DORS-2018-66 Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)

impose au secteur du pétrole et du gaz des exigences pour réduire les émissions de méthane et de certains composés organiques volatils;

désigne la contravention à certaines de ses dispositions comme étant des infractions graves en ajoutant ces dispositions à l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).

Dans le cas où l’exploitant est une personne physique, celle-ci ou un individu autorisé à agir en son nom;

dans le cas où il est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisés à agir en son nom;

dans le cas où il est une autre entité, la personne physique autorisée à agir en son nom. (authorized official)

soit de la conception de l’équipement ou des modes opératoires dans l’installation;

soit d’un évènement à l’origine d’une pression supérieure à la capacité de rétention des gaz de l’équipement dans l’installation. (venting)

à l’extraction d’hydrocarbures d’un gisement souterrain ou d’un réservoir géologique souterrain;

au traitement primaire de ces hydrocarbures;

au transport d’hydrocarbures, y compris le stockage qui se rapporte à leur transport, autre que pour la distribution locale.

préparer d’autres fracturations hydrauliques;

préparer le nettoyage du puits;

mettre ou remettre le puits en production. (flowback)

l’eau;

les hydrocarbures liquides;

les composés sulfurés;

les contaminants. (primary processing)

les liquides de gaz naturel ou le gaz autre que le méthane du gaz naturel produit;

les liquides de gaz naturel en deux ou plusieurs mélanges composés uniquement de ces mêmes liquides. (natural gas processing plant)

fonctionner de manière qu’au moins 95 % des gaz d’hydrocarbures, fondé sur le calcul des débits volumiques dans des conditions normalisées, dirigés vers l’équipement soient captés et conservés;

fonctionner de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;

fonctionner et être entretenu selon les recommandations applicables du fabricant.

pour chaque mois au cours duquel l’équipement est utilisé, le pourcentage, à tout moment, des gaz d’hydrocarbures dirigés vers l’équipement qui ont été captés et conservés ainsi que le calcul, documents à l’appui, des débits volumiques sur lequel ce pourcentage se fonde;

son fonctionnement et son entretien ainsi que, le cas échéant, une indication précisant les recommandations du fabricant à cet égard, documents à l’appui.

soit utilisés dans l’installation de pétrole et de gaz en amont comme carburant dans un appareil à combustion qui rejette dans l’atmosphère au plus 5 % des gaz d’hydrocarbures brûlés;

soit vendus;

soit injectés dans un gisement souterrain à des fins autres que leur élimination comme déchets.

les essais effectués dans les conditions recommandées par le fabricant pour déterminer ce pourcentage;

les mesures prises lorsque l’appareil fonctionne dans ces conditions.

aux articles 3.6 et 7 de la version 4.5 de la ligne directrice intitulée Flaring and Venting Reduction Guideline, publiée par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique en juin 2016, si l’installation est située en Colombie-Britannique;

à l’article 3 de la directive intitulée Directive S-20: Saskatchewan Upstream Flaring and Incineration Requirements, publiée par le gouvernement de la Saskatchewan le 1 er novembre 2015, si l’installation est située au Manitoba ou en Saskatchewan;

aux articles 3.6 et 7 de la directive intitulée Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting, publiée par l’Alberta Energy Regulator le 22 mars 2016, dans tout autre cas.

le rapport gaz-pétrole, fondé sur le résultat de la plus récente détermination du rapport gaz-pétrole effectuée avant la fracturation hydraulique;

dans le cas où ce rapport est d’au moins 53:1, les éléments, documents à l’appui, qui démontrent que les gaz d’hydrocarbures liés au reflux ont été captés et dirigés vers l’équipement soit de conservation, soit de destruction de gaz d’hydrocarbures;

dans le cas où les gaz d’hydrocarbures liés au reflux du puits sont évacués, le pouvoir calorifique de ces gaz.

