postes d’embarquement;

  • d) tous les corridors de plus de 5 m de longueur, tous les secteurs d’habitation et, autant que faire se peut, toutes les zones de travail doivent avoir au moins deux sorties, aussi distantes l’une de l’autre que faire se peut, menant aux voies de secours;

  • e) les voies de secours et les postes d’embarquement doivent être dégagés et les issues le long de ces voies doivent être dotées de portes coulissantes ou qui s’ouvrent vers l’extérieur;

  • f) les voies de secours menant à un niveau supérieur doivent, autant que faire se peut, être des rampes ou des escaliers;

  • g) les voies de secours menant à un niveau inférieur doivent, autant que faire se peut, être des rampes, des escaliers ou des glissières de largeur suffisante pour livrer passage aux brancardiers transportant une civière;

  • h) des moyens adéquats doivent, autant que faire se peut, être prévus pour permettre aux personnes de descendre de l’installation jusqu’à l’eau;

  • i) les voies de secours doivent être construites avec des matériaux qui ont une résistance au feu équivalente à celle de l’acier;

  • j) le poste d’évacuation pour les embarcations de survie situé près des secteurs d’habitation ainsi que la voie de secours y menant à partir de ces secteurs doivent présenter une résistance au feu d’au moins deux heures;

  • k) les voies d’urgence et les cages d’escalier connexes doivent être adéquatement protégées contre les effets du feu et des explosions.

Protection anti-collision au large des côtes

• 20 (1) Sous réserve du paragraphe (4), la plate-forme au large des côtes doit être conçue pour pouvoir résister aux collisions accidentelles avec un navire.

• (2) Autant que faire se peut, la plate-forme au large des côtes doit disposer d’un système de pare-chocs, d’un système de flottaison ou d’un système similaire permettant le transfert de marchandises entre l’installation de production et un navire sans mettre en danger l’installation, le navire, les marchandises ou toute personne.

• (3) Sous réserve du paragraphe (4), la plate-forme au large des côtes, y compris tout système de pare-chocs, doit pouvoir absorber au moins 4 MJ d’énergie provenant de la collision avec un navire sans mettre en danger les personnes ou l’environnement.

• (4) Est soustraite à l’application des paragraphes (1) et (3) toute plate-forme inhabitée au large des côtes si la collision visée à ces paragraphes ne causerait pas de dommages majeurs.

• (5) La plate-forme au large des côtes doit être conçue de sorte que l’énergie provenant d’une collision mentionnée au paragraphe (3) :

  • a) soit entièrement absorbée par une déformation permanente de l’élément de structure percuté et par une flexion élastique de la plate-forme;

  • b) ne soit pas absorbée par la déformation permanente du navire.

• (6) Lorsqu’un système de pare-chocs est utilisé en conformité avec le paragraphe (2), sa forme et sa disposition doivent être telles qu’un navire ne puisse rester coincé en dessous à marée basse.

Équipement de navigation

21 L’installation au large des côtes doit être munie des feux de navigation et des systèmes de signaux sonores qui sont exigés :

• a) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes, par le Règlement sur les abordages, comme si l’installation au large des côtes était un navire canadien;

• b) dans le cas de la plate-forme fixe au large des côtes, par les articles 8, 9 et 10 du Règlement sur les ouvrages construits dans les eaux navigables, comme si l’installation au large des côtes se trouvait dans les eaux visées par ce règlement.

Engins de sauvetage de l’installation au large des côtes

• 22 (1) L’installation au large des côtes doit être munie :

  • a) sous réserve du paragraphe (2), si elle est habitée, d’au moins deux embarcations de survie totalement fermées ayant une capacité combinée égale à au moins 200 pour cent du nombre total des personnes à bord à un moment donné et, si elle est inhabitée, d’une ou de plusieurs embarcations de survie totalement fermées ayant une capacité combinée égale à au moins 100 pour cent du nombre total de personnes à bord à un moment donné;

  • b) d’un ou de plusieurs radeaux de sauvetage pneumatiques ayant une capacité combinée égale à au moins 100 pour cent du nombre total des personnes à bord à un moment donné qui :

    • (i) répondent aux exigences pour radeaux pneumatiques figurant à l’annexe XI du Règlement sur l’équipement de sauvetage, comme s’ils se trouvaient dans des eaux visées par ce règlement,

    • (ii) sont à flottaison positive,

    • (iii) s’ils se trouvent à plus de 4,5 m du niveau de l’eau à un tirant d’eau de survie, sont munis d’un dispositif de mise à l’eau,

    • (iv) sont munis de l’armement classe A visé à l’annexe II du Règlement sur l’équipement de sauvetage;

  • c) s’il s’agit d’une installation habitée, de combinaisons d’immersion conformes à la norme nationale du Canada CAN/CGSB-65.16-M89 intitulée Combinaisons flottantes en cas de naufrage pour 200 pour cent du nombre total de personnes à bord à un moment donné et arrimées de sorte qu’une combinaison soit accessible à proximité de chaque lit et que le reste soit également réparti entre les postes d’évacuation;

  • d) s’il s’agit d’une installation inhabitée, de combinaisons d’immersion conformes à la norme nationale du Canada CAN/CGSB-65.16-M89 intitulée Combinaisons flottantes en cas de naufrage pour 100 pour cent du nombre total des personnes à bord à un moment donné et également réparties entre les postes d’évacuation;

  • e) d’un gilet de sauvetage pour chaque personne à bord à un moment donné;

  • f) s’il s’agit d’une installation habitée :

    • (i) d’un canot de secours à moteur :

      • (A) qui répond aux exigences pour canot de sauvetage de la règle 47 du chapitre III de la Convention internationale pour la sauvegarde de la vie humaine en mer de l’Organisation maritime internationale,

      • (B) situé sous un appareil capable de le mettre à l’eau et de le récupérer lorsqu’il est chargé à sa capacité maximale en matériel et en équipage,

      • (C) autoredressable,

    • (ii) de bouées de sauvetage réparties sur les ponts et arrimées à des supports ou à des taquets selon le nombre minimal suivant qui est applicable :

      • (A) 8 bouées dans le cas d’une installation de 100 m ou moins de longueur,

      • (B) 10 bouées dans le cas d’une installation de plus de 100 m mais de moins de 150 m de longueur,

      • (C) 12 bouées dans le cas d’une installation de 150 m ou plus mais de moins de 200 m de longueur,

      • (D) 14 bouées dans le cas d’une installation de 200 m ou plus de longueur,

    • (iii) d’un panier de sauvetage d’une capacité minimale de six personnes,

    • (iv) de 12 signaux de détresse du type A au sens du Règlement sur l’équipement de sauvetage,

    • (v) à chaque poste de commande, d’une radiobalise de localisation des sinistres de classe I au sens du Règlement sur les RLS,

    • (vi) d’au moins deux transbordeurs radar arrimés en deux endroits très éloignés l’un de l’autre, sauf dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes qui est une plate-forme de surface,

    • (vii) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes qui est une plate-forme de surface, d’au moins un transbordeur radar,

    • (viii) deux nacelles de transbordement du personnel.

• (2) Chaque embarcation de survie totalement fermée dont est dotée l’installation au large des côtes doit :

  • a) répondre aux exigences pour embarcation de sauvetage classe I de l’annexe V du Règlement sur l’équipement de sauvetage, comme si l’embarcation de survie se trouvait dans les eaux visées par ce règlement;

  • b) être munie :

    • (i) d’un moteur à allumage par compression à deux modes de démarrage indépendants et d’une puissance suffisante pour propulser l’embarcation en charge,

    • (ii) d’un chauffe-moteur, d’un réchauffeur de tête ou de tout autre dispositif pouvant susciter le démarrage rapide du moteur par temps froid,

    • (iii) d’une radio fixe bidirectionnelle permettant les communications avec d’autres embarcations de survie, de soutien et de sauvetage,

    • (iv) d’une fixation de remorquage,

    • (v) de l’armement exigé par l’annexe I du Règlement sur l’équipement de sauvetage, comme si l’installation était un navire de classe I visé par ce règlement,

    • (vi) d’un dispositif de mise à l’eau,

    • (vii) d’un réflecteur radar,

    • (viii) d’une radiobalise de localisation des sinistres de classe II au sens du Règlement sur les RLS,

    • (ix) d’un poste radio portatif;

  • c) être autoredressable;

  • d) être protégée contre le feu;

  • e) être capable d’atteindre une vitesse minimale de 6 noeuds;

  • f) être pourvue d’une source d’air autonome suffisante pour une durée d’au moins 10 minutes;

  • g) être remisée ou équipée :

    • (i) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes et de la plate-forme fixe, de sorte qu’elle soit mise à l’eau proue en premier,

    • (ii) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes auto-élévatrice, de sorte qu’elle évite, lors de la mise à l’eau, les montants, colonnes, socles, croisillons ou semelles et toute autre structure semblable sous la coque;

  • h) être placée de sorte que la moitié des embarcations de survie soit à proximité des secteurs d’habitation et que l’autre moitié soit située en des endroits appropriés de l’autre côté de l’installation, compte tenu de la forme de l’installation et du type de matériel connexe;

  • i) être arrimée de façon sécuritaire et dans un abri protégé des dommages causés par le feu ou les explosions;

  • j) être arrimée de façon que deux membres d’équipage puissent effectuer les préparatifs pour l’embarquement et la mise à l’eau en moins de 5 minutes.

• (3) Les dispositifs de mise à l’eau des embarcations de survie totalement fermées, des embarcations de sauvetage et des radeaux de sauvetage pneumatiques de l’installation au large des côtes doivent :

  • a) répondre aux exigences concernant les dispositifs de mise à l’eau visées à l’annexe IX du Règlement sur l’équipement de sauvetage, comme si les dispositifs se trouvaient dans des eaux visées par ce règlement;

  • b) être suffisamment solides pour permettre la mise à l’eau en toute sécurité de chaque embarcation ou radeau à la charge maximale en personnes et en matériel;

  • c) être situés de façon à permettre la mise à l’eau de chaque embarcation ou radeau en évitant tout obstacle résultant d’avaries dont l’étendue est décrite au document visé au paragraphe 57(9).

• (4) La moitié des bouées de sauvetage de l’installation au large des côtes doivent être munies de feux à auto-allumage et au moins deux d’entre elles doivent être munies de signaux fumigènes à déclenchement automatique.

• (5) Deux des bouées de sauvetage de l’installation au large des côtes non munies de feux ou de signaux fumigènes doivent être dotées d’une ligne de survie flottante dont la longueur est égale à au moins une fois et demie la distance entre le pont d’arrimage et le niveau de l’eau au tirant d’eau de transit ou à 30 m, la plus élevée de ces valeurs étant à retenir.

• (6) Un plan de l’emplacement de tous les engins de sauvetage doit être affiché dans l’installation au large des côtes, notamment dans la salle de commande, chaque secteur d’habitation et zone de travail.

Protection passive au large des côtes contre l’incendie et les explosions

• 23 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent article.

  à faible indice de propagation des flammes

  à faible indice de propagation des flammes Se dit d’une surface qui limite la propagation des flammes. (low flame spread)

  cloisonnement de classe A-0

  cloisonnement de classe A-0 Cloisonnement formé par une cloison ou un pont :

  • a) fait d’acier ou d’un matériau équivalent et convenablement renforcé;

  • b) construit de manière à prévenir la propagation de la fumée et des flammes après avoir subi pendant 60 minutes un essai standard de résistance au feu. (class A-0 division)

  cloisonnement de classe A-60

  cloisonnement de classe A-60 Cloisonnement formé par une cloison ou un pont qui est :

  • a) fait d’acier ou d’un matériau équivalent et convenablement renforcé;

  • b) construit de manière à prévenir la propagation de la fumée et des flammes après avoir subi pendant 60 minutes un essai standard de résistance au feu;

  • c) isolé au moyen de matériaux incombustibles de sorte que, si l’une ou l’autre des faces est soumise à un essai standard de résistance au feu, au bout de 60 minutes, la température moyenne de la face non exposée n’aura pas augmenté de plus de 139 °C par rapport à la température initiale et que la température en tout point de la face non exposée, notamment les articulations, n’aura pas augmenté de plus de 180 °C par rapport à la température initiale. (class A-60 division)

  cloisonnement de classe B-15

  cloisonnement de classe B-15 Cloisonnement formé par une cloison, un plafond ou un revêtement qui est :

  • a) fait et mis en place entièrement au moyen de matériaux incombustibles;

  • b) construit de façon à prévenir la propagation des flammes après avoir subi pendant 30 minutes un essai standard de résistance au feu;

  • c) isolé de sorte que, si l’une ou l’autre des faces est soumise aux 30 premières minutes d’un essai standard de résistance au feu, la température moyenne de la face non exposée n’aura pas augmenté, durant les 15 premières minutes, de plus de 139 °C par rapport à la température initiale et que la température en tout point de la face non exposée, notamment les articulations, n’aura pas augmenté de plus de 225 °C par rapport à la température initiale au bout de 15 minutes d’exposition. (class B-15 division)

  cloisonnement de classe H-120

  cloisonnement de classe H-120 Cloisonnement formé par une cloison ou un pont qui est :

  • a) fait d’acier ou d’un matériau équivalent et convenablement renforcé;

  • b) construit de manière à prévenir la propagation de la fumée et des flammes après avoir subi pendant 120 minutes un essai de résistance au feu d’hydrocarbures;