en Colombie-Britannique, si l’installation est assujettie aux exigences de complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique énoncées dans la ligne directrice intitulée Flaring and Venting Reduction Guideline, publiée par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique en juin 2016;

en Alberta, si l’installation est assujettie aux exigences de complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique énoncées dans directive intitulée Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting, publiée par l’Alberta Energy Regulator le 22 mars 2016.

soit être captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;

soit être dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère.

soit au moyen d’un débitmètre, autre qu’un sac étalonné, conformément à l’article 16;

soit au moyen d’un dispositif de surveillance continue conformément à l’article 17.

conformément aux recommandations précisées dans le manuel du fabricant, le cas échéant;

dans le cas où elles sont prises en l’absence de pression négative ou de vide absolu, pendant qu’un joint étanche recouvre l’évent;

dans le cas où elles sont prises sur un compresseur centrifuge, au moment où le compresseur est exploité dans des conditions représentatives des conditions des sept derniers jours;

dans le cas où elles sont prises sur un compresseur alternatif, au moment où le compresseur est sous pression.

pour la première fois :

par la suite, au plus tard le trois cent soixante-cinquième jour suivant la date de la dernière prise de mesure.

à la valeur maximale des débits mesurés, si les mesures sont prises sur une période continue d’au moins cinq minutes mais de moins quinze minutes;

à la valeur moyenne des débits mesurés, si les mesures sont prises sur une période continue d’au moins quinze minutes.

il est étalonné conformément aux recommandations du fabricant pour permettre une prise de mesures avec une marge d’erreur maximale de ±10 %;

il fonctionne de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;

il est équipé d’une alarme qui se déclenche quand la limite du débit applicable prévue aux paragraphes 18(2) ou (3) pour les évents d’un compresseur est atteinte.

d’après le résultat d’une nouvelle lecture, si le débitmètre a été utilisé pour prendre la nouvelle mesure;

l’absence de déclenchement de l’alarme une fois le compresseur remis en service, dans le cas où un dispositif de surveillance continue a été utilisé pour prendre la nouvelle mesure.

si le compresseur est installé le 1 er janvier 2023 ou après cette date, 0,14 m 3 normalisé/min;

s’il est installé avant le 1 er janvier 2023 et si sa puissance au frein nominale :

s’il est installé le 1 er janvier 2023 ou après cette date, le produit de 0,001 m 3 normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur;

s’il est installé avant le 1 er janvier 2023, le produit de 0,023 m 3 normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur.

le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à laquelle la dernière mesure est prise en vertu du paragraphe 16(3) ou la date à laquelle l’alarme visée à l’alinéa 17 c) s’est déclenchée;

si le volume estimé de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m 3 normalisés, calculé à partir du jour applicable visé à l’alinéa a) si aucune mesure corrective n’était prise est égal ou inférieur au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m 3 normalisés, en conséquence de la purge de gaz d’hyrocarbures qui doit être effectuée pour prendre les mesures correctives :

son numéro de série;

sa marque et son modèle;

sa puissance au frein nominale;

sa date d’installation à l’installation s’il a été installé le 1 er janvier 2020 ou après cette date ou les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, qu’il a été installé avant le 1 er janvier 2020;

le cas échéant, une indication du type d’équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures vers lequel les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant de ses joints ou de ses garnitures de tiges et de ses pièces d’écartement, selon le cas, sont captées et dirigées parmi les suivants :

pour chaque compresseur centrifuge, lorsque les émissions provenant de ses joints sont dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère, une indication précisant s’il s’agit de joints secs ou humides;

pour chaque compresseur alternatif, lorsque les émissions provenant de ses garnitures de tiges et de ses pièces d’écartement sont dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère, le nombre de ces garnitures de tiges;

pour chaque compresseur pour lequel une période prévue pour la prise d’une mesure a été prolongée en vertu du paragraphe 16(6), le nombre d’heures pendant lesquelles il a été mis sous pression pendant une période de trois années civiles visée à ce paragraphe.

la marque et le modèle du débitmètre;

la valeur maximale du débit mesuré en application de l’alinéa 16(4)a) ou la valeur moyenne du débit mesuré en application de l’alinéa 16(4)b);

la date de la prise de la mesure;

une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du débitmètre visé au paragraphe 16(1) ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %;

une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour la prise de la mesure, le cas échéant, documents à l’appui;

la durée de la période continue visée aux alinéas 16(4)a) ou b), selon le cas;

le nom de la personne ayant pris la mesure et, s’il s’agit d’une personne morale, celui de l’individu ayant pris la mesure.

une description du dispositif;

le cas échéant, son numéro de série, sa marque et son modèle;

une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du dispositif de surveillance continue visé à l’alinéa 17 a) ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %.

la description de la mesure corrective, y compris celle de chaque démarche entreprise en vue de la prise de la mesure corrective;

les dates auxquelles la mesure corrective a été prise, y compris celles auxquelles les démarches ont été entreprises en vue de la prise de la mesure corrective;

pour chaque nouvelle mesure prise en application de l’alinéa 18(4)b), le volume et le volume estimé de gaz d’hydrocarbures, déterminés en application de cet alinéa, calculs à l’appui;

si elle est prise à la suite d’une mesure prise au moyen d’un dispositif de surveillance continue, la date de déclenchement de l’alarme.

si l’installation a été exploitée au moins douze mois, consécutifs ou non, au cours desquels l’installation a été exploitée au moins un jour par mois, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m 3 normalisés, produit ou reçu d’après les renseignements consignés, pendant les douze mois les plus récents de ces mois d’exploitation;

si l’installation a été exploitée au moins un mois mais moins de douze mois, consécutifs ou non, au cours desquels l’installation a été exploitée au moins un jour par mois, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m 3 normalisés, que l’installation s’attend à produire ou à recevoir au cours d’une période de douze mois déterminée au prorata du volume combiné, d’après les renseignements consignés, durant ces mois d’exploitation;

dans tout autre cas, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m 3 normalisés, que l’installation s’attend à produire ou à recevoir pendant les douze mois suivant la fin de son premier mois d’exploitation, déterminé conformément à la méthode applicable visée à l’article 23.

le rapport gaz-pétrole et le volume d’hydrocarbures liquides produit ou qui devrait être produit, exprimé en m 3 normalisés, au cours de ce mois;

le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m 3 normalisés, produit et reçu au cours de ce mois;

dans le cas où un puits dans une installation a fait l’objet d’une complétion au cours de ce mois donné, le volume visé au paragraphe 18(2) qui devrait être produit par ce puits.

ce premier mois et l’année civile qui comprend ce mois;

le volume combiné ainsi qu’une mention précisant lequel des alinéas 20(1)a) à c) a été utilisé pour déterminer ce volume.

le document intitulé Measurement Guideline for Upstream Oil and Gas Operations, publié par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique le 1 er mars 2017, si l’installation est située en Colombie- Britannique;

le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive PNG017, publié par le gouvernement de la Saskatchewan le 1 er août 2017 (version 2.1), si l’installation est située au Manitoba ou en Saskatchewan;

le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive 017 de l’AER, publié par l’Alberta Energy Regulator le 31 mars 2016, dans tout autre cas.

dans le cas où la production de gaz estimée est de plus 2 000 m 3 normalisés par jour, par la prise d’une mesure directe;

dans tout autre cas :–0,5P p + 150 où : P p représente le volume de pétrole produit par le puits par jour pendant le mois de production le plus récent, exprimé en m 3.