  • c) isolé au moyen de matériaux incombustibles de sorte que, si l’une ou l’autre des faces est soumise à un essai de résistance au feu d’hydrocarbures, au bout de 120 minutes, la température moyenne de la face non exposée n’aura pas augmenté de plus de 139 °C par rapport à la température initiale, et que la température en tout point de la face non exposée, notamment les articulations, n’aura pas augmenté de plus de 180 °C par rapport à la température initiale. (class H-120 division)

  essai de résistance au feu d’hydrocarbures

  essai de résistance au feu d’hydrocarbures Essai où un cloisonnement type, construit autant que possible comme le cloisonnement en cause et comprenant, s’il y a lieu, au moins une articulation, et ayant une surface exposée d’au moins 4,65 m² et une hauteur ou une longueur d’au moins 2,44 m, est exposé dans un four à essais à des températures correspondant approximativement à un rapport température-temps défini par une courbe régulière passant par les points de température suivants mesurés en progression par rapport à la température initiale du four :

  • a) à la fin des 3 premières minutes, 880 °C;

  • b) à la fin des 5 premières minutes, 945 °C;

  • c) à la fin des 10 premières minutes, 1032 °C;

  • d) à la fin des 15 premières minutes, 1071 °C;

  • e) à la fin des 30 premières minutes, 1098 °C;

  • f) à la fin des 60 premières minutes, 1100 °C;

  • g) à la fin des 120 premières minutes, 1100 °C. (hydrocarbon fire test)

  essai standard de résistance au feu

  essai standard de résistance au feu Essai exécuté conformément à la règle 3.2 du chapitre II-2 de la Convention internationale pour la sauviegarde de la vie humaine en mer de l’Organisation maritime internationale. (standard fire test)

• (2) Sous réserve du paragraphe (3), à bord de l’installation au large des côtes :

  • a) les zones de têtes de puits et de traitement de l’installation de production doivent être séparées des autres zones par des cloisonnements de classe H-120;

  • b) les postes de commande doivent être séparés des autres zones par des cloisonnements de classe A-60;

  • c) les secteurs d’habitation doivent être séparés des autres zones par des cloisonnements de classe A-60;

  • d) les zones des machines et les magasins contenant de la peinture, de l’huile, des gaz ou d’autres matières inflammables doivent être séparés des cuisines ou des secteurs d’habitation par des cloisonnements de classe A-60 et les uns des autres par des cloisonnements de classe A-0;

  • e) les entrepôts de nourriture et les gaines des ventilateurs aspirants à l’intérieur des secteurs d’habitation ou de tout autre espace fermé doivent être en acier et isolés avec un matériau résistant au feu d’un type et d’une épaisseur correspondant à ceux d’un cloisonnement de classe A-60;

  • f) tout pont, ainsi que sa structure de soutien, à l’intérieur des secteurs d’habitation qui n’a pas à être un cloisonnement de classe A-60 doit être fait d’un matériau qui, par ses qualités intrinsèques ou grâce à son isolation, conserve sa stabilité structurale et sa résistance au feu lorsqu’il est soumis à un essai standard de résistance au feu d’une durée de 60 minutes;

  • g) les cloisons de corridor qui n’ont pas à être des cloisonnements de classe A-60 doivent être des cloisonnements de classe B-15 et s’étendre d’un pont à l’autre ou, en présence de plafonds faits de cloisonnements de classe B-15 continus, du pont au plafond;

  • h) les portes percées dans des cloisonnements de classe B-15 qui forment des cloisons doivent être conformes aux normes d’un cloisonnement de classe B-15 mais une porte de cabine ou d’un espace public autre qu’une cage d’escalier peut avoir des aérateurs à lames ou des ouvertures d’aération en sa moitié inférieure;

  • i) les portes percées dans un cloisonnement faisant partie d’une cage d’escalier ne peuvent être munies d’aérateurs à lames ou d’ouvertures d’aération;

  • j) les ouvertures percées dans les cloisons et les ponts des secteurs d’habitation doivent comporter des dispositifs de fermeture permanents permettant de maintenir la résistance au feu des cloisons et des ponts;

  • k) lorsqu’un cloisonnement de classe A-0, A-60, B-15 ou H-120 est percé pour permettre le passage de câbles électriques, de tuyaux, de conduites, d’éléments de charpente ou autres, des mesures doivent être prises pour que soit maintenue la résistance au feu du cloisonnement;

  • l) les vides d’air entre les plafonds, les lambris ou les garnitures doivent être séparés par des dispositifs coupe-feu hermétiques espacés d’au plus 14 m et disposés transversalement, si la longueur du vide dépasse 14 m, et longitudinalement, si la largeur du vide dépasse 14 m;

  • m) les cages des escaliers, échelles et ascenseurs du personnel intérieurs au sein des secteurs d’habitation doivent être faits d’acier ou d’un matériau équivalent;

  • n) les escaliers des secteurs d’habitation doivent être contenus dans des puits faits de cloisonnements de classe A-60 et comporter des portes à fermeture automatique, à l’exception des cages d’escalier reliant seulement deux ponts qui doivent être munies, au niveau d’un des ponts, d’un cloisonnement présentant la même résistance au feu et la même stabilité structurale que le pont et les portes à fermeture automatique;

  • o) à l’égard des compartiments qui contiennent du pétrole et des vapeurs de pétrole ou qui sont touchés par ceux-ci, la surface des matières isolantes montées à l’intérieur des cloisons et des ponts qui forment les gaines et les couronnes doivent pouvoir résister aux effets du pétrole et des vapeurs de pétrole;

  • p) les portes et volets d’une cloison donnant sur des écoutilles dans la cuisine et l’office doivent être construits de sorte que la résistance au feu de la cloison soit maintenue et doivent pouvoir se fermer facilement depuis l’extérieur de la cuisine ou de l’office;

  • q) les revêtements primaires des ponts doivent être d’un type qui ne s’enflamme pas facilement;

  • r) les peintures, placages et autres revêtements utilisés sur des surfaces dans des espaces dissimulés ou inaccessibles et sur des surfaces exposées, sauf les meubles, les garnitures et les revêtements de plancher, doivent être d’un type à faible indice de propagation des flammes;

  • s) les dalots, décharges sanitaires et autres sorties par-dessus bord doivent être faits d’un matériau à l’épreuve du feu;

  • t) les éléments structuraux de portance faits d’acier doivent être protégés contre le feu;

  • u) les endroits où des explosions sont possibles doivent être munis de panneaux résistant aux explosions et de circuits d’évent d’explosion.

• (3) Le paragraphe (2) ne s’applique pas à l’installation inhabitée au large des côtes dont la protection structurale passive contre le feu et les explosions permet de prévenir les dommages majeurs advenant un incendie ou une explosion.

• (4) Les cuisines de l’installation au large des côtes doivent être équipées de couvertures anti-feu.

• (5) Malgré les paragraphes (2) à (4), l’installation au large des côtes doit être aménagée de façon à empêcher la propagation des flammes d’une zone à une autre et à réduire au minimum les conséquences d’une explosion, compte tenu du risque d’incendie ou d’explosion que présente une zone donnée.

Systèmes de bouches d’incendie

• 24 (1) L’installation habitée au large des côtes doit être dotée d’un système de bouches d’incendie conformément au présent article.

• (2) Le système de bouches d’incendie doit être relié à une conduite principale d’eau continuellement pressurisée qui :

  • a) est reliée à au moins deux systèmes de pompes éloignés le plus possible l’un de l’autre;

  • b) lorsque l’un des systèmes de pompes visés à l’alinéa a) est hors d’usage, est capable :

    • (i) de produire au moins un jet simultané à deux des bouches d’incendie à une pression d’au moins 350 kPa au moyen des tuyaux et des lances,

    • (ii) de produire un débit d’eau d’une pression et d’une qualité suffisantes pour que la capacité combinée des systèmes de pompes qui restent en service soit d’au moins 120 m³/h lorsque celles-ci alimentent les bouches d’incendie,

    • (iii) de maintenir une pression d’au moins 700 kPa pour tout système d’extinction à mousse de l’hélipont.

• (3) Le nombre et l’emplacement des bouches d’incendie du système de bouches d’incendie doivent être tels que l’eau produite par deux de ces bouches, l’une munie d’une seule longueur de tuyaux à incendie et l’autre d’une ou deux longueurs de tuyaux, puisse atteindre toute partie de l’installation où un incendie peut se déclarer.

• (4) Chaque bouche d’incendie du système de bouches à incendie doit être dotée d’un tuyau d’incendie qui :

  • a) a une longueur d’au plus 18 m;

  • b) est muni d’une lance de 19 mm à double action de pulvérisation ou de jet ainsi que des raccords nécessaires;

  • c) répond aux exigences de la norme 1961 de la National Fire Protection Association intitulée Standard on Fire Hose.

Système déluge et système de régulation d’eau pour les zones contenant du pétrole

• 25 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent article.

  système déluge

  système déluge Système capable d’inonder un espace avec de l’eau au moyen de têtes d’arrosage fixes. (water deluge system)

  système de régulation d’eau

  système de régulation d’eau Système capable d’inonder un espace au moyen de contrôleurs d’eau. (water monitor system)

• (2) L’installation de production habitée au large des côtes doit être dotée d’un système déluge ou, si elle comporte un espace ouvert, d’un système de régulation d’eau pour tout espace de l’installation qui contient de l’équipement servant au stockage, au transport ou au traitement du pétrole qui ne constituera pas du combustible à bord de l’installation.

• (3) Les systèmes visés au paragraphe (2) doivent être :

  • a) reliés à une conduite principale d’eau continuellement pressurisée munie d’au moins deux systèmes de pompes;

  • b) capables de produire un débit d’eau d’au moins 12,2 L/minute/m² pour la plus grande aire desservie par le système lorsque l’un des systèmes de pompes est hors d’usage.

• (4) Tout système déluge doit :

  • a) être en mesure de fonctionner automatiquement sur réception d’un signal du système de détection d’incendie;

  • b) pouvoir être déclenché manuellement de la salle de commande et d’endroits situés à proximité des espaces qu’il dessert, mais à l’extérieur de ceux-ci;

  • c) déclencher automatiquement, lorsqu’il est mis en marche, une alarme sonore et visuelle au panneau d’indication de gaz et d’incendie de la salle de commande.

• (5) Tout système de régulation d’eau doit :

  • a) pouvoir être déclenché manuellement à partir de la salle de commande et d’endroits situés à proximité des espaces qu’il dessert, mais à l’extérieur de ceux-ci;

  • b) avoir suffisamment de mouvement, sur les plans horizontal et vertical, pour que le contrôleur puisse débiter de l’eau en tout point de l’espace en cause;

  • c) pouvoir être bloqué dans n’importe quelle position;

  • d) pouvoir débiter de l’eau sous forme de jet ou de pulvérisation.

• (6) Le système déluge visé au paragraphe (2) doit être conforme aux exigences de la norme 15 de la National Fire Protection Association intitulée Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection.

Exigences générales visant les systèmes de pompes et les conduites principales d’eau

• 26 (1) Le système de bouches d’incendie visé à l’article 24 et le système déluge visé à l’article 25 peuvent être raccordés à la même conduite principale d’eau et aux mêmes systèmes de pompes principaux.

• (2) Toute conduite principale d’eau visée aux articles 24 et 25 doit :

  • a) autant que faire se peut, passer à distance des zones dangereuses;

  • b) être disposée par rapport aux barrières thermiques et aux éléments structuraux de l’installation de manière à être protégée au maximum contre les dommages dus à la chaleur;

  • c) être dotée de soupapes qui permettent d’isoler une section endommagée du système des sections intactes;

  • d) servir uniquement à la lutte contre l’incendie.

• (3) La source d’énergie et la prise d’eau de mer de tout système de pompes visé aux articles 24 et 25 doivent :

  • a) être conçues et installées de façon à démarrer automatiquement dans chacun des cas suivants :

    • (i) toute baisse de la pression d’eau qui indique l’utilisation du système,

    • (ii) la réception d’un signal du système de détection d’incendie,

    • (iii) la réception d’un signal d’un poste de commande manuel;

  • b) pouvoir être mises en marche manuellement à partir de la salle de commande et être mises en marche et arrêtées manuellement à partir d’un endroit à proximité du système de pompes;

  • c) pouvoir fonctionner continuellement pendant au moins 24 heures sans surveillance;

  • d) être conçues et installées de sorte qu’un incendie, une explosion ou l’inondation d’un espace de l’installation n’entraîne pas la mise hors d’usage de plus d’un système de pompes.

• (4) Lors de la mise en marche de tout système de pompes visé aux articles 24 et 25, une alarme sonore doit être déclenchée automatiquement à l’emplacement de la pompe et une alarme sonore et visuelle doit être déclenchée automatiquement au panneau de détection de gaz et d’incendie de la salle de commande.

• (5) Tout système de pompes installé aux termes des articles 24 et 25 doit être situé dans une partie de l’installation éloignée des espaces contenant de l’équipement servant au stockage, au transport ou au traitement du pétrole qui ne constituera pas du combustible à bord de l’installation.

Réseau d’extincteurs dans les secteurs d’habitation

• 27 (1) Tout secteur d’habitation de l’installation habitée au large des côtes doit être muni d’un réseau d’extincteurs alimenté en eau par l’un des dispositifs suivants :

  • a) deux systèmes de pompes réservés et reliés à la conduite principale d’eau visée aux articles 24 et 25 au moyen d’un clapet à serrage empêchant le retour de l’eau du réseau à la conduite;

  • b) une pompe du réseau d’extincteurs réservée et reliée :

    • (i) à la conduite principale d’eau visée aux articles 24 et 25 au moyen d’un clapet à serrage empêchant le retour de l’eau du réseau à la conduite,

    • (ii) à un réservoir d’eau douce pressurisé ayant une capacité égale à au moins deux fois le volume d’eau à fournir pendant une minute conformément au paragraphe (2).

• (2) La quantité d’eau fournie par les systèmes de pompes ou par les pompes et le réservoir d’eau douce visés au paragraphe (1) doit être à une pression suffisante, au niveau de la tête d’extincteur la plus élevée, pour permettre l’arrosage continuel d’une surface d’au moins 280 m² à un débit d’au moins 6 L/minute/m².

• (3) La pompe du réseau d’extincteurs visée à l’alinéa (1)b) doit :

  • a) desservir uniquement le réseau;

  • b) se mettre en marche automatiquement à la suite d’une perte de pression du système avant que le réservoir à eau douce soit vidé;

  • c) avoir au moins deux sources d’énergie.

• (4) Lorsque le réseau d’extincteurs est mis en marche, une alarme sonore et visuelle montrant l’emplacement des extincteurs en cause doit automatiquement se déclencher au panneau d’indication de gaz et d’incendie de la salle de commande.

• (5) Le réseau d’extincteurs doit être conçu de façon à empêcher le passage de l’eau de mer dans le réservoir d’eau douce.

• (6) Le réseau d’extincteurs doit être muni d’au moins un clapet d’arrêt pour chaque 200 têtes d’extincteurs de façon à arrêter l’arrivée d’eau à ces têtes sans interrompre l’arrivée d’eau au reste du réseau.

• (7) Tout clapet d’arrêt visé au paragraphe (6) doit être muni d’un dispositif de sûreté pour en empêcher l’utilisation accidentelle.

• (8) Une jauge indiquant la pression du réseau d’extincteurs doit être installée près de chaque clapet d’arrêt et à la salle de commande.

• (9) Les têtes d’extincteurs doivent être disposées selon une configuration qui permette de maintenir un taux de dispersion moyen de 6 L/minute/m² pour chaque espace des secteurs d’habitation.

• (10) Les systèmes de pompes ou les pompes et le réservoir d’eau douce visés au paragraphe (1) doivent être situés à l’extérieur des secteurs d’habitation et aussi éloignés que possible de la zone des machines principale.

• (11) Le réseau d’extincteurs doit être :

  • a) installé conformément à la norme 13 de la National Fire Protection Association intitulée Standard for the Installation of Sprinkler Systems;

  • b) mis à l’essai et entretenu conformément à la norme 13A de la National Fire Protection Association intitulée Recommended Practice for the Inspection, Testing and Maintenance of Sprinkler Systems.

Systèmes d’extincteurs d’incendie dans les zones des machines ou de stockage de liquides inflammables

• 28 (1) Un système fixe d’extincteurs d’incendie utilisant une mousse à grande expansion, lorsque l’incendie ne met pas en cause un gaz ou un gaz liquéfié ayant un point d’ébullition inférieur à la température ambiante ou un liquide cryogénique, ou utilisant dans les autres cas le gaz carbonique ou un jet d’eau sous pression doit être installé dans les espaces de l’installation au large des côtes qui contiennent :

  • a) soit des machines à combustion interne ayant une puissance combinée d’au moins 750 kW;

  • b) soit une chaudière au gaz ou à l’huile ou tout autre récipient de fabrication chauffé ayant une puissance thermique d’au moins 75 kW;

  • c) soit de la peinture ou d’autres liquides inflammables au sens de la norme 321 de la National Fire Protection Association intitulée Standard on Basic Classification of Flammable and Combustible Liquids;

  • d) soit des bacs à boue ou de l’équipement utilisé pour éliminer les déblais de forage lorsqu’est utilisée de la boue à base d’huile.

• (2) Un système fixe d’extincteurs d’incendie utilisant le gaz carbonique ou un jet d’eau sous pression doit être installé dans les compartiments de l’installation au large des côtes qui contiennent une pompe servant au transfert du pétrole.

• (3) Le système d’extincteurs d’incendie au gaz carbonique visé aux paragraphes (1) ou (2) doit satisfaire aux exigences de la norme 12 de la National Fire Protection Association intitulée Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems.

• (4) Le système d’extincteurs d’incendie à jet d’eau sous pression visé aux paragraphes (1) ou (2) doit satisfaire aux exigences de la norme 15 de la National Fire Protection Association intitulée Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection.

• (5) Le système d’extincteurs d’incendie à mousse à grande expansion visé au paragraphe (1) doit satisfaire aux exigences de la norme 16 de la National Fire Protection Association intitulée Standard on Deluge Foam-Water Sprinkler and Foam-Water Spray Systems.

• (6) Lorsque le système d’extincteurs d’incendie au gaz carbonique est installé aux termes des paragraphes (1) ou (2), les dispositifs suivants doivent être mis en place :

  • a) un dispositif d’arrêt automatique des ventilateurs de l’espace protégé par le système avant la mise en marche de celui-ci;

  • b) un dispositif de fermeture manuelle des amortisseurs de ventilation de l’espace, protégé par le système, qui est situé à l’extérieur de cet espace et qui ne deviendra pas inaccessible du fait d’un incendie dans celui-ci.

• (7) Le système d’extincteurs d’incendie visé aux paragraphes (1) ou (2) doit pouvoir être mis en marche manuellement :

  • a) depuis un emplacement hors de chaque espace desservi mais à proximité de celui-ci;

  • b) depuis l’emplacement où est stocké l’agent d’extinction.

• (8) Tout accès à un espace protégé par un système d’extincteurs d’incendie visé aux paragraphes (1) ou (2) doit porter un avis indiquant que l’espace est muni d’un tel système et précisant l’agent d’extinction employé.

• (9) La salle de commande et tout accès à un espace protégé par un système d’extincteurs d’incendie visé aux paragraphes (1) ou (2) doivent être munis d’indicateurs visuels indiquant l’état de fonctionnement du système.

• (10) L’installation au large des côtes munie d’un système d’extincteurs d’incendie visé aux paragraphes (1) ou (2) doit être équipée d’un système automatique qui :

  • a) déclenche une alarme sonore avant l’émission de l’agent d’extinction par le système d’extincteurs dans les espaces protégés par celui-ci auxquels a accès le personnel;

  • b) déclenche pendant le fonctionnement du système d’extincteurs une alarme visuelle et sonore à l’extérieur de l’accès à tout espace protégé par le système d’extincteurs et au panneau indicateur de gaz et d’incendie de la salle de commande.

• (11) L’installation au large des côtes munie d’un système d’extincteurs d’incendie visé aux paragraphes (1) ou (2) doit être dotée de moyens pour fermer toutes les ouvertures pouvant permettre l’admission d’air dans tout espace protégé par le système ou la fuite de gaz d’un tel espace.

Extincteurs d’incendie

• 29 (1) L’installation au large des côtes doit être munie d’un extincteur d’incendie portatif aux endroits suivants :

  • a) dans un rayon de 10 m de tout point accessible au personnel dans les zones des machines ou dans celles servant au forage, à la production ou au traitement;

  • b) dans un rayon de 15 m de tout point accessible au personnel dans une zone autre que celles visées à l’alinéa a);

  • c) près de l’entrée des zones visées aux alinéas a) et b).

• (2) Sous réserve du paragraphe (3), l’agent d’extinction utilisé dans les extincteurs visés au paragraphe (1) doit être du type voulu pour éteindre les incendies dans les espaces auxquels l’agent est destiné.

• (3) Les extincteurs visés au paragraphe (1) destinés à une zone des machines où l’huile est employée comme combustible doivent utiliser de la mousse, du gaz carbonique ou une poudre sèche.

• (4) La capacité de chaque extincteur portatif visé au présent article doit être d’au moins :

  • a) 9 L dans le cas d’un extincteur à mousse;

  • b) 4,5 kg dans le cas d’un extincteur à poudre sèche;

  • c) 6 kg dans le cas d’un extincteur au gaz carbonique;

  • d) 9 L dans le cas d’un extincteur à eau.

• (5) Une charge de rechange doit être fournie pour chaque extincteur portatif visé par le présent article pour lequel il n’y a pas d’extincteur de réserve.

• (6) Toute zone de l’installation au large des côtes qui renferme des machines à combustion interne ayant une puissance combinée d’au moins 750 kW doit être dotée d’un applicateur de mousse portatif et des extincteurs d’incendie suivants :

  • a) un extincteur à mousse d’une capacité d’au moins 45 L dans chaque zone renfermant des moteurs;

  • b) deux extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est d’au moins 750 kW sans dépasser 1500 kW;

  • c) trois extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est de plus de 1500 kW sans dépasser 2250 kW;

  • d) quatre extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est de plus de 2250 kW sans dépasser 3000 kW;

  • e) cinq extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est de plus de 3000 kW sans dépasser 3750 kW;

  • f) six extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est de plus de 3750 kW.

• (7) Toute zone de l’installation au large des côtes contenant une chaudière au gaz ou à l’huile ou tout autre équipement de traitement chauffé ayant une puissance thermique d’au moins 75 kW doit être munie :

  • a) de deux extincteurs portatifs à mousse et d’un extincteur additionnel de même type pour chaque brûleur dont la capacité totale est d’au plus 45 L;

  • b) d’un extincteur portatif à poudre sèche;

  • c) d’un applicateur portatif de mousse.

• (8) Tout applicateur portatif de mousse visé au présent article doit comprendre :

  • a) un gicleur air-mousse de type induction pouvant être branché sur la conduite principale d’eau visée au paragraphe 24(2) et pouvant produire une mousse capable d’éteindre un feu d’huile à un débit d’au moins 1,5 m³/min;

  • b) au moins deux réservoirs de liquide à mousse, d’une capacité d’au moins 20 L chacune.

• (9) Les extincteurs portatifs de l’installation au large des côtes doivent être inspectés, entretenus et rechargés conformément à la norme 10 de la National Fire Protection Association intitulée Standard for Portable Fire Extinguishers.

Équipement de lutte contre l’incendie

• 30 (1) L’installation habitée au large des côtes doit être pourvue d’au moins dix ensembles d’équipement pour pompier et l’installation inhabitée au large des côtes doit être pourvue d’au moins deux tels ensembles, chaque ensemble devant comprendre :

  • a) des vêtements de protection, notamment des bottes et des gants :

    • (i) qui sont conformes aux exigences de la norme 1971 de la National Fire Protection Association intitulée Standard on Protective Clothing for Structural Fire Fighting,

    • (ii) qui protègent la peau des brûlures causées par la chaleur rayonnant d’un incendie et par la vapeur,

    • (iii) dont la surface extérieure est imperméable,

    • (iv) dans le cas des bottes, qui sont faites en caoutchouc ou d’un autre matériau non conducteur d’électricité,

    • (v) dans le cas des gants, qui sont conformes aux exigences de la norme 1973 de la National Fire Protection Association intitulée Standard on Gloves for Structural Fire Fighting;

  • b) un casque de pompier avec viseur qui est conforme aux exigences de la norme CAN/CSA-Z94.1-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Industrial Protective Headwear.

• (2) En sus des équipements de lutte contre l’incendie exigés par le Règlement sur la sécurité et la santé au travail (pétrole et gaz), l’installation habitée au large des côtes doit être pourvue d’au moins quatre ensembles comprenant l’équipement suivant et l’installation inhabitée au large des côtes doit être pourvue d’au moins deux tels ensembles :

  • a) un appareil respiratoire autonome qui :

    • (i) peut fonctionner pendant au moins 30 minutes,

    • (ii) est conforme aux exigences des normes de l’Association canadienne de normalisation Z94.4-93 et CAN3-Z 180.1-M85 intitulées respectivement Selection, Use, and Care of Respirators et Air comprimé respirable : Production et distribution,

    • (iii) est muni de deux bouteilles de rechange;

  • b) une lampe de sécurité électrique portative qui :

    • (i) peut fonctionner dans les conditions prévues pour une zone dangereuse de classe I, division 1,

    • (ii) est alimentée par une batterie rechargeable ayant une durée d’au moins 3 heures,

    • (iii) est facile à fixer aux vêtements du pompier à la taille ou plus haut;

  • c) une hache avec manche isolant et la ceinture connexe;

  • d) une corde d’assurance et de signalisation résistante au feu, une ceinture de sécurité et un harnais conformes aux exigences de la norme 1983 de la National Fire Protection Association intitulée Standard on Fire Service Life Safety Rope, Harness and Hardware.

• (3) Chaque ensemble d’équipement visé aux paragraphes (1) et (2) doit être tenu prêt à utiliser et être rangé de façon à être facilement accessible.

• (4) L’un de chacun des ensembles visés aux paragraphes (1) et (2) doit être rangé dans un endroit facilement accessible à partir de l’hélipont.

Systèmes automatiques de détection d’incendie

• 31 (1) L’installation habitée au large des côtes doit être munie d’un système de détection d’incendie capable de déceler la présence d’un incendie en tout endroit où il peut se déclarer, notamment :

  • a) les corridors, les escaliers ou les voies de secours des secteurs d’habitation;

  • b) la salle de commande;

  • c) les zones de travail;

  • d) les zones contenant des équipements dans lesquels le pétrole ou toute autre substance inflammable est stocké, transporté, traité ou utilisé.

• (2) L’installation inhabitée au large des côtes doit être munie d’un système de détection d’incendie capable de déceler la présence d’un incendie en tout endroit où il peut se déclarer, notamment :

  • a) les zones de travail;

  • b) les zones contenant des équipements dans lesquels le pétrole ou toute autre substance inflammable est stocké, transporté, traité ou utilisé.

• (3) Tout système visé aux paragraphes (1) et (2) doit être choisi, conçu, installé et entretenu conformément à la norme 72E de la National Fire Prevention Association intitulée Standard on Automatic Fire Detectors.

• (4) Les systèmes visés aux paragraphes (1) et (2) doivent, lorsqu’un incendie est décelé, déclencher automatiquement :

  • a) un signal sonore et visuel au panneau indicateur de gaz et d’incendie de la salle de commande de l’installation habitée;

  • b) une alarme sonore qui a une tonalité différente des autres alarmes dans toute partie de l’installation.

• (5) L’installation à terre doit être munie d’un système d’alarme-incendie.

• (6) Le système d’alarme-incendie de l’appareil de forage situé à un emplacement à terre doit être relié au système d’alarme-incendie des secteurs d’habitation de l’emplacement lorsque l’appareil de forage se trouve dans un rayon de 50 m de ces secteurs.

• (7) Toute pièce de l’installation à terre servant de chambre à coucher pour l’équipe de forage doit être munie d’un détecteur de fumée et d’une alarme.

Systèmes de détection de gaz

• 32 (1) L’installation au large des côtes doit être pourvue d’un système de détection des gaz capable de déceler la présence de tout genre d’hydrocarbone gazeux ou d’hydrogène sulfuré gazeux, dans toute partie de l’installation où ces gaz peuvent s’accumuler.

• (2) Le système visé au paragraphe (1) doit, lorsqu’un gaz est décelé, déclencher automatiquement :

  • a) un signal sonore et visuel au panneau indicateur de gaz et d’incendie de la salle de commande de l’installation habitée;

  • b) une alarme sonore qui a une tonalité différente des autres alarmes dans toute autre partie de l’installation.

• (3) L’installation au large des côtes doit être munie :

  • a) d’au moins deux détecteurs de gaz portatifs capables de :

    • (i) mesurer la concentration en oxygène dans tout espace,

    • (ii) déceler, dans tout espace, la présence d’hydrogène sulfuré gazeux et de tout genre d’hydrocarbone gazeux;

  • b) de moyens de mise à l’essai des détecteurs de gaz portatifs visés à l’alinéa a).

• (4) Un détecteur de gaz doit être installé :

  • a) aux conduits d’entrée de ventilation qui mènent à une zone non dangereuse de toute installation;

  • b) dans les zones dangereuses de classe I, division 1, de l’installation à terre;

  • c) dans les zones dangereuses fermées de l’installation au large des côtes.

• (5) Tout détecteur de gaz fourni selon le paragraphe (3) doit convenir à la zone en cause et doit être monté et utilisé conformément aux dispositions suivantes :

  • a) l’annexe C du document RP 14C de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Analysis, Design, Installation and Testing of Basic Surface Safety Systems for Offshore Production Platforms;

  • b) l’article 9.2 du document RP 14F de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Installation of Electrical Systems for Offshore Production Platforms.

Panneaux et signaux d’alarme

• 33 (1) L’installation habitée au large des côtes doit être pourvue d’un système de détection d’incendie et du gaz qui comprend :

  • a) dans la salle de commande, un ou plusieurs panneaux indicateurs de gaz et d’incendie :

    • (i) qui indiquent la source d’un incendie et du gaz au moyen d’un signal visuel,

    • (ii) dont l’état de fonctionnement peut être mis à l’essai,

    • (iii) qui sont munis de l’équipement voulu pour remettre le système de détection en état de service;

  • b) une alarme sonore de gaz et d’incendie qui se fait entendre en tout point de l’installation et qui a une tonalité caractéristique qui la distingue des alarmes reliées à la machinerie et aux systèmes de sécurité et de contrôle et de tout autre système d’alarme.

• (2) Le système de détection d’incendie et du gaz visé au paragraphe (1) doit :

  • a) pouvoir être déclenché manuellement aux endroits suivants :

    • (i) près de l’entrée des zones des machines et de traitement,

    • (ii) les secteurs d’habitation,

    • (iii) le bureau du directeur de l’installation,

    • (iv) les postes de commande des zones des machines et de traitement,

    • (v) la salle de commande;

  • b) être conçu de façon que, lorsqu’un détecteur est déclenché en un endroit, tout signal reçu au même moment d’un détecteur dans un autre endroit puisse être reçu au panneau indicateur de gaz et d’incendie en même temps;

  • c) être installé et entretenu conformément à la norme 72 de la National Fire Prevention Association intitulée Standard for the Installation, Maintenance, and Use of Protective Signaling Systems;

  • d) en cas de perte de la source primaire d’énergie électrique, passer automatiquement à la source d’énergie électrique de secours selon le paragraphe 12(9) et indiquer la panne de la source d’énergie électrique primaire au moyen d’une alarme visuelle et sonore distincte qui indique la défaillance.

Système d’alarme général

• 34 (1) Toute installation doit être munie d’un système d’alarme général capable d’alerter le personnel en cas de situation dangereuse, autre qu’un incendie ou la présence de gaz, qui pourrait :

  • a) soit mettre en danger le personnel;

  • b) soit mettre en danger l’installation;

  • c) soit être dangereuse pour l’environnement.

• (2) Tout système d’alarme général visé au paragraphe (1) doit :

  • a) être en état de fonctionnement et fonctionner à tout moment, sauf durant une inspection ou des travaux d’entretien ou de réparation;

  • b) le cas échéant, être désigné comme devant être inspecté, entretenu ou réparé;

  • c) être conçu de façon à en prévenir l’altération.

• (3) Lorsque le système d’alarme général de l’installation est inspecté, entretenu ou réparé, l’exploitant de l’installation doit s’assurer que les fonctions du système sont remplies manuellement.

Réseau de tuyauterie

• 35 (1) Le réseau de tuyauterie et les équipements connexes de toute installation doivent être conçus et mis en place conformément au document RP 14E de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems.

• (2) Tout récipient sous pression ou chaudière de l’installation de production doivent être conçus et construits conformément aux normes suivantes :

  • a) le document Spec 12J de l’American Petroleum Institute intitulé Specification for Oil and Gas Separators;

  • b) les articles I, II, IV, V, VII, VIII et IX du document de l’American Society of Mechanical Engineers intitulé ASME Boiler & Pressure Vessel Code;

  • c) la norme B51-M1991 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Code des chaudières, appareils et tuyauteries sous pression.

• (3) Tout compresseur affecté aux opérations touchant les hydrocarbures de l’installation de production doit être conçu conformément aux normes suivantes :

  • a) la norme CAN/CSA-Z184-M92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Réseaux de canalisations de gaz;

  • b) la norme STD 617 de l’American Petroleum Institute intitulée Centrifugal Compressors for General Refinery Service;

  • c) la norme STD 618 de l’American Petroleum Institute intitulée Reciprocating Compressors for General Refinery Services;

  • d) la norme STD 619 de l’American Petroleum Institute intitulée Rotary-Type Positive Displacement Compressors for General Refinery Services.

• (4) Le matériel et les méthodes utilisés dans l’installation de production produisant ou traitant du gaz sulfuré doivent être conformes à la norme MR-01-75 de la National Association of Corrosion Engineers (U.S.) intitulée Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oil Field Equipment.

• (5) Lorsque du pétrole, du gaz ou de l’eau contenant de l’hydrogène sulfuré doivent être manipulés, traités ou transformés, l’exploitant doit le faire selon les règles de l’art afin de limiter au minimum le rejet d’hydrogène sulfuré dans l’environnement et faire en sorte que les opérations se déroulent efficacement et en toute sécurité.

Systèmes de communication

• 36 (1) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée à moins que celle-ci ne soit munie :

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

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

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

• (3) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée au large des côtes à moins que celle-ci ne soit munie d’un système de communication radiophonique bidirectionnelle qui :

  • a) permette de maintenir des communications radiophoniques efficaces entre l’installation et les hélicoptères, la base terrestre, les navires de service, les navires de secours, les aéronefs de recherche et de sauvetage et les autres installations au large des côtes avoisinantes;

  • b) permette des communications efficaces avec le trafic maritime aux alentours.

• (4) L’exploitant de l’installation habitée au large des côtes doit s’assurer que les systèmes de communication radiophonique soient conformes au Règlement de 2020 sur la sécurité de la navigation, comme si l’installation était un navire visé par ce règlement.

• (5) L’installation au large des côtes doit être conforme au Règlement de 2020 sur la sécurité de la navigation, comme si elle était un navire visé par ce règlement.

• (6) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée à moins que celle-ci ne soit munie :

  • a) d’un réseau téléphonique interne;

  • b) d’un système de sonorisation dont les haut-parleurs sont placés de façon que les messages puissent être entendus dans toute l’installation;

  • c) d’un système de transmission des données écrites à la base terrestre de l’installation.

• (7) Il est interdit d’exploiter l’installation normalement inhabitée à moins que celle-ci ne soit munie :

  • a) d’un système de communication radiophonique bidirectionnelle en état de fonctionnement durant toute période où l’installation est habitée;

  • b) d’un système capable de déceler, dans les conditions ambiantes, une situation dangereuse qui pourrait mettre en danger l’installation ou causer des dommages à l’environnement et de transmettre une alerte au sujet des conditions dangereuses à la salle de commande.

PARTIE IIAnalyse et conception

Considérations générales en matière de conception

• 37 (1) L’installation et tous ses éléments doivent être conçus selon les règles de l’art en ingénierie, compte tenu de ce qui suit :

  • a) la nature des activités effectuées à l’installation et autour de celle-ci;

  • b) le type et l’ampleur des charges de fonctionnement, environnementales et accidentelles prévisibles;

  • c) les températures ambiante et d’exploitation;

  • d) les conditions de corrosion qui peuvent survenir durant la construction, l’exploitation et la maintenance de l’installation;

  • e) la prévention des avaries à toute partie de l’installation pouvant en entraîner l’affaissement progressif;

  • f) les conditions du sol.

• (2) La conception de l’installation doit être fondée sur des analyses ou des essais avec modèle, notamment des simulations, autant que faire se peut, pour déterminer le comportement de l’installation et du sol qui la supporte ou des systèmes d’ancrage dans toutes les conditions de transport, d’installation et d’exploitation prévisibles.

Conception des installations

38 L’installation au large des côtes doit être conçue conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

• a) l’article 4 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges;

• b) dans le cas des fondations, l’article 5 de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations;

• c) dans le cas d’une plate-forme en acier, l’article 7 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

• d) dans le cas d’une plate-forme en béton, les articles 3 et 7 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures;

• e) pour le transport et la mise en place de l’installation, les articles 5, 6 et 7 de la norme intitulée Preliminary Standard S475-M1989, Sea Operations.

Conception des plates-formes au large des côtes

39 La plate-forme au large des côtes doit être conçue conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

• a) dans le cas des parois composites à résistance aux glaces, l’article 13 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

• b) dans le cas des fondations, l’article 5 de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations;

• c) dans le cas d’une plate-forme en acier, les articles 9, 10, 11, 12 et 16 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

• d) dans le cas d’une plate-forme en béton, les articles 8, 9, 10 et 12 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures;

• e) dans le cas d’une plate-forme à embase-poids, à remblai, à rétention de remblai ou sur piles, les articles 6, 7, 8 ou 9, selon le cas, de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations.

Conception des installations sur terre

40 L’installation sur terre doit être conçue conformément au Code national du bâtiment du Canada et au Code national de prévention des incendies du Canada publiés par le Centre national de recherches du Canada.

Analyses au large des côtes

• 41 (1) Les analyses réalisées à l’égard de l’installation au large des côtes en application du paragraphe 37(2) doivent porter sur tous les éléments de structure de l’installation, être effectuées selon les règles de l’art en ingénierie et comprendre :

  • a) un calcul des constructions;

  • b) une analyse de fatigue;

  • c) une analyse de la stabilité des éléments de structure;

  • d) une analyse de la stabilité globale de l’installation;

  • e) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes, une analyse de stabilité en condition intacte et en condition avariée;

  • f) une analyse hydrodynamique.

• (2) Les analyses réalisées à l’égard de la plate-forme au large des côtes en application du paragraphe 37(2) doivent être effectuées conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

  • a) l’article 4.6.7 de la norme CAN/CSA-S471-92 intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges;

  • b) dans le cas d’une plate-forme en acier, l’article 8 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

  • c) dans le cas d’une plate-forme en béton, les articles 8 et 9 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures.

• (3) L’analyse de fatigue de la plate-forme au large des côtes réalisée en application du paragraphe 37(2) doit être effectuée conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

  • a) dans le cas d’une plate-forme en acier, l’article 14 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

  • b) dans le cas d’une plate-forme en béton, l’article 8.5 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures.

• (4) L’assise des machines et des équipements importants de l’installation au large des côtes doit être analysée pour déterminer si les déviations, les contraintes et les vibrations résultantes sont en deçà des limites nominales de résistance structurale de l’équipement.

Innovations pour les installations au large des côtes

42 Des méthodes de conception, des matériaux, des techniques d’assemblage ou des méthodes de construction qui n’ont pas été préalablement utilisés dans des situations comparables ne peuvent être utilisés lors de la conception de l’installation au large des côtes à moins que :

• a) des études d’ingénierie, des essais avec prototypes ou modèles ne démontrent le caractère adéquat de ces méthodes, matériaux ou techniques;

• b) l’exploitant met en application un plan de surveillance et d’inspection destiné à déterminer l’à-propos de ces méthodes, matériaux ou techniques.

Enlèvement et abandon des installations fixes de production au large des côtes

43 Lorsque l’enlèvement de l’installation fixe de production au large des côtes est une condition de l’approbation du plan de mise en valeur, l’exploitant doit incorporer dans la conception de l’installation les mesures nécessaires pour en faciliter l’enlèvement sans que cela entraîne de conséquences importantes pour la navigation ou l’environnement marin.

Analyse de sécurité conceptuelle pour installations de production au large des côtes

• 44 (1) Au moment de demander l’approbation d’un plan de mise en valeur à l’égard de l’installation de production au large des côtes, l’exploitant soumet au délégué conformément au paragraphe (5) l’analyse de sécurité conceptuelle de l’installation qui tient compte de tous les composants et activités connexes à chaque phase de la durée de vie de l’installation, notamment sa construction, sa mise en place, son exploitation et son enlèvement.

• (2) L’analyse de sécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) doit :

  • a) être conçue et effectuée d’une manière qui permette aux résultats d’être pris en considération dans les décisions sur le niveau de sécurité de toutes les activités liées à chaque phase de la durée de vie de l’installation de production;

  • b) tenir compte du programme d’assurance de la qualité choisi conformément à l’article 4.

• (3) Pour ce qui est des risques à la vie et à l’environnement, les niveaux de sécurité cibles propres aux activités de chaque phase de la durée de vie de l’installation de production doivent être déterminés et soumis au délégué au moment où l’exploitant demande l’approbation du plan de mise en valeur.

• (4) Les niveaux de sécurité visés au paragraphe (3) doivent être fondés sur des évaluations :

  • a) quantitatives, lorsqu’il peut être montré que des données initiales sont disponibles en quantité et en qualité suffisantes pour démontrer la fiabilité des résultats;

  • b) qualitatives, si une méthode d’évaluation quantitative n’est pas appropriée.

• (5) L’analyse de sécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) doit comprendre :

  • a) pour chaque accident potentiel, une détermination de sa probabilité ou de sa possibilité et de ses conséquences potentielles, compte non tenu des plans et des mesures visés aux alinéas b) à d);

  • b) pour chaque accident potentiel, les plans d’urgence qui permettront de prévenir ou d’atténuer un tel accident ou d’y faire face;

  • c) pour chaque accident potentiel, les mesures de sécurité relatives au personnel qui permettront :

    • (i) de protéger la vie de tout le personnel hors des environs immédiats des lieux de l’accident,

    • (ii) d’effectuer une évacuation sécuritaire et ordonnée de tout le personnel de l’installation de production lorsque l’accident pourrait entraîner une situation impossible à maîtriser,

    • (iii) de fournir un emplacement sécuritaire pour le personnel en attendant la mise en marche de l’évacuation lorsque l’accident pourrait entraîner une situation impossible à maîtriser,

    • (iv) de vérifier que la salle de commande, les installations de communications ou les dispositifs d’alarme directement en cause dans l’intervention faisant suite à l’accident demeurent en fonctionnement pendant que le personnel est en danger;

  • d) pour chaque accident potentiel, les mesures à prendre qui réduiront au minimum les risques de dommages à l’environnement;

  • e) pour chaque accident potentiel, une évaluation de la détermination visée à l’alinéa a) et de la mise en oeuvre des plans et des mesures visés aux alinéas b) à d);

  • f) une détermination de l’effet de tout dommage additionnel potentiel résultant de la mise en oeuvre des plans et des mesures visés aux alinéas b) à d);

  • g) un énoncé des situations et des conditions, ainsi que des changements aux procédures ou pratiques d’exploitation, qui nécessiteraient une mise à jour de l’analyse de sécurité conceptuelle.

• (6) Les déterminations et les évaluations visées aux alinéas (5)a) et e) doivent être respectivement :

  • a) quantitatives, lorsqu’il peut être montré que des données initiales sont disponibles en quantité et en qualité suffisantes pour démontrer la fiabilité des résultats;

  • b) qualitatives, si une méthode d’évaluation quantitative n’est pas appropriée.

• (7) Les plans et les mesures visés aux alinéas (5)b) à d) doivent être conçus pour permettre d’atteindre les niveaux de sécurité cibles visés au paragraphe (3).

• (8) L’exploitant doit maintenir et mettre à jour l’analyse de sécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) selon l’énoncé des situations, des conditions et des changements visé à l’alinéa (5)g) pour tenir compte de l’expérience acquise en cours d’exploitation, des changements survenus aux activités ou des progrès technologiques.

Charges et critères environnementaux au large des côtes

• 45 (1) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 41, la détermination des charges et des critères environnementaux de l’installation au large des côtes doit être effectuée conformément aux articles 5 et 6.5 à 6.13 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges.

• (2) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 41, les charges permanentes, d’exploitation et accidentelles doivent être déterminées conformément aux articles 6.2, 6.3 et 6.4 respectivement de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges.

• (3) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 41, dans le cas de l’installation au large des côtes, les charges combinées doivent être déterminées conformément à l’article 6.14 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges.

Études visant les emplacements au large des côtes

• 46 (1) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 41, les études visant un emplacement au large des côtes doivent être faites conformément à l’article 4 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations.

• (2) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 41, dans le cas où du pergélisol se trouve à l’emplacement de production, l’étude géotechnique doit comprendre un échantillonnage du pergélisol.

• (3) L’analyse des sources de matériau de remblayage de l’installation au large des côtes doit répondre aux exigences de l’article 7.3.2 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations et doit comprendre des échantillons prélevés dans les trous de sondage et des essais en laboratoire de ces échantillons.

Paramètres géotechniques du fond marin

47 Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 41, le choix des paramètres géotechniques à utiliser dans les analyses de stabilité, de déformation et thermales doit être effectué conformément à l’article 5.2.5 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations.

Déformation du fond marin

48 Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 41, l’analyse effectuée en vue de déterminer la déformation de fondations au large des côtes doit être effectuée conformément aux articles 5.2.4, 6.1.3, 7.1.3, 8.1.3 et 9.2.4 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations.

Érosion du fond marin

• 49 (1) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 41, l’analyse de l’érosion du fond marin doit être effectuée conformément aux articles 6.2.3, 7.2.2 et 9.3.5 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations.

• (2) Lorsque le degré d’érosion potentielle autour de la plate-forme au large des côtes risquerait de nuire à la stabilité de cette plate-forme, celle-ci doit être :

  • a) soit dotée des moyens de protection permettant d’éliminer ou de prévenir ce degré d’érosion;

  • b) soit conçue pour qu’en théorie, soient éliminés tous les matériaux non résistants à l’érosion déterminés selon des modèles physiques ou numériques.

• (3) L’exploitant de la plate-forme ou de l’unité de forage au large des côtes placée assez proche d’une plate-forme au large des côtes existante pour causer de l’érosion qui nuit à la stabilité de cette dernière doit prendre les mesures voulues pour prévenir cette érosion.

Matériaux pour installations au large des côtes

• 50 (1) Malgré l’observation des normes prévues dans la présente partie, tous les matériaux utilisés dans l’installation au large des côtes doivent convenir aux conditions auxquelles ils sont soumis et aux usages auxquels ils sont destinés.

• (2) Les matériaux qui ne sont pas incombustibles ne peuvent être utilisés dans l’installation au large des côtes, à moins que ne soient requises des propriétés spéciales qui ne peuvent être obtenues d’un matériau incombustible.

• (3) Sous réserve du paragraphe (4), les matériaux, tel l’isolant à mousse organique, susceptibles de dégager des vapeurs ou de la fumée toxiques lorsqu’ils prennent feu ne peuvent être utilisés dans l’installation au large des côtes.

• (4) L’isolant à mousse combustible utilisé dans les chambres froides et les locaux réfrigérés de l’installation au large des côtes peut être utilisé si les conditions suivantes sont réunies :

  • a) la mousse est de type ignifuge;

  • b) la mousse est entièrement enfermée dans de l’acier inoxydable ou tout autre matériau anticorrosif aux joints scellés;

  • c) l’isolation et sa gaine ne font pas partie du pont d’habitation ou d’une cloison.

• (5) Le béton de structure de l’installation au large des côtes doit être conforme aux articles 4, 5 et 6 de la norme de l’Association canadienne de normalisation intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures.

• (6) L’acier de construction de l’installation au large des côtes doit être conforme aux articles 5, 6 et 17 de la norme CAN/CSA-S473-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Steel Structures, Offshore Structures.

Tirant d’air et franc-bord

• 51 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le tirant d’air de l’installation au large des côtes, sauf une plate-forme de surface, doit être déterminé conformément à l’article 4.8 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges.

• (2) Le tirant d’air de la plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes peut être calculé en posant comme hypothèse que la plate-forme est au tirant d’eau de survie et à sa position la plus basse relativement au niveau de la mer déterminée selon ses caractéristiques de mouvement.

• (3) La plate-forme mobile au large des côtes qui est une plate-forme de surface doit avoir un franc-bord suffisant, compte tenu des charges et des critères environnementaux de l’emplacement de production ou de forage déterminés selon l’article 45.

• (4) À moins d’être conçue pour résister aux charges dues à l’eau et aux glaces sans dommage majeur dans les conditions les plus rigoureuses déterminées selon l’article 45, la plate-forme fixe au large des côtes doit avoir un franc-bord qui empêche les amas de glaces ou les vagues de passer par-dessus ses flancs.

Système de mesure des charges au large des côtes

52 Chaque jambe de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes doit comporter un système de mesure des charges qui permette :

• a) d’enregistrer à tout moment la charge exercée sur la jambe durant les opérations d’élévation;

• b) de mesurer périodiquement la charge exercée sur la jambe.

Plates-formes au large des côtes à embase-poids, à remblai, à rétention de remblai et auto-élévatrices

53 Les plates-formes à embase-poids, à remblai, à rétention de remblai et auto-élévatrices doivent être conçues conformément aux articles 5, 6, 7 et 8 respectivement de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations et à l’article 5.2.2 du document de l’Association canadienne de normalisation intitulé Special Publication S472.1-M1992, Commentary to CSA Standard CAN/CSA-S472-92, Foundations.

Fondations sur pilotis

54 Les fondations sur pilotis de la plate-forme fixe au large des côtes et, s’il y a lieu, du système de production sous-marin doivent être conçues conformément à l’article 9 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations et à l’article 5.2.2 du document de l’Association canadienne de normalisation intitulé Special Publication S472.1-M1992, Commentary to CSA Standard CAN/CSA-S472-92, Foundations.

Résistance structurale des plates-formes mobiles au large des côtes

• 55 (1) La plate-forme flottante censée être utilisée en présence de glaces doit pouvoir :

  • a) résister, sans dommage majeur, aux charges des glaces auxquelles elle peut être soumise lorsqu’elle est exploitée conformément au manuel d’exploitation;

  • b) demeurer en place en présence des concentrations et des charges des glaces auxquelles elle peut être soumise, tel qu’il est précisé dans le manuel d’exploitation;

  • c) être déplacée de l’emplacement de production ou de forage en présence des concentrations des glaces auxquelles elle peut être soumise, tel qu’il est précisé dans le manuel d’exploitation.

• (2) Dans une analyse effectuée aux termes du paragraphe 37(2) afin de déterminer la résistance au basculement et au glissement de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes :

  • a) une jambe du type à treillis peut être analysée en utilisant les coefficients hydrodynamiques équivalents d’une poutre simple établis selon le document Classification Notes, Note No. 31.5 du Det norske Veritas intitulé Strength Analysis of Main Structures of Self-Elevating Units lorsque sont déterminées :

    • (i) d’une part, les charges hydrodynamiques à employer pour calculer les forces de basculement et de glissement, si une charge verticale égale à 5 pour cent de la charge horizontale est appliquée au centre de chaque jambe,

    • (ii) d’autre part, les forces hydrodynamiques à utiliser dans une analyse détaillée des éléments finis de la partie supérieure des jambes et de la coque;

  • b) les moments de basculement et les forces de glissement doivent être évalués en excluant toute stabilité des caissons de support et en utilisant la combinaison et l’orientation les plus critiques des charges environnementales et de fonctionnement;

  • c) le point de réaction d’une plate-forme à jambes indépendantes doit être le point situé à la distance au-dessus de l’extrémité du caisson de support égale au moindre des valeurs suivantes :

    • (i) la moitié de la hauteur du caisson de support,

    • (ii) la moitié de la pénétration totale;

  • d) le point de réaction pour une plate-forme sur semelle doit être déterminé en tenant compte des caractéristiques du sol établies conformément à l’étude de l’emplacement effectuée aux termes de l’article 46.

• (3) Lorsque la fréquence des vagues ou le mouvement sismique du sol prédits pour l’emplacement de production de la plate-forme mobile auto-élévatrice de production au large des côtes sont très proches de la fréquence d’oscillation de la plate-forme, un calcul de réponse dynamique doit être effectué dans le cadre des analyses exigées par l’article 37 et les charges dynamiques ainsi déterminées doivent être comprises dans les analyses pertinentes de contrainte et de fatigue.

• (4) Le raccord entre chaque caisson de support et jambe de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes doit être conçu de façon à résister sans défaillance aux charges dans des conditions de stabilité complète des caissons.

• (5) Les caissons de support et les raccords entre chaque caisson et jambe de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes doivent être conçus en fonction de toutes les conditions ou pénétrations possibles allant de la pénétration de la pointe à la pleine pénétration des caissons, selon l’étude de l’emplacement effectuée aux termes de l’article 46 et la forme du caisson.

• (6) Les caissons de support de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes doivent être suffisamment solides pour résister aux charges horizontales et verticales dues aux tempêtes et à la moitié du moment fléchissant de l’entretoise calculée en posant comme hypothèse que la jambe est à chevilles.

• (7) Toute analyse effectuée aux termes de l’article 37 doit tenir compte des effets secondaires de flexion des jambes de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes.

• (8) L’analyse exigée par l’article 37 pour vérifier si la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes peut résister aux charges dues à son transport doit être effectuée conformément aux articles 3 C-100 et D-300, chapitre 2, partie 3 du document du Det norske Veritas intitulé Rules for Classification of Mobile Offshore Units.

• (9) La plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes à embase indépendante doit être conçue pour résister aux charges auxquelles elle peut être soumise au cours des opérations préalables au chargement, notamment dans les situations suivantes :

  • a) une perte complète du support des fondations pour une jambe sur une distance d’au moins 4 m;

  • b) le décalage de support de 1,5 m par rapport au centre de l’extrémité du caisson de support.

• (10) Les jambes, caissons de support et semelles de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes doivent être conçus en fonction des charges de collision qui pourraient se produire lors de la mise en place conformément à l’article 3 E-400, chapitre 2, partie 3 du document du Det norske Veritas, intitulé Rules for Classification of Mobile Offshore Units, compte tenu des conditions afférentes aux charges environnementales et d’exploitation maximales spécifiées dans le manuel d’exploitation pour de telles opérations.

• (11) Les jambes de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes doivent être chargées au préalable à au moins 1,1 fois la réaction prévue à l’embase ou à la semelle dans des conditions de charge extrêmes.

Réaction caractéristique au mouvement

56 La réaction caractéristique au mouvement de la plate-forme flottante doit être déterminée par des méthodes analytiques ou par des essais avec modèle pour les six degrés de liberté des tirants d’eau opérationnels, des tirants d’eau de transit et des tirants d’eau de survie pertinents.

Stabilité des plates-formes mobiles au large des côtes

• 57 (1) Pour l’application du présent article, lège se dit de la plate-forme mobile au large des côtes dotée de tous ses éléments montés en permanence : machines, matériel, armement, notamment lest fixe, pièces de rechange habituellement conservées à bord, liquides dans les machines et les canalisations à leur niveau de fonctionnement normal, mais exception faite des liquides stockés et contenus dans les réservoirs d’appoint, des articles à charge consommable ou variable, des provisions et des membres d’équipage et de leurs effets personnels.

• (2) Sous réserve du paragraphe (3), un essai d’inclinaison doit être effectué pour déterminer le poids lège et l’emplacement du centre de gravité de la plate-forme mobile au large des côtes.

• (3) Des calculs de poids détaillés montrant les différences de poids et de centres de gravité peuvent être utilisés au lieu de l’essai d’inclinaison exigé par le paragraphe (2), pour la plate-forme mobile au large des côtes soit de surface, soit auto-élévatrice, dont la coque est de conception identique, en ce qui a trait à sa forme et à son aménagement, à une plate-forme ayant subi un essai d’inclinaison, si la précision des calculs est confirmée par une étude de port en lourd.

• (4) Sous réserve du paragraphe (6), au cours de chaque inspection quinquennale exigée et exécutée par la société de classification relativement à la plate-forme mobile au large des côtes soit de surface, soit auto-élévatrice, une étude de port en lourd doit être effectuée et, en cas de différence importante entre la valeur obtenue par cette étude et la variation de poids déterminée selon les registres de poids :

  • a) dans le cas de la plate-forme de surface, un essai d’inclinaison doit être effectué;

  • b) dans le cas de la plate-forme auto-élévatrice, la charge variable admissible en position élevée doit être réglée conformément à l’étude de port en lourd et la stabilité en mode flottant doit être calculée.

• (5) Sous réserve du paragraphe (6), un essai d’inclinaison doit être effectué au cours de chaque inspection quinquennale exigée et exécutée par la société de classification relativement à la plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes, sauf que, après le deuxième essai, les essais subséquents peuvent être effectués toutes les deux inspections en l’absence de différences importantes entre les registres des poids et les résultats du deuxième essai.

• (6) Un essai d’inclinaison n’a pas à être effectué aux termes des paragraphes (4) ou (5) quand la plate-forme est munie d’instruments capables de fournir des données permettant un calcul précis du centre de gravité.

• (7) Il doit être tenu un registre complet et à jour des modifications apportées à la plate-forme mobile au large des côtes comportant un changement de poids ou de position du poids.

• (8) Lorsque le poids de la plate-forme mobile au large des côtes varie de plus de 1 pour cent par rapport au poids lège, une étude de port en lourd doit être effectuée dès que possible et une valeur à jour du centre de gravité lège doit être inscrite dans le manuel d’exploitation.

• (9) Sous réserve des paragraphes (10) à (13), l’analyse de stabilité de la plate-forme mobile au large des côtes en condition intacte ou en condition avariée effectuée aux fins de l’alinéa 41(1)e) doit comprendre une vérification de la conformité de la plate-forme au chapitre 3 du document de l’Organisation maritime internationale intitulé Recueil des règles relatives à la construction et à l’équipement des unités mobiles de forage au large, 1989.

• (10) La plate-forme mobile au large des côtes doit être conçue de sorte que, en condition intacte, lorsqu’elle est soumise aux moments d’inclinaison dus au vent décrits dans le code visé au paragraphe (9), elle ait un angle statique de gîte d’au plus 15° en tous sens.

• (11) La plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes doit être conçue de sorte que, en condition intacte, elle ait une hauteur métacentrique d’au moins 1 m, à tirant d’eau d’exploitation et à tirant d’eau de transit, et d’au moins 0,3 m, à tout autre tirant d’eau.

• (12) La plate-forme mobile au large des côtes soit auto-élévatrice, soit de surface doit être conçue de façon que, en condition intacte, elle ait une hauteur métacentrique d’au moins 0,5 m.

• (13) La plate-forme mobile au large des côtes doit être conçue de sorte que, en condition avariée ou lors du noyage de tout compartiment, l’angle de gîte final n’excède pas 15° en tous sens et que la surface sous la courbe du moment du redressement soit au moins égale à celle sous la courbe de gîte.

Systèmes de lest et de cale

• 58 (1) La plate-forme mobile au large des côtes doit être munie de réservoirs de lest qui, du fait de leur nombre, emplacement et compartimentage, et de leur matériel associé :

  • a) permettent de lester et d’asseoir la plate-forme efficacement dans toutes les conditions environnementales prévisibles;

  • b) sont conçus pour être à sécurité automatique.

• (2) La plate-forme flottante doit comprendre un système de lest disposé de sorte que les réservoirs de lestage puissent être remplis et vidés par flux libre contrôlé ou par au moins l’une des pompes de lest qui doivent être au moins au nombre de deux.

• (3) Chaque coque inférieure de la plate-forme flottante à deux coques inférieures doit être munie d’au moins deux pompes de lest, chacune pouvant remplir et vider tout réservoir de lestage situé dans la coque en cause.

• (4) Le système de lest de la plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes doit être conçu pour empêcher le transfert non restreint de l’eau entre les réservoirs ou par des entrées ou des sorties reliées à la mer dans n’importe laquelle des situations suivantes :

  • a) la défaillance des vannes ou des actionneurs de vannes du système;

  • b) la défaillance des moyens de contrôle ou de surveillance du système;

  • c) le noyage de tout compartiment contenant du matériel lié au système de lest.

• (5) Les canalisations de lest d’un système de lest de la plate-forme flottante qui mènent d’une pompe à plus d’un réservoir doivent être acheminées à partir de collecteurs facilement accessibles.

• (6) Les prises d’eau de mer, les vannes de décharge et les clapets d’arrêt à commande des réservoirs de lestage de la plate-forme flottante qui fonctionnent à l’électricité doivent être conçus pour se fermer automatiquement en cas de coupure du courant de commande et demeurer fermés lorsque le courant est rétabli jusqu’à ce que des mesures spécifiques soient prises pour les rouvrir.

• (7) Lorsque du pétrole brut doit être entreposé à bord de la plate-forme flottante, celle-ci doit posséder une capacité de lestage suffisante, outre la capacité de stockage de pétrole brut, pour pouvoir flotter au tirant d’eau d’exploitation minimal sans pétrole brut à bord.

• (8) La plate-forme flottante doit être dotée d’un poste de commande du lest principal muni :

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

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

  • c) d’un système d’indication d’état et de commande des vannes de lest;

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

  • e) d’un système d’indication du tirant d’eau;

  • f) d’un éclairage de secours;

  • g) d’indicateurs de gîte et d’assiette;

  • h) d’alarmes de noyage et de cale;

  • i) d’indicateurs à distance des appareils de fermeture étanches à l’eau.

• (9) La plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes doit être dotée d’un poste de commande du lest secondaire muni :

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

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

  • c) d’un système d’indication d’état et de commande des vannes de lest;

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

  • e) d’un éclairage de secours;

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

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

• (10) Les postes de commande du lest principal et secondaire exigés par les paragraphes (8) et (9) doivent être situés au-dessus de la ligne de flottaison dans la condition finale d’équilibre à la suite d’un noyage lorsque la plate-forme est en condition avariée.

• (11) La plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes doit comporter un système de lest capable, n’importe quelle pompe de lest étant hors d’usage :

  • a) d’assurer la manoeuvre et l’exploitation sécuritaires de la plate-forme en conditions normales de transit et d’exploitation;

  • b) de remettre la plate-forme à un tirant d’eau d’exploitation ou de transit normal et de redresser l’assiette à partir d’une inclinaison de 15° en tous sens;

  • c) de faire passer la plate-forme, en moins de 3 h, du tirant d’eau d’exploitation le plus profond au tirant d’eau de tempête grave.

• (12) La plate-forme flottante doit être munie d’un système de cale qui est doté d’au moins deux pompes d’assèchement reliées au collecteur principal de cale et qui est capable à tous les angles d’inclinaison de la verticale à 15° en tous sens de pomper ou de vider tout compartiment étanche à l’eau, à l’exception des compartiments destinés en permanence au stockage de l’eau douce, de l’eau de lest, du mazout ou de cargaisons liquides pour lesquels d’autres moyens efficaces de pompage sont prévus.

• (13) La plate-forme flottante ne peut être considérée comme conforme au présent article tant que les systèmes de lest et de cale n’ont pas fait l’objet d’une analyse des modes de pannes et de leurs effets.

Étanchéité à l’eau des plates-formes flottantes

• 59 (1) Aucune cloison des compartiments étanches à l’eau de la plate-forme flottante ne doit contenir plus d’ouvertures qu’il n’en faut pour l’exploitation de la plate-forme et lorsque de telles ouvertures s’imposent pour l’accès, l’aération ou le passage de canalisations et de câbles ou pour tout autre but analogue, des mesures doivent être prises pour maintenir la résistance et l’étanchéité à l’eau de la cloison.

• (2) Toute cloison d’étanchéité à l’eau et les dispositifs connexes de verrouillage à bord de la plate-forme flottante doivent être suffisamment résistants et étanches pour pouvoir résister sans défaillance à la pression et aux autres charges susceptibles de survenir en cours d’exploitation.

• (3) Toutes les portes et écoutilles étanches à l’eau de la plate-forme flottante doivent pouvoir être utilisées sur place à partir des deux côtés de la cloison ou du pont en cause.

• (4) Toutes les crapaudines et tous les hublots de la plate-forme flottante doivent être d’un type qui ne s’ouvre pas et être munis de panneaux de contre-hublots à gonds internes.

• (5) Tous les tuyaux et les conduits de la plate-forme flottante doivent, dans la mesure du possible, passer à distance des compartiments vulnérables aux avaries par pénétration, sinon, des moyens sûrs de fermeture de ces tuyaux et conduits doivent être prévus à chaque cloison étanche.

• (6) Toutes les vannes requises aux cloisons étanches à l’eau de la plate-forme flottante doivent pouvoir être télécommandées du poste de commande du lest ou par des moyens mécaniques d’un autre point facilement accessible qui est au-dessus de la ligne de flottaison dans la condition finale d’équilibre lorsque la plate-forme est en condition avariée.

• (7) Tous les orifices d’entrée et de sortie de la plate-forme flottante qui est submergée au tirant d’eau d’exploitation maximal doivent être munis d’une vanne télécommandée du poste de commande du lest, et la vanne doit se fermer automatiquement en cas de coupure de la source d’énergie à moins que, par mesure de sécurité, elle ne doive demeurer ouverte.

• (8) Tous les orifices de sortie de la plate-forme flottante qui sont percés dans la cloison d’un compartiment destiné à être étanche à l’eau doivent être munis d’une vanne de retenue automatique et d’une autre vanne identique ou d’un dispositif qui permet de fermer l’orifice d’un point extérieur situé au-dessus du compartiment.

• (9) Toutes les portes et écoutilles de la plate-forme flottante utilisées pour assurer l’étanchéité à l’eau des ouvertures d’accès interne durant l’exploitation de la plate-forme à flot doivent être munies d’un dispositif au poste de commande du lest indiquant qu’elles sont ouvertes ou fermées.

• (10) Toutes les portes et écoutilles de la plate-forme flottante normalement fermées lorsque la plate-forme est à flot doivent :

  • a) être dotées d’un système d’alarme qui se déclenche à un poste de commande habité lorsque l’une d’elles est ouverte;

  • b) porter un avis indiquant que leur couvercle ne doit pas demeurer ouvert lorsque la plate-forme est à flot.

• (11) À l’exception des trous d’homme ayant un couvercle étanche à l’eau à boulons rapprochés et fermés en permanence quand la plate-forme est à flot, les ouvertures extérieures de la plate-forme flottante doivent se trouver complètement au-dessus de toute ligne de flottaison à laquelle la plate-forme, en condition intacte ou avariée, gîte sous la force des vents.

• (12) Toutes les ouvertures extérieures de la plate-forme flottante qui sont complètement ou partiellement immergées quand la plate-forme est à son angle maximal de gîte tout en satisfaisant aux exigences du rapport de zone quant à la stabilité en condition intacte ou avariée selon le code visé au paragraphe 57(9) ou qui peuvent s’immerger par intermittence sous l’action des vagues quand la plate-forme est en condition avariée doivent :

  • a) être conçues et construites pour résister sans pénétration à toutes les conditions de la mer;

  • b) dans le cas des ouvertures susceptibles de s’immerger par intermittence quand la plate-forme est en condition avariée :

    • (i) soit se fermer automatiquement lorsqu’elles sont immergées,

    • (ii) soit pouvoir se fermer facilement et rapidement à tout moment,

    • (iii) soit être considérées comme ouvertes aux fins des calculs de résistance aux avaries faits aux termes de l’article 57;

  • c) dans le cas des ouvertures extérieures qui ne peuvent se fermer rapidement :

    • (i) soit être considérées comme ouvertes aux fins des calculs de stabilité après avaries faits aux termes de l’article 57,

    • (ii) soit demeurer fermées en permanence quand la plate-forme est à flot;

  • d) dans le cas de portes ou d’écoutilles pouvant être utilisées lorsque la plate-forme est en exploitation, être munies de dispositifs de fermeture manoeuvrables sur place des deux côtés de la cloison ou du pont;

  • e) dans le cas de portes ou d’écoutilles susceptibles de s’immerger par intermittence lorsque la plate-forme est en condition avariée :

    • (i) être munies d’un système d’indication de l’état des dispositifs de fermeture au poste de commande du lest,

    • (ii) être à fermeture automatique lors de leur immersion ou à fermeture facile et rapide,

    • (iii) porter un avis indiquant qu’elles ne doivent pas demeurer ouvertes durant l’exploitation de la plate-forme;

  • f) dans le cas de ventilateurs, de prises d’air ou de sorties d’air qui peuvent être utilisés durant l’exploitation de la plate-forme :

    • (i) soit être munies d’un dispositif autodéclencheur d’antinoyage,

    • (ii) soit dans le cas de prises d’air ou de sorties d’air qui ne sont pas soumises à une immersion intermittente quand la plate-forme est en condition avariée, être munies d’un dispositif de fermeture manuel facilement accessible;

  • g) dans le cas de dispositifs de fermeture qui ne doivent pas être ouverts durant l’exploitation de la plate-forme, porter un avis à cet effet;

  • h) dans le cas de canalisations à air menant à un réservoir de lest, être munies d’un dispositif antinoyage;

  • i) dans le cas d’un puits à chaîne s’ouvrant sur une plate-forme stabilisée par colonnes, sauf lorsque le puits à chaîne est maintenu plein d’eau ou est conçu pour être librement inondé, être munies d’un dispositif empêchant l’admission importante d’eau en cas d’immersion et de moyens adéquats de pompage, tous deux étant télécommandés à un poste de commande du lest.

• (13) Les dispositifs de fermeture exigés par le paragraphe (12) doivent pouvoir résister sans défaillance à l’action des vagues à laquelle ils peuvent être soumis.

• (14) Tous les compartiments de la plate-forme flottante qui doivent demeurer étanches à l’eau pour se conformer aux critères de stabilité de la plate-forme en condition intacte ou en condition avariée visés à l’article 57 doivent comporter un dispositif placé de façon à déceler une inondation et à déclencher une alarme à un poste de commande du lest lors d’une inondation.

Amarrage

• 60 (1) Le système d’amarrage de la plate-forme flottante doit :

  • a) comporter un réseau d’ancrage qui permette de disposer les amarres, les chaînes d’ancrage et les ancres à une distance sécuritaire des pipelines et des conduites d’écoulement existants et des autres plates-formes;

  • b) comporter un réseau d’ancrage qui donne libre accès à tout navire de soutien censé servir aux opérations et qui n’obstrue pas les zones de mise à l’eau des embarcations de sauvetage;

  • c) être suffisamment rigide pour que les déplacements de la plate-forme demeurent en deçà des limites établies pour les colonnes montantes conformément à l’article 62 dans toutes les conditions d’exploitation;

  • d) être suffisamment résistant pour que la défaillance d’une amarre durant l’exploitation n’entraîne pas de dommage majeur.

• (2) Le coefficient de charge relativement à la tension des amarres de la plate-forme flottante qui est fondé sur une analyse de quasi-statisme doit être :

  • a) de 3,0 en condition d’exploitation, toutes les amarres étant intactes;

  • b) de 2,0 en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu;

  • c) de 2,0 en condition de survie, toutes les amarres étant intactes;

  • d) de 1,4 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme ne met pas en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines;

  • e) de 2,0 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme peut mettre en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines.

• (3) La durée de vie en fatigue du système d’amarrage de la plate-forme flottante doit être égale à au moins 15 ans.

• (4) Le système d’amarrage de la plate-forme flottante qui doit demeurer à l’emplacement de production ou de forage durant plus de cinq ans doit être conçu de sorte que ses éléments puissent être inspectés et remplacés.

• (5) La conception du système d’amarrage de la plate-forme flottante qui est censée demeurer amarrée en condition de survie doit être fondée sur un essai avec modèle ou une analyse numérique appropriés.

• (6) Lorsque la présence de glaces ou d’icebergs à l’emplacement de la plate-forme flottante comporte une probabilité annuelle de 10^-2, le système d’amarrage de la plate-forme doit :

  • a) comprendre un système primaire de déclenchement rapide à distance et au moins un système d’appoint;

  • b) avoir fait l’objet d’une démonstration établissant qu’il est capable de libérer rapidement la plate-forme de ses amarres et de ses tubes prolongateurs.

• (7) Sauf lorsque la plate-forme flottante met en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines, il peut être tenu compte des facteurs suivants pour déterminer si un système d’amarrage à propulseurs télécommandés est conforme au paragraphe (2) :

  • a) s’il s’agit d’une télécommande manuelle :

    • (i) une poussée zéro en condition d’exploitation,

    • (ii) 70 pour cent de l’effet de poussée nette de tous les propulseurs, sauf un, en condition de survie,

    • (iii) une poussée zéro en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu,

    • (iv) 70 pour cent de l’effet de poussée nette de tous les propulseurs en condition de survie, une amarre ayant rompu;

  • b) s’il s’agit d’une télécommande automatique :

    • (i) l’effet de poussée nette de tous les propulseurs, sauf un, en condition d’exploitation,

    • (ii) l’effet de poussée nette de tous les propulseurs, sauf un, en condition de survie,

    • (iii) la poussée nette de tous les propulseurs en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu,

    • (iv) la poussée nette de tous les propulseurs en condition de survie, une amarre ayant rompu.

• (8) Les éléments du système d’amarrage de la plate-forme flottante servant d’interface avec la chaîne ou le câble d’amarrage, à l’exception des attaches du puits à chaînes destinées à la chaîne d’ancrage et des attaches sur tambour du câble d’acier, doivent être conçus pour résister aux tensions de rupture de la chaîne ou du câble.

• (9) Le système d’amarrage de la plate-forme flottante doit être conçu pour maintenir celle-ci en place quelles que soient les charges dues aux glaces établies conformément à l’article 45, et la chaîne ou le câble doit pouvoir résister sans dommage important à l’abrasion due à de telles charges.

• (10) Les rapports entre la force de maintien estimative des ancres du système d’amarrage de la plate-forme flottante et la tension maximale des amarres au niveau des ancres doivent être d’au moins :

  • a) 2,1 en condition d’exploitation, toutes les amarres étant intactes;

  • b) 1,4 en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu;

  • c) 1,4 en condition de survie, toutes les amarres étant intactes;

  • d) 1,0 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme ne met pas en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines;

  • e) 1,4 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme met en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines.

• (11) Pour l’application des alinéas (2)d) et e), du paragraphe (7) et des alinéas (10)d) et e), une plate-forme en met une autre en danger si les conditions environnementales peuvent la faire dériver ou la pousser vers l’autre plate-forme, toutes les amarres ayant rompu, compte tenu de toutes les mesures susceptibles d’être prises pour maîtriser la plate-forme.

• (12) Tous les treuils d’ancre, ainsi que leurs bosses, freins, chaumards, poulies, attaches à la coque, et tous les éléments de structure connexes de la plate-forme flottante doivent être conçus pour résister, sans risque de déformation permanente, de défaillance ou de perte de capacité de fonctionnement, à l’application de la charge de rupture sur l’amarre en cause lorsque celle-ci se trouve dans la direction la plus défavorable.

• (13) Le système d’amarrage caténaire de la plate-forme flottante doit être inspecté conformément aux exigences du document de l’American Petroleum Institute intitulé RP 21 Recommended Practice for In-Service Inspection of Mooring Hardware for Floating Drilling Units.

Positionnement dynamique

• 61 (1) Le système de positionnement dynamique servant à maintenir la plate-forme flottante en place à l’emplacement de production ou de forage doit être conçu, construit et exploité de sorte que la défaillance de tout élément principal ayant un taux de défaillance annuel supérieur à 0,1, déterminé selon une analyse de fiabilité détaillée, ne puisse entraîner de dommage majeur à la plate-forme, tel qu’il est établi par une analyse des modes de panne des éléments principaux et leurs effets, sauf dans l’une ou l’autre des situations suivantes :

  • a) des méthodes d’exploitation du système de positionnement dynamique permettent d’éviter ou de tenir compte de l’effet de la défaillance d’un seul élément;

  • b) chaque élément est remplacé de façon courante afin que le taux de défaillance, déterminé selon l’analyse de fiabilité détaillée, ne dépasse pas 0,1 par période entre les remplacements.

• (2) La plate-forme flottante à système de positionnement dynamique doit être munie d’un système d’affichage d’alerte et d’intervention indiquant :

  • a) la position de la plate-forme par rapport à l’emplacement de production ou de forage;

  • b) le pourcentage de la puissance disponible nécessaire au maintien de la plate-forme dans une position par rapport à l’emplacement qui permettra à l’installation de continuer à fonctionner.

Systèmes de production sous-marins

• 62 (1) Le système de production sous-marin doit être conçu pour résister à des dommages majeurs lorsqu’il est soumis aux charges énumérées à l’article 4, partie B, du document Guideline No. 1-85 du Det norske Veritas intitulé Safety and Reliability of Subsea Production Systems.

• (2) Lorsque l’analyse de sécurité conceptuelle exigée par l’article 44 indique pour les éléments du système de production sous-marin un risque de dommage dû aux glaces, à la chute d’objets, aux filets de chaluts ou aux ancres, la conception du système doit inclure des mesures pour réduire ces risques.

• (3) Les tubes prolongateurs rigides du système de production sous-marin de la plate-forme fixe au large des côtes ainsi que les conduites d’écoulement en acier et leurs raccords du système de production sous-marin doivent être conformes à la norme nationale du Canada CAN/CSA-Z187-M87 intitulée Pipelines offshore.

• (4) Le système de production sous-marin et ses éléments doivent être soumis aux essais d’intégration de l’équipement conformément à l’article 7.2 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

• (5) Le système de production sous-marin doit être mis en place conformément à l’article 7.3 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

• (6) Les têtes de production sous-marines et le système de tête de puits sous-marin situés dans un caisson, un silo ou un trou de protection doivent être conçus et installés de façon :

  • a) à réduire au minimum les effets de l’envasement;

  • b) à permettre, dans la mesure du possible, leur inspection et leur maintenance au cours de leur durée de vie de production ou d’injection.

• (7) Les tubes prolongateurs de production sous-marins doivent être conçus et exploités conformément à l’article 6 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

• (8) Le tube prolongateur de production sous-marin doit être conçu de façon :

  • a) à résister à la pression maximale à laquelle il peut être soumis durant sa vie utile;

  • b) à permettre à chaque élément utilisé dans le transport du pétrole ou du gaz du fond marin à l’installation de production de résister sans défaillance à la pression en tête de puits, sauf lorsque l’élément est muni d’une vanne d’isolement au fond marin et d’un système de décharge à la plate-forme pour réduire sa pression interne;

  • c) à résister à toutes les charges dues aux glaces auxquelles il peut être soumis tel qu’il est déterminé selon l’article 45, sauf lorsque sa défaillance n’entraînera pas de pollution incontrôlée.

• (9) Les conduites d’écoulement et les tubes prolongateurs souples du système de production sous-marin doivent être conçus conformément à la note technique TNA 503 du Det norske Veritas intitulée Flexible Pipes and Hoses for Submarine Pipeline Systems.

• (10) Les raccords des conduites d’écoulement ou des tubes prolongateurs souples du système de production sous-marin doivent posséder une résistance à la pression et aux charges plus grande que celle du tuyau.

• (11) La durée de vie en fatigue des tubes prolongateurs du système de production sous-marin doit être au moins égale à trois fois la durée de vie utile du tube prolongateur de production.

• (12) La conception des tubes prolongateurs du système de production sous-marin et la configuration de leurs divers éléments, notamment les conduites de production, d’injection, de commande, d’instrumentation et leurs attaches, doivent s’effectuer en accordant toute l’attention voulue à la maintenance et à l’inspection efficaces et sécuritaires des tubes prolongateurs et de leurs éléments au cours de leur durée de vie utile.

• (13) L’analyse exigée par l’article 41 à l’égard des tubes prolongateurs du système de production sous-marin relativement à la fatigue des éléments des tubes prolongateurs, aux contraintes subies par ceux-ci et aux risques auxquels sont exposés le personnel et le matériel à la suite d’une défaillance ou d’un mauvais fonctionnement de ces éléments doit être effectuée selon la méthode indiquée à l’article 6.5 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

• (14) Les tubes prolongateurs du système de production sous-marin doivent être munis de dispositifs permettant de les détacher :

  • a) avant que les limites de gonflement ou de déplacement établies au manuel d’exploitation ne soient dépassées;

  • b) lorsque l’état des glaces présente un risque de dommage important pour la plate-forme de production.

• (15) Tout tube prolongateur du système de production sous-marin doit être muni de dispositifs tels qu’après avoir été détaché et de nouveau rebranché, il puisse subir une épreuve sous pression conformément aux méthodes stipulées dans le manuel d’exploitation.

• (16) Tout élément d’un tube prolongateur du système de production sous-marin utilisé pour le transport de fluides du gisement à la surface, pour l’injection de fluides ou de produits chimiques dans le gisement ou pour le transport des fluides traités ou transformés entre l’installation de production et d’autres points doit être conçu et équipé de sorte que lorsque les fluides présentent un risque pour l’environnement, il puisse être déplacé avec de l’eau ou isolé de façon sûre avant que le tube prolongateur soit détaché.

• (17) Les gabarits et les collecteurs du système de production sous-marin doivent être conçus et exploités conformément à l’article 5 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

• (18) Les systèmes de régulation, y compris les conduites de commande et les fluides de commande pressurisés, du système de production sous-marin, doivent être conçus et exploités conformément à l’article 4 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

• (19) Le système de production sous-marin destiné à une intervention humaine en chambre atmosphérique doit être conçu conformément aux exigences de l’article 11 de la partie B du document Guideline No. 1-85 du Det norske Veritas intitulé Safety and Reliability of Subsea Production Systems.

PARTIE IIIConstruction et mise en place au large des côtes

Dispositions générales

• 63 (1) La fabrication et la construction de la plate-forme au large des côtes doivent être conformes aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

  • a) dans le cas d’une plate-forme en acier, aux articles 17, 18, 19, 20 et 21 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

  • b) dans le cas d’une plate-forme en béton, à l’article 11 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures;

  • c) dans le cas d’une plate-forme à embase-poids, à remblai, à rétention de remblai ou sur pilotis, aux articles 6.3, 7.3, 8.3 ou 9.4 respectivement de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations;

  • d) pour ce qui est des fondations, à l’article 5.4 de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations.

• (2) Tout navire ou chaland utilisé pour la construction, le transport, le redressement ou le positionnement de l’installation au large des côtes ou de l’un de ses éléments doit :

  • a) être classé par une société de classification ou posséder la documentation prouvant qu’un processus de vérification semblable a été effectué;

  • b) être, s’il est habité, muni d’engins de sauvetage conformément au Règlement sur l’équipement de sauvetage comme s’il se trouvait dans des eaux visées par ce règlement;

  • c) faire l’objet d’une attestation par son propriétaire portant qu’il est capable de remplir les fonctions assignées en toute sécurité et qu’il convient par ailleurs aux opérations prévues.

• (3) Les élingues, câbles métalliques, manilles et autres éléments destinés au levage et à l’assujettissement des charges durant la construction, le transport, le redressement et le positionnement de l’installation au large des côtes ou de l’un de ses éléments doivent avoir un coefficient de charge minimal de 3.

• (4) Lorsque les charges créées par le déplacement de la plate-forme au large des côtes du chantier de construction à l’emplacement de production ou de forage ou par les opérations de mise en place excèdent les charges qui surviendront après la mise en place, la plate-forme doit être munie d’appareils de mesure des charges et des contraintes durant son déplacement ou sa mise en place.

PARTIE IVExploitation et maintenance au large des côtes

Manuel, plans et programmes des installations au large des côtes

• 64 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant doit préparer, respecter et conserver pour toute installation au large des côtes un manuel d’exploitation qui contient les données suivantes :

  • a) les limites d’exploitation de l’installation et de son équipement;

  • b) des données sur les conditions environnementales à l’emplacement où l’installation sera mise en place et leur effet sur elle, notamment :

    • (i) les conditions environnementales dans lesquelles l’installation au large des côtes sera évacuée ainsi que les prévisions météorologiques qui donneront lieu à une telle évacuation,

    • (ii) la quantité permise de neige et de glace qui peuvent s’accumuler sur l’installation,

    • (iii) la quantité permise de flore et de faune marines qui peuvent s’accumuler sur l’installation,

    • (iv) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes, toute limite d’exploitation imposée par les conditions environnementales ainsi que les effets du vent, de la mer, de la neige, de la glace et de la flore et de la faune marines sur la résistance, la stabilité et la navigabilité de la plate-forme en transit, et en condition d’exploitation et de survie;

  • c) dans le cas de la plate-forme fixe au large des côtes, les caractéristiques de la fondation de la plate-forme et de la pénétration dans le fond marin et le maximum permis en cas d’affouillement ou d’autres conditions variables du fond marin;

  • d) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes reposant sur le fond marin :

    • (i) des données sur les différentes conditions du fond marin qui conviennent pour l’installation, y compris les variations de la capacité portante du fond marin, les angles limites des pentes du fond marin et la pénétration maximale et minimale des socles,

    • (ii) un programme d’inspection des affouillements à intervalles réguliers et après toute tempête d’une certaine intensité précisée;

  • e) dans le cas de la plate-forme mobile flottante au large des côtes, des données sur la stabilité, y compris toutes les données et instructions nécessaires pour déterminer si une configuration particulière de chargement ou de lestage ou une modification à celle-ci permettra de satisfaire aux exigences de stabilité de la plate-forme;

  • f) des données sur les charges de pont, les limites de charge variables et le chargement préalable permis;

  • g) le détail de tout système de codage par couleur utilisé à bord de l’installation pour la sécurité du personnel;

  • h) des données sur les systèmes de protection contre la corrosion utilisés de même que sur les exigences en matière de sécurité et d’entretien de ces systèmes;

  • i) le détail des ouvertures dans les compartiments étanches à l’eau et des moyens de fermeture de ces compartiments;

  • j) des diagrammes montrant :

    • (i) la disposition générale des structures de ponts, des secteurs d’habitation, de l’hélipont et de l’équipement contenu sur la superstructure,

    • (ii) dans le cas de la plate-forme fixe en acier, les treillis, les piles, les colonnes montantes et les tubes prolongateurs,

    • (iii) dans le cas de la plate-forme à embase-poids et à rétention de remblai, la plate-forme inférieure en béton ou en acier, y compris la disposition des jupes ou des piles, les détails de connexion entre la structure inférieure et la structure des ponts, les colonnes montantes et les tubes prolongateurs,

    • (iv) dans le cas de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes, la plate-forme principale et celle de support, les équipements de levage et de descente de la structure des ponts ainsi que les dispositions de remorquage,

    • (v) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes, la plate-forme principale et celle de support, la méthode de maintien du positionnement ainsi que les dispositifs de remorquage,

    • (vi) dans le cas de la plate-forme mobile de surface au large des côtes et de plates-formes de forme similaire, la structure de la coque et l’équipement de positionnement,

    • (vii) dans le cas de la plate-forme à remblai, la protection contre l’érosion et une vue en coupe de la plate-forme montrant entre autres l’emplacement des tubes prolongateurs,

    • (viii) l’emplacement des voies de secours, des systèmes fixes d’extincteurs d’incendie et des équipements de survie,

    • (ix) les zones d’incendie et l’emplacement de l’équipement connexe tel les dispositifs d’obturation coupe-feu,

    • (x) l’emplacement des zones dangereuses de l’installation,

    • (xi) dans le cas de la plate-forme mobile flottante au large des côtes, le système de lest et de cale ainsi que toutes les ouvertures et les méthodes de fermeture qui pourraient influer sur la stabilité de la plate-forme;

  • k) les exigences d’exploitation et de maintenance des équipements de survie à bord de l’installation;

  • l) le poids maximum de l’hélicoptère et l’emplacement des roues ainsi que les dimensions maximales de l’hélicoptère pour lequel a été conçu l’hélipont de la plate-forme, y compris l’étendue de la zone d’approche dégagée pour l’hélicoptère;

  • m) les arrangements ou aménagements spéciaux pour l’inspection et la maintenance de l’installation, des équipements ou matériels et des aménagements pour le stockage du pétrole brut sur ou dans l’installation;

  • n) les instructions ou précautions spéciales à suivre ou à prendre lorsque sont effectuées des réparations ou des modifications à l’installation;

  • o) toute mesure spéciale d’exploitation ou d’urgence qui touche à des éléments essentiels de l’installation tels les systèmes de mise hors service;

  • p) la description de tout équipement de levage et de descente de l’installation et de tout type d’accouplement spécial, y compris leur objet, leur mode de fonctionnement et leur maintenance;

  • q) dans le cas de la plate-forme fixe au large des côtes, le détail du tirant d’air ou du franc-bord;

  • r) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes, les moyens employés pour satisfaire aux exigences de tirant d’air déterminées conformément au paragraphe 51(1);

  • s) les charges environnementales que les ancres peuvent supporter quand elles maintiennent en place une installation amarrée, notamment la force de traction estimative des ancres par rapport au sol à l’emplacement de production ou de forage;

  • t) dans le cas de la plate-forme flottante :

    • (i) la marche à suivre en cas de mouvement de la plate-forme dû au bris d’un câble d’ancrage, tel qu’il est déterminé par analyse,

    • (ii) dans le cas du système d’amarrage à propulseurs, la marche à suivre pour contrôler les opérations en cas de perte de puissance des propulseurs,

    • (iii) dans le cas d’un système de positionnement dynamique, la description des capacités du système dans toutes les conditions d’exploitation et de survie à l’intérieur des limites établies lorsqu’il y a perte d’une des sources de poussée et que l’ensemble des services prévisibles d’urgence et d’exploitation sont alimentés à pleine puissance;

  • u) le nombre de personnes à loger durant les opérations normales;

  • v) un bref énoncé des caractéristiques de tous les équipements de l’installation, y compris les diagrammes et les instructions concernant leur mise en place, leur exploitation et leur maintenance;

  • w) la marche à suivre pour préparer les rapports périodiques sur l’intégrité de l’installation, ainsi que leur format et leur présentation;

  • x) la marche à suivre pour aviser le délégué de toute situation ou condition visée à l’article 68.

• (2) La partie du manuel d’exploitation se rapportant au système de production sous-marin doit être conforme aux exigences des articles 7.4 et 7.5 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

65 La plate-forme mobile au large des côtes doit être certifiée selon la convention internationale intitulée Conférence internationale de 1966 sur les lignes de charge.

66 L’exploitant de l’installation au large des côtes doit exploiter celle-ci conformément aux restrictions imposées par le certificat de conformité et le présent règlement et conformément au manuel d’exploitation.

67 L’exploitant de l’installation au large des côtes doit préparer et mettre en oeuvre un programme d’inspection et de surveillance, un programme de maintenance et un programme de contrôle des poids.

Réparations, remplacements et modifications des installations au large des côtes

• 68 (1) Sous réserve du paragraphe (2), il est interdit au titulaire d’un certificat de conformité relatif à une installation au large des côtes d’effectuer des réparations, des remplacements ou des modifications à l’égard de l’installation ou d’amener à bord de l’équipement susceptibles de modifier la résistance, la stabilité, l’intégrité, le fonctionnement ou la sécurité de l’installation, sans l’approbation du délégué et de l’autorité.

• (2) En cas d’urgence, l’exploitant de l’installation au large des côtes peut réparer ou modifier l’installation si le directeur de celle-ci considère que le délai exigé pour se conformer au paragraphe (1) mettrait en danger le personnel ou l’environnement.

• (3) L’exploitant qui effectue des réparations ou des modifications à l’égard de l’installation conformément au paragraphe (2) doit sans délai en informer le délégué et l’autorité.

• (4) L’exploitant de l’installation au large des côtes doit sans délai aviser l’autorité et le délégué s’il décèle une détérioration de l’installation susceptible de nuire à la sécurité de l’installation ou d’endommager l’environnement.

Mesures correctives

69 Lorsqu’une inspection permet de relever des conditions présentant un risque pour l’intégrité des fondations ou de la plate-forme de l’installation au large des côtes, l’exploitant doit prendre les mesures correctives voulues pour rétablir l’intégrité de l’installation d’une manière jugée satisfaisante par l’autorité.

PARTIE VRegistres et rapports

Dispositions générales

70 Le système international des unités de mesure (SI) doit être utilisé pour l’enregistrement des données et la préparation des rapports exigés en vertu du présent règlement.

Rapport de perte, d’urgence ou d’accident

• 71 (1) L’exploitant doit informer le délégué, par les moyens les plus rapides et les plus pratiques, de tout événement ou situation comportant un danger ou un accident qui met en cause une personne ou un bien, notamment la perte de vies, la disparition de personnes, des personnes grièvement blessées, une menace imminente pour la sécurité du personnel ou du public, un incendie, une explosion, la perte de maîtrise d’un puits, des déversements d’hydrocarbures ou de fluides toxiques ou des dommages majeurs à un pipeline, à un équipement ou à une installation.

• (2) L’exploitant doit soumettre au délégué aussitôt que possible un rapport écrit complet de tout événement ou situation visés au paragraphe (1).

• (3) L’exploitant doit, au moins 24 heures avant le début de l’une des opérations suivantes, informer le délégué, par les moyens les plus rapides et les plus pratiques, de l’heure, du lieu et de la nature de l’opération :

  • a) le début du remorquage d’une installation vers son emplacement;

  • b) le levage de plus de 500 tonnes métriques à un emplacement de production;

  • c) le redressement ou la mise en place d’une installation.

PARTIE VIInfractions

72 Toute contravention aux dispositions des parties IV ou V constitue une infraction à la Loi.