le débit du gaz provenant d’un puits est supérieur à 100 m 3 normalisés par jour;

la mesure est prise :

au cours de la période utilisée pour déterminer G, au moyen d’un dispositif de mesure en continu ayant une marge d’erreur maximale de ±0,1 m 3 normalisé;

au cours d’une période continue d’au moins dix jours qui comprend la période continue utilisée pour la détermination de la valeur de l’élément G au moyen d’un dispositif de mesure en continu avec une marge d’erreur maximale de ±1 m 3 normalisé lorsque la variation du débit au cours de cette période continue est telle que le volume de pétrole produit et mesuré pour une journée est compris entre ±5 % du volume de pétrole produit et mesuré pour n’importe quelle autre journée est comprise dans cette période continue.

au moins une fois par année et au moins quatre-vingt-dix-jours après la dernière détermination si :

au moins une fois tous les six mois et au moins quarante-cinq jours après la dernière détermination si :

au moins une fois par mois et au moins sept jours après la dernière détermination si :

toutes les lectures prises au moyen d’un dispositif de mesure en continu et chaque lecture prise au moyen d’un débitmètre;

le débit pour chaque période au cours de laquelle les mesures ont été prises pour chaque détermination de la valeur de l’élément G et de l’élément P;

les date, heure et durée de ces périodes;

les paramètres de production durant chacune de ces périodes et durant les 48 heures précédant chacune de ces périodes;

une indication précisant le type d’équipement utilisé, selon qu’il s’agit d’un dispositif de mesure en continu ou d’un débitmètre ainsi que sa marque et son modèle.

le déchargement de liquides, qui consiste au retrait de liquides accumulés d’un puits de gaz;

la purge, qui consiste en la dépressurisation temporaire des équipements et des pipelines;

la déshydratation de glycol, qui est un système de dessiccation liquide utilisé pour l’élimination de l’eau du gaz naturel ou de l’eau des liquides de gaz naturel;

l’utilisation d’un régulateur pneumatique, d’une pompe pneumatique ou d’un compresseur;

le démarrage et l’arrêt de l’équipement;

la complétion de puits;

l’évacuation en vue d’éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence.

le volume de gaz d’hydrocarbures évacué à l’installation, déterminé, exprimé en m 3 normalisés;

le volume de gaz d’hydrocarbures évacué découlant des activités visées à chacun des alinéas 26(2)a) à g);

le volume de gaz d’hydrocarbures détruit à l’installation, exprimé en m 3 normalisés;

le volume de gaz d’hydrocarbures livré à partir de l’installation, exprimé en m 3 normalisés.

d’un composant d’équipement utilisé sur une tête de puits à un site où aucune autre tête de puits ou aucun autre équipement ne se trouve exception faite des conduites de collecte ou du compteur connectés à cette tête de puits;

d’une paire de vannes d’isolement installée sur un pipeline de transport si aucun autre équipement ne se trouve sur la partie du pipeline qui peut être isolée par la fermeture des vannes;

d’un composant d’équipement utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont si son inspection pourrait causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes.

un programme réglementaire de détection des fuites et de réparation qui satisfait aux exigences prévues aux articles 30 à 33;

un programme alternatif de détection des fuites et de réparation visé au paragraphe 35(1) qui résulte au plus en la même quantité d’émissions fugitives que celle qui résulterait d’un programme réglementaire visé à l’alinéa a), d’après les renseignements consignés, documents à l’appui, par l’exploitant avant l’établissement du programme et, au moins une fois par’année et à au moins quatre-vingt-dix jours d’intervalle, pendant toute la durée du programme.

un instrument de surveillance portatif qui remplit les exigences suivantes :

un instrument optique de visualisation des gaz capable de réaliser l’imagerie des gaz qui sont :

pour la première fois, au plus tard, soit le 1 er mai 2020, soit si elle est postérieure, à la date qui tombe soixante jours après le démarrage de la production;

par la suite, au moins trois fois par année et à au moins soixante jours d’intervalle.

le fonctionnement et l’entretien des instruments de détection des fuites admissibles conformément au paragraphe (4);

les exigences relatives à l’étalonnage visées aux sous-alinéas (2)a)(iii) et (iv) si un instrument de surveillance portatif admissible est utilisé.

il est supérieur ou égal à 500 ppmv d’hydrocarbures, tel que déterminé au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21;

il est détecté :

dans les trente jours suivant la date de sa détection, si la fuite peut être réparée pendant que le composant d’équipement est en fonctionnement;

au plus tard avant la fin du prochain arrêt programmé, à moins que ce délai ne soit prolongé en vertu de l’article 33, dans tout autre cas.

les documents établissant que, au moment du dépôt de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques le demandeur n’est pas en mesure de réparer la fuite avant la fin du prochain arrêt programmé;

les documents établissant que le demandeur a un plan pour réparer le composant d’équipement, lequel comporte :

un énoncé portant que le processus de mise en place du plan commencera dans les trente jours suivant la date à laquelle la prolongation a été accordée.

il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation projetée;

il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

les inspections pour la détection des fuites;

l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage de l’instrument de détection des fuites, le cas échéant;

la réparation des fuites détectées.

pour chaque étalonnage d’un instrument de détection des fuites admissible :

pour chaque inspection d’un composant d’équipement :

pour chaque fuite détectée au moyen d’une des méthodes visées à l’alinéa 31(1)b) et non à la suite d’une inspection :

pour chaque individu qui effectue une inspection et qui a suivi une formation sur l’utilisation, l’entretien ou l’étalonnage des instruments de détection des fuites :

pour chaque réparation d’une fuite provenant d’un composant d’équipement, les renseignements suivants :

pour chaque réparations qui n’a pas été effectuée dans les trente jours suivant la détection d’une fuite :

la date de l’inspection et, le cas échéant, le nom de la personne l’ayant effectuée;

le type de composant d’équipement qui a été inspecté ainsi que l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées GPS, au cent millième près;

une description de la manière par laquelle la fuite a été détectée;

le cas échéant, pour chaque instrument de détection utilisé, la description des mesures visant son utilisation, son entretien et son étalonnage, les dates d’entretien et d’étalonnage ainsi que les noms des personnes ayant effectué son entretien et son étalonnage;

pour chaque réparation d’une fuite provenant d’un composant d’équipement, les renseignements suivants :

les renseignements consignés en vertu de l’alinéa 29(1)b).

il est utilisé conformément à un ensemble de conditions de fonctionnement pour lequel le taux de purge est inférieur ou égal à 0,17 m 3 normalisé/h, selon le manuel de fonctionnement du fabricant ou selon la démonstration écrite, documents à l’appui, de l’exploitant de l’installation;

ses émissions d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures ou un équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures.

l’identifiant du régulateur pneumatique;

une indication précisant si le régulateur pneumatique est utilisé :

le taux de purge nominal correspondant à l’ensemble des conditions de fonctionnement du régulateur pneumatique, notamment sa pression d’alimentation et, le cas échéant, le réglage de sa bande, ou son taux de purge selon la démonstration écrite de l’exploitant de l’installation où le régulateur pneumatique est utilisé, documents à l’appui.

en consignant la quantité de liquide pompé durant ce mois;

au moyen des documents établissant que cette pompe ou groupe de pompe n’a pas pu pomper en moyenne plus de 20 L de liquide par jour au cours de ce mois.

il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques ou économiques, le demandeur n’est pas en mesure d’utiliser dans l’installation une pompe pneumatique ne fonctionnant pas au moyen de gaz d’hydrocarbures ou une pompe pneumatique fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures lorsque ses émissions de gaz d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures, notamment :

le demandeur a un plan :

la date à laquelle la pompe pneumatique cesse de fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures;

le premier jour où les émissions d’hydrocarbures provenant de la pompe pneumatique sont captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;

le 31 décembre 2025.

il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation projetée;

il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.

soit le cent vingtième jour suivant le 1 er janvier 2020;

soit, si elle est postérieure, celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :