Source: http://legisquebec.gouv.qc.ca/fr/ShowDoc/cr/M-13.1,%20r.%201/
Timestamp: 2020-08-07 11:12:12+00:00
Document Index: 25054599

Matched Legal Cases: ['arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', '§ 1', '§ 2', '§ 3', '§ 4']

M-13.1, r. 1 - Règlement sur le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs souterrains
Abrogé le 20 septembre 2018
chapitre M-13.1, r. 1
Règlement sur le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs souterrains
MINES — PÉTROLE, GAZ NATUREL ET RÉSERVOIRS SOUTERRAINS
(chapitre M-13.1, a. 306, 310 et 313).
Abrogé, D. 1254-2018, 2018 G.O. 2, 6785; eff. 2018-09-20.
Les droits prévus au règlement ont été indexés selon l’avis publié à la Partie 1 de la Gazette officielle du Québec le 27 janvier 2018, page 69. (a. 2, 15, 49, 56, 59, 63, 64, 65, 70, 70.1, 82, 87, 113, 119, 120, 121). (Effet à compter du 1er janvier 2018.)
D. 1539-88; D. 1381-2009, a. 1.
«appareil de forage»: l’ensemble de l’équipement utilisé pour faire un puits de forage, lequel comprend notamment une tour de forage, un treuil, une table de rotation, une pompe à boue, un équipement anti-éruption, des installations de force motrice, de surveillance et de contrôle;
«bouchon de trou de tir»: un cône de matière plastique de couleur vive et de diamètre variable servant à identifier les trous de tir chargés d’explosif;
«bouchon mécanique de retenue»: un bouchon activé mécaniquement qui sert à isoler une zone du puits de façon temporaire ou définitive;
«boue de forage»: fluide aqueux utilisé lors du forage servant à refroidir et à lubrifier le trépan, à évacuer les déblais, à maintenir les parois du trou et à équilibrer par son propre poids la pression des fluides contenus dans les roches ou les sédiments traversés;
«coffrage»: un élément tubulaire en acier qui revêt la paroi interne d’un puits pour en assurer l’étanchéité en vue de la poursuite des travaux de forage;
«diagraphie par câble»: mesure des propriétés pétrophysiques des couches géologiques traversées dans le puits à l’aide d’un câble transmettant l’information à un appareil enregistreur en surface;
«essai aux tiges»: les travaux consistant à isoler une zone du puits située entre 2 cotes de profondeur différente à l’aide d’un ou de plusieurs bouchons mécaniques de retenue afin de permettre l’ouverture à la pression atmosphérique et l’écoulement en surface de liquide ou de gaz;
«fermeture définitive»: une cessation des travaux de forage, de complétion ou de modification d’un puits avec l’intention de cesser toute activité et de ne plus poursuivre les travaux dans un puits, lequel est désigné puits abandonné;
«fermeture temporaire»: une interruption des travaux de forage, de complétion ou de modification d’un puits avec l’intention de reporter à une date ultérieure la poursuite des travaux dans un puits, lequel est désigné puits suspendu;
«méthode de la pompe et du bouchon»: méthode de cimentation du tubage par laquelle la quantité de ciment nécessaire à la cimentation est déplacée de l’intérieur du tubage vers l’anulus au moyen d’un bouchon de cimentation qui sépare le ciment du liquide de déplacement;
«point de tir»: l’endroit où est produite une source d’énergie dans le but de générer une onde sismique;
«puits de délinéation»: tout puits foré dans le but de déterminer l’étendue du gisement ainsi que les propriétés pétrophysiques du réservoir qui le contient;
«puits d’injection»: tout puits servant à injecter des fluides ou des gaz dans un gisement ou un champ;
«récupération assistée»: toute récupération d’hydrocarbures au moyen de méthodes de maintien de la pression du gisement par injection d’eau ou de gaz;
«réservoir souterrain artificiel»: toute cavité qui résulte d’une excavation, indépendamment de la méthode d’excavation utilisée;
«système anti-éruption»: l’ensemble des équipements de contrôle d’un puits comprenant un obturateur, un accumulateur ainsi qu’un réseau de conduites permettant un écoulement sécuritaire de liquide ou de gaz lors des opérations de forage, de complétion, de modification et de fermeture d’un puits;
«tête de puits»: l’équipement de surface donnant accès au puits en cours de production, lequel comprend un assemblage de vannes de contrôle;
«tubage de surface»: le tubage installé dans un puits après l’installation et à l’intérieur du tubage initial pour en assurer le contrôle en vue de la poursuite des opérations de forage;
«tubage initial»: le tubage habituellement installé le premier dans un puits pour en faciliter le contrôle pendant le forage du trou pour l’installation du tubage de surface;
«tubage intermédiaire»: le tubage installé dans un puits après l’installation et à l’intérieur du tubage de surface et dans lequel les opérations de forage ultérieures peuvent être effectuées à l’intérieur du puits;
«tube de production»: un élément tubulaire en acier utilisé pour équiper un puits producteur et servant à acheminer les fluides ou les gaz exploités.
D. 1539-88, a. 1; D. 1381-2009, a. 2.
2. Une demande de permis de levé géophysique doit être présentée au ministre sur la formule prescrite à l’annexe I.
Cette formule doit être accompagnée:
1° d’un document décrivant la nature du projet, ses objectifs, la description du contexte géologique, le degré de maturité de l’exploration sur le territoire visé et l’échéancier des travaux projetés;
2° d’une carte montrant la localisation, le numéro et la longueur des lignes du levé géophysique projeté;
4° du paiement des droits au montant de 1 038 $.
Dans le cas d’un levé géophysique au large des côtes, le document visé au paragraphe 1 doit également contenir le nom du navire utilisé, son numéro d’enregistrement, le nom du propriétaire, le nombre de personnes à bord et les types d’appareil de navigation utilisés.
D. 1539-88, a. 2; D. 1381-2009, a. 3; L.Q. 2013, c. 16, a. 22.
3. La demande de permis de levé géophysique et les documents qui l’accompagnent doivent être signés par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience en géophysique et présentés au ministre:
1° dans le cas d’un levé sur terre, au moins 15 jours avant la date du début des travaux;
2° dans le cas d’un levé au large des côtes, au moins 30 jours avant la date du début des travaux.
D. 1539-88, a. 3; D. 1381-2009, a. 4.
4. Le titulaire de permis de levé géophysique doit, au moins 3 jours avant le début des travaux, avoir remis au ministre un avis écrit l’informant de la date du début des travaux.
D. 1539-88, a. 4.
5. Lors de l’exécution du levé géophysique, le titulaire de permis de levé géophysique est tenu de présenter par écrit au ministre, de façon hebdomadaire, sur la formule prescrite à l’annexe IA, un compte rendu de ses activités.
Le compte rendu peut être envoyé par l’opérateur selon les directives du titulaire de permis de levé géophysique.
Le compte rendu hebdomadaire doit inclure:
1° le numéro du permis de levé géophysique;
2° la période couverte;
3° le nom du titulaire;
4° le nombre de kilomètres des lignes du levé géophysique qui ont été parcourus durant la période couverte et le nombre restant;
5° les dates du début, des interruptions, des reprises et de la fin des travaux;
6° la durée des interruptions des travaux dues aux conditions météorologiques, aux pannes et aux difficultés techniques;
7° la localisation et le numéro des lignes du levé géophysique qui seront acquises durant la prochaine période;
8° le cas échéant, la dernière position du navire.
D. 1539-88, a. 5; D. 1381-2009, a. 5.
6. Le titulaire de permis de levé géophysique doit, lors de l’exécution d’un levé géophysique, éviter de placer la source d’énergie à une distance inférieure à:
1° 30 m d’un chemin de fer;
2° 10 m d’une borne d’arpentage;
3° 100 m d’un pipeline de surface ou 75 m d’un pipeline enfoui appartenant à un tiers;
4° 120 m d’un puits de pétrole ou de gaz naturel appartenant à un tiers;
5° 200 m d’un puits d’eau ou d’un aqueduc;
6° 200 m d’un bâtiment, d’une ligne à haute tension et d’un ouvrage souterrain;
7° 100 m d’un cimetière.
D. 1539-88, a. 6; D. 1381-2009, a. 6.
7. Le titulaire de permis de levé géophysique qui utilise un explosif comme source d’énergie doit:
1° indiquer sur la carte de localisation prévue au paragraphe 2 de l’article 2 la position exacte de toute borne d’arpentage sur le territoire visé par le permis de levé géophysique;
2° avant le passage de l’équipement géophysique, localiser sur le terrain au moyen d’un piquet indicateur d’au moins 1 m de hauteur toute borne d’arpentage située dans un rayon de 50 m du lieu d’un point de tir.
D. 1539-88, a. 7; D. 1381-2009, a. 7.
D. 1539-88, a. 8; D. 1381-2009, a. 8.
D. 1539-88, a. 9; D. 1381-2009, a. 8.
10. Le titulaire de permis de levé géophysique doit, lors de l’exécution du levé géophysique, indiquer au moyen d’un bouchon de trou de tir chaque trou de tir chargé d’explosif.
D. 1539-88, a. 10.
11. Lorsque, dans un trou de tir, la mise à feu est ratée, le titulaire de permis de levé géophysique doit effectuer un essai supplémentaire avec une nouvelle charge.
D. 1539-88, a. 11.
12. Après la mise à feu ou si la mise à feu d’une nouvelle charge est ratée, le titulaire de permis de levé géophysique doit abandonner le trou de tir de la façon suivante:
1° remplir jusqu’à la surface le trou de tir avec des matériaux provenant du trou de tir ou des matériaux de même nature que ceux provenant du trou de tir;
2° dans le cas où la mise à feu d’une nouvelle charge est ratée, placer un bouchon de trou de tir à une profondeur de 30 cm de la surface du sol;
3° niveler les excès des matériaux provenant du trou de tir ou des matériaux de même nature.
D. 1539-88, a. 12; D. 1381-2009, a. 9.
13. Lorsqu’il y a écoulement d’eau ou de gaz durant ou après le forage d’un trou de tir ou après l’explosion de la charge d’explosifs, le titulaire de permis de levé géophysique doit immédiatement boucher le trou afin de confiner la venue d’eau ou de gaz.
D. 1539-88, a. 13.
14. Le rapport que le titulaire de permis de levé géophysique soumet au ministre en vertu de l’article 159 de la Loi doit contenir, dans l’ordre, les informations suivantes:
1° une page titre indiquant:
a) le nom du titulaire de permis de levé géophysique;
b) le numéro de permis de levé géophysique;
c) le titre du rapport;
d) le genre de levé géophysique effectué;
e) le nom de la région où le levé géophysique a été effectué;
f) le cas échéant, la désignation d’un autre droit minier affectant le territoire visé par le permis de levé géophysique, la description du lieu où il s’exerce ainsi que le nom de son titulaire;
g) le nom de l’entrepreneur responsable des travaux;
h) le nom du responsable du rapport;
i) le nom de l’auteur du rapport;
j) la date du rapport;
2° une table des matières ainsi qu’une liste des pièces jointes;
3° un résumé du contenu du rapport;
4° une introduction;
5° une carte de localisation de même format que les pages du rapport, contenant:
a) la localisation du levé géophysique;
b) le cas échéant, les limites du droit minier tel que prévu au sous-paragraphe f du paragraphe 1;
c) les coordonnées géographiques, la date d’émission et une échelle visuelle de la carte de localisation;
6° les données statistiques concernant le levé géophysique effectué;
a) les dates de mobilisation et de démobilisation;
b) les dates de début, d’interruption, de reprise et de fin des travaux de levé géophysique;
c) le personnel affecté à la réalisation du levé géophysique;
d) les données de progression quotidienne;
7° une description des équipements utilisés pour l’acquisition des données soit gravimétriques, magnétiques ou sismiques ainsi que leurs caractéristiques;
8° une description des paramètres d’acquisition de levé géophysique, indiquant:
a) la géométrie du dispositif source;
b) la géométrie du dispositif récepteur;
c) l’espacement entre les stations;
d) selon le cas, l’intervalle d’échantillonnage, de tir ou de balayage;
e) les caractéristiques de la source d’énergie utilisée;
f) le pas d’échantillonnage;
g) le réglage des filtres d’enregistrement;
9° dans le cas d’un levé terrestre, une carte à fond topographique indiquant:
a) le numéro des profils du levé géophysique;
b) la longueur des profils du levé géophysique;
c) la localisation des stations d’échantillonnage, ou le cas échéant, la localisation des points de tir;
10° dans le cas d’un levé terrestre, une carte à fond topographique indiquant, le cas échéant, la localisation de toutes les charges non explosées ainsi que l’écoulement d’eau ou de gaz causé par le forage de trou de tir ou par l’explosion de la charge d’explosif;
11° dans le cas d’un levé effectué au large des côtes, une carte montrant la localisation des stations d’échantillonnage ou, le cas échéant, la localisation des points de tir faite par rapport à la ligne côtière;
12° une description de tous les paramètres de traitement utilisés pour chacun des types de traitement appliqués aux données;
13° les cartes d’interprétation suivantes:
a) pour un levé sismique réflexion, la carte de structure temporelle (isochrone) de l’objectif principal;
a.1) pour un levé sismique réfraction, la carte des vitesses;
b) pour un levé magnétique, les cartes du champ magnétique total et résiduel;
c) pour un levé gravimétrique, les cartes d’anomalie de Bouguer et du champ résiduel;
14° une description écrite de chacune des cartes, précisant la nature des corrélations entre les données géologiques et géophysiques;
15° les ajustements apportés aux données au cours de l’interprétation;
16° dans le cas d’un levé sismique réflexion, au moins un profil du levé géophysique entièrement interprété et lorsqu’un puits a déjà été foré dans le territoire faisant l’objet du levé géophysique, le profil doit être sélectionné à proximité du puits le plus profond, ainsi que le calage sismique réflexion de ce puits et la corrélation entre les principaux réflecteurs et la stratigraphie de la région;
17° dans le cas d’un levé sismique réflexion, un CD-ROM ou un support électronique contenant les coordonnées géographiques des points de tir de chaque profil, lequel doit être, le cas échéant, enregistré selon le format ASCII.
Ce rapport doit être signé par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience en géophysique.
D. 1539-88, a. 14; D. 1381-2009, a. 10.
PERMIS DE FORAGE DE PUITS, PERMIS DE COMPLÉTION DE PUITS, PERMIS DE MODIFICATION DE PUITS ET FERMETURE D’UN PUITS
15. Une demande de permis de forage de puits, incluant la rentrée d’un puits, doit être présentée au ministre au moins 30 jours avant la date du début des travaux de forage sur la formule prescrite à l’annexe II.
1° une carte cadastrale ou, à défaut, topographique, à l’échelle de 1:20 000 illustrant la localisation du forage projeté;
2° dans le cas d’un forage en terrain submergé, un rapport établissant l’information relative à la profondeur de l’eau, à la nature du fond et aux courants marins;
3° un programme de forage certifié par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience dans le domaine du forage indiquant:
a) le genre d’appareil de forage qui sera utilisé pour l’exécution des travaux et ses spécifications;
b) la description chronologique des opérations techniques qui seront effectuées lors du forage;
c) une prévision graphique de la pression de formation jusqu’à la profondeur totale prévue;
d) une prévision graphique de la déviation et de l’inclinaison du forage jusqu’à la profondeur totale prévue;
4° une prévision géologique, certifiée par un géologue ou un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience en géologie des travaux, comprenant:
a) une colonne stratigraphique indiquant les horizons prévus et leur épaisseur;
b) les objectifs anticipés d’hydrocarbures;
c) le cas échéant, un profil sismique interprété indiquant le toit des formations géologiques, le point de tir correspondant à la localisation du forage, la déviation prévue du forage jusqu’à sa profondeur totale, ainsi que la localisation des objectifs anticipés primaires et secondaires d’hydrocarbures;
5° un programme d’évaluation du puits certifié par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience dans le domaine du forage indiquant la nature du système de détection de gaz, les différentes zones de carottage, le programme d’essai aux tiges et les diagraphies par câble;
6° du paiement des droits au montant de 4 462 $.
Le programme de forage visé au paragraphe 3 du deuxième alinéa doit démontrer que les travaux seront réalisés conformément aux règles de l’art de manière à assurer la sécurité des personnes, des biens et de l’environnement ainsi que la pérennité de la ressource. Dans le cas d’un forage de puits effectué pour la recherche ou l’exploitation de réservoir souterrain, les exigences du deuxième alinéa de l’article 115 doivent être respectées en tenant compte des adaptations nécessaires.
D. 1539-88, a. 15; D. 1381-2009, a. 11; L.Q. 2013, c. 16, a. 23.
16. Cette demande doit être accompagnée d’une garantie d’exécution. Le montant de la garantie correspond à 10% du coût estimé des travaux; elle ne peut toutefois être inférieure à 5 000 $ ou supérieure à 150 000 $. La garantie doit être fournie sous l’une ou l’autre des formes suivantes:
1° un chèque visé fait à l’ordre du ministre des Finances;
2° un cautionnement, avec renonciation aux bénéfices de division et de discussion, délivré par une compagnie légalement habilitée à se porter caution;
3° une lettre irrévocable et inconditionnelle de garantie délivrée par une banque, une caisse d’épargne ou de crédit ou une société de fiducie ou d’épargne.
D. 1539-88, a. 16; D. 1381-2009, a. 12.
17. Cette demande doit être accompagnée d’une copie certifiée d’une police d’assurance-responsabilité civile au montant de 1 000 000 $ pour tout dommage causé par les opérations de forage ou par l’équipement s’y rattachant.
D. 1539-88, a. 17.
18. Le titulaire de permis de forage de puits doit, jusqu’à ce que le puits soit fermé définitivement conformément à la section IV du présent chapitre, maintenir en vigueur la garantie d’exécution exigée en vertu de l’article 16 ainsi que la police d’assurance-responsabilité exigée en vertu de l’article 17.
Dans le cas d’un puits d’exploitation de pétrole ou de gaz naturel, la garantie d’exécution est libérée suite au versement cumulatif de la redevance prévue à l’article 204 de la Loi pour un montant égal à celui de la garantie exigée.
Dans le cas d’un puits d’exploitation d’un réservoir souterrain, la garantie d’exécution est libérée suite au versement cumulatif du loyer prévu au deuxième alinéa de l’article 202 de la Loi pour un montant égal à celui de la garantie exigée.
Dans le cas d’un puits autre qu’un puits d’exploitation de pétrole, de gaz naturel ou de réservoirs souterrains, la garantie est libérée au moment de la libération de la dernière caution pour le gisement ou le réservoir souterrain.
D. 1539-88, a. 18; D. 1381-2009, a. 13.
19. Le titulaire de permis de forage de puits doit, dans les 12 mois qui suivent la date de la délivrance du permis, débuter les travaux de forage.
D. 1539-88, a. 19.
20. Dans le cas où le titulaire de permis de forage de puits ne peut pas respecter la date de début des travaux tel que prévu dans la demande de permis de forage prescrite à l’annexe II, il doit remettre au ministre, au moins 15 jours avant la date prévue, un avis écrit l’informant de ce retard et des raisons le justifiant.
Il doit en outre remettre au ministre, au moins 15 jours avant la nouvelle date de début des travaux, un avis écrit l’informant de cette nouvelle date.
D. 1539-88, a. 20.
21. Le titulaire de permis de forage de puits doit respecter le programme de forage de puits exigé selon l’article 15.
Il peut modifier ce programme de forage en remettant au ministre, au préalable, un avenant certifié par l’ingénieur de forage responsable de l’exécution des travaux exposant la nature de cette modification ainsi que les raisons la justifiant.
D. 1539-88, a. 21; D. 1381-2009, a. 14.
22. Le titulaire de permis de forage de puits ne peut forer un puits:
1° à moins de 100 m d’un chemin public au sens du Code de la sécurité routière (chapitre C-24.2), d’un chemin de fer, d’un pipeline, d’une ligne électrique à haute tension de plus de 69 000 volts, de toute habitation ou édifice public; toutefois, pour les fins d’un réservoir souterrain artificiel ou d’un forage dont la profondeur n’excède pas 15 m sous la couche de sédiments non consolidés, la distance peut varier de 50 à 100 m;
2° à moins de 100 m des limites de la superficie de terrain visé par le permis de recherche ou le bail d’exploitation sur lequel s’effectue le forage d’un puits ou à moins de 400 m lorsque le puits est situé en territoire submergé;
3° sur terre, à moins de 100 m de la ligne des hautes eaux toutefois, pour les fins d’un réservoir souterrain artificiel ou d’un forage dont la profondeur n’excède pas 15 m sous la couche de sédiments non consolidés, la distance peut varier de 50 à 100 m;
4° en territoire submergé, à moins de 1 000 m de la ligne des hautes eaux en milieu marin ou à moins de 400 m de la ligne des hautes eaux dans le fleuve Saint-Laurent;
5° à moins de 1 000 m d’un aéroport;
7° à moins de 1 600 m de tout réservoir souterrain existant à l’égard duquel il ne détient aucun droit.
D. 1539-88, a. 22; D. 1081-90, a. 1; D. 1381-2009, a. 15; D. 700-2014, a. 1.
23. Le titulaire de permis de forage de puits doit utiliser, pour le forage d’un puits, des tubages, tête de puits, système anti-éruption et autres équipements pouvant résister aux pressions prévues au programme de forage exigé selon l’article 15.
D. 1539-88, a. 23; D. 1381-2009, a. 16.
24. Le titulaire de permis de forage de puits doit, lors des travaux de forage, s’assurer que les tubages et la cimentation de ceux-ci:
1° isolent tous les horizons géologiques rencontrés contenant de l’eau, de l’huile ou du gaz;
2° préviennent la migration d’huile, de gaz ou d’eau d’un horizon géologique à un autre;
3° supportent les contraintes d’éclatement, d’écrasement, de tension et toutes autres contraintes physiques auxquelles ils peuvent être soumis.
D. 1539-88, a. 24.
25. Le titulaire de permis de forage de puits doit fixer le coffrage de surface à une profondeur égale ou supérieure à 10% de la profondeur maximale prévue au programme de forage.
D. 1539-88, a. 25; D. 1381-2009, a. 17.
26. Le titulaire de permis de forage de puits doit effectuer la cimentation du tubage conformément à sa demande de permis de forage de puits.
D. 1539-88, a. 26.
27. Le titulaire de permis de forage de puits doit cimenter le tubage par la méthode de la pompe et du bouchon.
Une partie du ciment coulé doit refaire surface par l’espace annulaire. À défaut, une vérification de la mise en place du coffrage doit être effectuée par la diagraphie du lien du ciment sur la paroi interne du trou pour déterminer la position exacte du ciment. Sauf dans les cas prévus au troisième alinéa, chaque coffrage doit être cimenté jusqu’à la surface.
Lorsque le coffrage n’a pu être cimenté jusqu’à la surface ou, dans le cas d’un coffrage intermédiaire, lorsque les conditions techniques ne le permettent pas, la cimentation doit être complétée par la méthode de perforation ou d’injection dans l’espace annulaire afin de respecter les conditions suivantes:
1° dans le cas d’une cimentation du coffrage de surface:
a) la colonne de ciment au-dessus du sabot doit être d’au moins 50% de la longueur du coffrage;
b) la colonne de ciment jusqu’à la surface du sol doit être au moins 5 m sous le niveau du sol ou, lorsque le puits traverse un aquifère d’eau potable, au moins 25 m sous l’aquifère d’eau potable;
2° dans le cas d’une cimentation d’un coffrage subséquent, qu’il soit intermédiaire ou de production:
a) la colonne de ciment au-dessus du sabot doit être d’au moins 150 m;
b) la colonne de ciment doit être présente au niveau de toute zone poreuse et perméable ainsi qu’au niveau des 100 m au-dessus de cette zone;
c) la colonne de ciment dans l’espace annulaire au-dessus du sabot du coffrage précédent doit être d’au moins 50 m.
Le titulaire doit laisser le ciment durcir pendant au moins 12 heures avant que le tubage ne soit soumis à un essai de pression, que le sabot du tubage ne soit foré, ou que le tubage ne soit perforé.
D. 1539-88, a. 27; D. 1381-2009, a. 18.
28. Le titulaire de permis de forage de puits doit munir d’un système anti-éruption tous les puits en cours de forage et en cours de travaux d’entretien.
D. 1539-88, a. 28.
29. Le titulaire de permis de forage de puits doit, lors de la mise en place du système anti-éruption, du tubage ou de l’équipement de surface nécessaire aux essais d’écoulement du puits, effectuer la vérification sous pression de leur étanchéité.
Dans le cas de la mise en place du tubage, cette vérification doit être effectuée avant le forage du sabot.
D. 1539-88, a. 29.
30. L’état de fonctionnement du système anti-éruption doit être vérifié toutes les 24 heures.
D. 1539-88, a. 30.
31. Le titulaire de permis de forage de puits doit s’assurer que le système anti-éruption prévu au programme de forage de puits pour les opérations au-dessous du tubage de surface a une pression nominale de marche égale ou supérieure à la pression de formation maximale prévue au programme.
Lorsque la pression de formation maximale ne peut être prévue, elle est présumée égale ou supérieure à 11 kPa par mètre de profondeur du puits.
D. 1539-88, a. 31; D. 1381-2009, a. 19.
32. Le titulaire de permis de forage de puits doit effectuer un essai de pression sur la formation avant de forer à plus de 60 m au-dessous de tout tubage autre que le tubage initial, sauf dans le cas d’une complétion à trou ouvert ayant déjà été prévue au programme de forage exigé selon l’article 15.
D. 1539-88, a. 32; D. 1381-2009, a. 20.
33. Le titulaire de permis de forage de puits doit inclure un réseau de conduites au système anti-éruption. Ce réseau de conduites comprend 2 tuyaux d’acier, l’un servant au retour du fluide de forage et l’autre à la détente de la pression.
D. 1539-88, a. 33.
34. Les tuyaux d’acier doivent être:
1° situés au-dessous d’un obturateur du système anti-éruption;
2° munis d’une vanne de contrôle;
3° d’un diamètre supérieur à 50 mm et capables de supporter une pression continue égale à celle du système anti-éruption.
D. 1539-88, a. 34.
35. Le titulaire de permis de forage de puits doit, lors du forage d’un puits, effectuer des relevés de déviation du puits à des intervalles n’excédant pas 150 m.
D. 1539-88, a. 35.
36. Le titulaire de permis de forage de puits doit, durant et après le forage d’un puits, effectuer des relevés de déviation directionnels lorsque le puits atteint une déviation dans l’inclinaison ou l’orientation de plus de 10 degrés des prévisions du programme de forage exigé selon l’article 15.
D. 1539-88, a. 36; D. 1381-2009, a. 21.
37. Le titulaire de permis de forage de puits doit, au cours de la durée des travaux de forage, prélever, à chaque intervalle de 5 m, une quantité de déblais de forage à leur état naturel de façon à remplir:
1° une fiole de 10 ml de déblais préalablement lavés et séchés; toutefois, il doit s’abstenir de laver les échantillons en provenance de la couche de sédiments non consolidés, et;
2° un sac de 500 g.
Le titulaire de permis de forage de puits doit marquer ces échantillons en indiquant le nom du puits et la section du puits échantillonné. Il doit remettre au ministre ces échantillons marqués au plus tard 1 mois après la fin du forage.
Le titulaire de permis de forage de puits doit utiliser les fioles et les sacs d’échantillons spécialement conçus à cet effet aux fins de conservation.
D. 1539-88, a. 37; D. 1381-2009, a. 22.
38. Le titulaire de permis de forage de puits doit analyser un échantillon de chaque carotte prélevée lors du forage d’un puits afin de déterminer sa porosité et sa perméabilité.
D. 1539-88, a. 38.
39. Le titulaire de permis de forage de puits doit, dès l’analyse terminée, remettre au ministre au moins la moitié de la carotte suivant une coupe longitudinale.
D. 1539-88, a. 39.
40. Le titulaire de permis de forage de puits doit, au cours de la durée des travaux de forage, prendre des diagraphies par câble. Ces diagraphies par câble doivent permettre l’évaluation du puits au-dessous du tubage de surface.
Dans le cas d’un puits de moins de 150 m, ces diagraphies doivent être du type gamma et du type résistivité.
Dans le cas d’un puits de plus de 150 m, ces diagraphies doivent être du type sonic, du type gamma, du type porosité et du type résistivité.
D. 1539-88, a. 40.
41. Dans le cas d’un puits en territoire submergé, le titulaire de permis de forage de puits ne peut effectuer d’essai d’écoulement que dans un puits tubé sur toute la section faisant l’objet de l’essai.
D. 1539-88, a. 41.
42. Au cours d’un essai aux tiges, lorsque de l’huile ou du gaz est récupéré, le titulaire de permis de forage de puits ne peut retirer les tiges du puits pendant la nuit que si l’appareil de forage est muni d’un système d’éclairage permanent permettant d’éclairer toutes les opérations s’effectuant sous la tour de forage.
D. 1539-88, a. 42.
43. Au cours d’un essai aux tiges, lorsque du gaz, de l’huile ou de l’eau est récupéré, le titulaire de permis de forage de puits doit le jour même en aviser le ministre par écrit, prélever des échantillons du gaz, de l’huile ou de l’eau récupéré et lui remettre les résultats d’analyses de ces prélèvements au plus tard 1 mois après la fin du forage.
D. 1539-88, a. 43; D. 1381-2009, a. 23.
44. Lors de l’arrêt temporaire ou définitif du forage, le titulaire de permis de forage de puits doit respecter les conditions de fermeture d’un puits prévues à la section IV.
D. 1539-88, a. 44.
45. Le titulaire de permis de forage de puits doit tenir et conserver sur le site des travaux de forage un rapport journalier de ces travaux.
D. 1539-88, a. 45.
46. Le rapport journalier mentionné à l’article 45 doit contenir toute l’information recueillie concernant les opérations effectuées lors du forage de puits, notamment:
1° les dates du début et de la fin des travaux de forage;
2° le nom de l’entrepreneur qui effectue les travaux de forage;
3° la profondeur atteinte au début et à la fin de chaque période de travail;
4° le temps que l’équipe de forage consacre à l’exécution des différentes activités relatives aux travaux de forage;
5° le type, les dimensions, le poids du tubage ainsi que sa profondeur de mise en place;
6° la quantité et le taux de perte de boue de forage dans le puits;
7° un exposé sur l’état de fonctionnement de l’équipement anti-éruption;
8° le type de pompe utilisée ainsi que sa capacité;
9° les propriétés et le volume de la boue utilisée;
10° les composantes de l’assemblage du train de tiges de forage;
11° le poids appliqué sur le trépan et sa vitesse de rotation;
12° le résultat de tout relevé de déviation et de relevé directionnel;
13° le type de ciment utilisé en vue de la cimentation de chaque tubage en spécifiant sa densité, la nature de ses additifs ainsi que la quantité utilisée;
14° la mention de toute trace de gaz, d’huile ou d’eau dans le puits;
15° le résultat des essais de pression;
16° le cas échéant, un exposé des raisons justifiant la perte de tubage et autre perte d’équipements dans le puits ainsi qu’une description des travaux de repêchage;
17° dans le cas d’un arrêt temporaire ou définitif du forage, une description de la procédure de fermeture du puits suivie;
18° dans le cas d’un forage en territoire submergé, les renseignements suivants concernant les conditions d’opérations de l’unité de forage:
a) le nom de l’unité de forage;
b) le nombre de personnes à bord;
c) la variation de température au cours de la journée;
d) la vitesse et la direction du vent;
e) la hauteur, la période et la direction des vagues et de la houle;
f) la visibilité en kilomètres;
g) dans le cas d’une unité de forage flottante, le roulis, le tangage et le mouvement vertical;
h) le cas échéant, la dimension, la distance et la direction des glaces de banquise.
D. 1539-88, a. 46; D. 1381-2009, a. 24.
47. Le titulaire de permis de forage de puits doit, de façon hebdomadaire, remettre au ministre une copie de chaque rapport journalier complété jusqu’à l’arrêt temporaire ou définitif des travaux de forage.
D. 1539-88, a. 47; D. 1381-2009, a. 25.
48. Le rapport que le titulaire de permis de forage de puits transmet au ministre en application du deuxième alinéa de l’article 162 de la Loi, doit contenir les renseignements suivants:
1° un résumé des travaux de forage effectués;
2° une description de l’état du puits;
3° la profondeur du toit et l’épaisseur des différentes formations géologiques traversées;
4° un résumé des relevés de déviation et des relevés directionnels;
5° les résultats des tests d’évaluation du puits;
6° une copie des diagraphies par câble ainsi que le résultat des analyses et des études s’y rapportant;
7° les résultats des essais aux tiges et les analyses des liquides récupérés;
8° la description des carottes et les résultats de leur analyse;
9° la liste des trépans utilisés et une description de leur performance;
10° le type de ciment utilisé pour la cimentation de chaque tubage en spécifiant sa densité, la nature de ses additifs ainsi que la quantité utilisée;
11° les types, les quantités et les fiches signalétiques des produits entrant dans la fabrication de la boue de forage;
12° une description de la procédure suivie lors de l’arrêt temporaire ou définitif du forage;
13° une description géologique des déblais de forage et leur correspondance stratigraphique;
14° le plan d’arpentage selon le système de référence cartographique NAD-83.
Ce rapport doit être accompagné:
1° d’un CD-ROM ou d’un support électronique contenant le texte du rapport et indiquant le nom du rapport, le nom et le numéro du puits, la version du système d’exploitation utilisé en mentionnant le nom du logiciel de traitement de texte;
2° d’un CD-ROM ou d’un support électronique contenant les données des diagraphies par câble effectuées dans le puits, lequel doit être, le cas échéant, enregistré selon le format Log ASCII Standard d’information diagraphique communément appelé format LAS.
D. 1539-88, a. 48; D. 1381-2009, a. 26.
48.1. Le titulaire de permis de forage doit, pendant le forage, déposer les boues de forage dans une structure étanche conçue selon les règles de l’art. À la fin du forage, la structure étanche doit être enlevée ou démantelée, et les boues de forage doivent être valorisées ou éliminées en conformité avec les dispositions de la Loi sur la qualité de l’environnement (chapitre Q-2) et de ses règlements.
D. 1381-2009, a. 27.
49. Une demande de permis de complétion de puits doit être présentée au ministre sur la formule prescrite à l’annexe III.
Cette demande doit être accompagnée:
1° d’un programme de complétion certifié par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience dans le domaine du forage indiquant:
a) le genre d’appareil de forage qui sera utilisé pour la complétion ainsi que ses spécifications;
b) la description chronologique des opérations qui seront effectuées lors de la complétion;
c) les pressions auxquelles les équipements seront soumis;
d) une vue selon une coupe longitudinale indiquant les conditions mécaniques du puits après modification;
2° d’une description des différentes unités géologiques traversées lors du forage de puits comprenant:
a) une colonne stratigraphique indiquant la profondeur et l’épaisseur des horizons rencontrés;
b) la porosité, la perméabilité et la nature des fluides ou gaz des zones faisant l’objet des travaux de complétion;
c) une corrélation géologique avec les diagraphies obtenues conformément à l’article 40;
3° d’un programme d’évaluation du puits certifié par l’ingénieur de forage responsable des travaux indiquant la nature et le résultat des essais aux tiges;
4° du paiement des droits au montant de 2 595 $.
Le programme de complétion visé au paragraphe 1 du deuxième alinéa doit démontrer que les travaux seront réalisés conformément aux règles de l’art de manière à assurer la sécurité des personnes, des biens et de l’environnement ainsi que la pérennité de la ressource. Dans le cas d’une complétion de puits effectuée pour la recherche ou l’exploitation de réservoir souterrain, les exigences du deuxième alinéa de l’article 115 doivent être respectées, en tenant compte des adaptations nécessaires.
D. 1539-88, a. 49; D. 1381-2009, a. 28; L.Q. 2013, c. 16, a. 24.
50. Le titulaire de permis de complétion de puits doit respecter le programme de complétion de puits exigé selon l’article 49.
Il peut modifier ce programme de complétion en remettant au ministre, préalablement, un avenant certifié par l’ingénieur de forage responsable de l’exécution des travaux exposant la nature de cette modification ainsi que les raisons la justifiant.
D. 1539-88, a. 50; D. 1381-2009, a. 29.
51. Le titulaire de permis de complétion de puits doit, lorsque les différences de pression de 2 zones nuisent à la récupération des substances minérales ou à l’utilisation du réservoir souterrain à cause de l’absence de séparation entre les zones, compléter le puits soit comme zone unique ou soit comme puits à zones multiples séparées.
D. 1539-88, a. 51.
52. Le titulaire de permis de complétion de puits doit remettre au ministre, au moins 15 jours à l’avance, un avis écrit l’informant de la date prévue pour l’exécution des travaux d’entretien d’un puits et de la nature de ces travaux.
D. 1539-88, a. 52.
53. Lors de la complétion d’un puits, le titulaire de permis de complétion de puits doit équiper ce puits d’un tube de production et d’une tête de puits permettant d’en assurer le contrôle en tout temps.
D. 1539-88, a. 53.
54. Lors des traitements de stimulation de la production, le titulaire de permis de complétion de puits ne doit pas soumettre le tubage à une pression supérieure de 75% de sa résistance nominale à l’éclatement.
D. 1539-88, a. 54.
55. Le titulaire de permis de complétion de puits doit, lors d’un arrêt temporaire ou définitif des travaux de complétion, respecter les conditions de fermeture d’un puits prévues à la section IV.
D. 1539-88, a. 55.
56. Une demande de permis de modification de puits doit être présentée au ministre sur la formule prescrite à l’annexe IV, des frais au montant de 2 075 $ doivent y être joints .
D. 1539-88, a. 56; L.Q. 2013, c. 16, a. 25.
57. Les articles de la section II s’appliquent, en les adaptant, au permis de modification de puits.
D. 1539-88, a. 57.
FERMETURE D’UN PUITS
58. Un puits peut être fermé temporairement à compter de l’arrêt des travaux de forage, de complétion ou de modification d’un puits. Le titulaire d’un permis de forage, de complétion ou de modification doit fermer définitivement le puits avant la fin de la période de validité du permis de recherche de pétrole, de gaz naturel et de réservoir souterrain ou du bail d’exploitation relatif au pétrole et au gaz naturel ou à un réservoir souterrain.
D. 1539-88, a. 58; D. 1381-2009, a. 30.
59. Une demande d’autorisation de fermeture temporaire ou définitive d’un puits doit être présentée au ministre, préalablement à la fermeture, sur la formule prescrite à l’annexe V et être accompagnée du programme de fermeture signé par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience dans le domaine du forage.
Doivent être joints à la demande d’autorisation, des frais de 2 075 $, dans le cas d’une fermeture temporaire, ou des frais de 2 699 $, dans le cas d’une fermeture définitive.
D. 1539-88, a. 59; D. 1381-2009, a. 31; L.Q. 2013, c. 16, a. 26.
60. Le titulaire de permis de recherche de pétrole, de gaz naturel et de réservoir souterrain ou de bail d’exploitation relatif au pétrole et au gaz naturel ou à un réservoir souterrain doit, lors d’une fermeture temporaire des travaux de forage, de complétion ou de modification d’un puits, respecter les conditions de fermeture suivantes:
1° lorsqu’il s’agit d’un puits qui n’est pas isolé par tubage, le puits doit être cimenté;
2° lorsqu’il s’agit d’un puits isolé par tubage non perforé, le puits doit être muni d’une tête de puits ou d’une plaque d’acier d’au moins 1 cm d’épaisseur fixée hermétiquement sur la bride d’accouplement;
3° lorsqu’il s’agit d’un puits isolé par coffrage perforé, le puits doit être rempli d’un liquide dont la densité permettra de créer une pression supérieure à la pression de formation et être muni d’une tête de puits;
4° dans le cas d’un puits sur terre, la tête de puits doit être indiquée et protégée par une clôture ou un abri;
5° dans le cas d’un puits en territoire submergé, la tête de puits doit être équipée d’un dispositif permettant de la localiser facilement;
6° le puits fermé temporairement doit être laissé dans un état qui empêche l’écoulement des liquides ou des gaz hors du puits;
7° la fermeture de puits doit être effectuée selon les règles de l’art de manière à assurer la sécurité des personnes, des biens et de l’environnement ainsi que la pérennité de la ressource. Dans le cas d’une fermeture de puits effectué pour la recherche ou l’exploitation de réservoir souterrain, les exigences prévues au deuxième alinéa de l’article 115 doivent être respectées, compte tenu des adaptations nécessaires;
8° lorsqu’un puits est fermé temporairement, une inspection annuelle doit être effectuée et un rapport de l’inspection annuelle doit être remis au ministre avant la date anniversaire de la fermeture; ce rapport doit indiquer l’état de la tête de puits, de la clôture ou de l’abri ainsi que tous les travaux effectués pour le maintien des conditions de fermeture et être accompagné de photos.
D. 1539-88, a. 60; D. 1381-2009, a. 32.
61. Le titulaire de permis de recherche de pétrole, de gaz naturel et de réservoir souterrain ou de bail d’exploitation relatif au pétrole et au gaz naturel ou à un réservoir souterrain doit, lors d’une fermeture définitive des travaux de forage, de complétion ou de modification d’un puits, respecter les conditions de fermeture suivantes:
1° un bouchon de ciment d’une longueur minimale de 30 m doit être placé au fond du puits;
2° chaque zone perméable du puits doit être isolée au moyen d’un bouchon de ciment, lequel ne doit pas être inférieur à 30 m de longueur lorsqu’il est placé dans une partie du puits non protégée par un coffrage, ou inférieur à 10 m de longueur lorsqu’il est placé dans une partie du puits protégée par un coffrage;
3° un bouchon de ciment d’une longueur minimale de 30 m doit être placé à travers le sabot du tubage de surface lorsque ce tubage représente la plus profonde colonne de tubage dans le puits;
4° dans le cas d’un puits sur terre, chaque tubage doit être sectionné à 1 m au-dessous de la surface du sol, un bouchon de ciment doit remplir les 10 derniers mètres du tubage interne, et une plaque d’acier d’une épaisseur d’au moins 1 cm doit être soudée sur l’orifice du tubage extérieur;
5° dans le cas d’un puits en territoire submergé, chaque tubage doit être sectionné à au moins 2 m sous la surface des fonds marins, un bouchon mécanique de retenue doit être placé dans le tubage interne à 150 m au-dessous des fonds marins, et un bouchon de ciment doit remplir ces 150 m;
6° la position exacte du sommet de tout bouchon de ciment doit être vérifiée à l’aide du train de tiges au moins 12 heures après sa mise en place, s’il est situé:
a) au niveau de la colonne du sabot du tubage la plus profonde;
b) au-dessus d’une zone de pression anormale;
c) au-dessus d’une zone renfermant des hydrocarbures;
7° le puits en milieu terrestre doit être signalé au moyen d’une plaque d’acier de 15 cm de largeur et de 30 cm de hauteur indiquant en relief le nom du puits et ses coordonnées géographiques. Cette plaque doit être fixée à 1,5 m au-dessus de la surface du sol au moyen d’une tige d’acier. Lorsque la tige d’acier n’est pas soudée sur le coffrage extérieur, la plaque doit également indiquer en quelle direction et à quelle distance est situé le puits;
8° le puits doit être laissé dans un état qui empêche l’écoulement des liquides ou des gaz hors du puits.
D. 1539-88, a. 61; D. 1381-2009, a. 33.
PERMIS DE RECHERCHE DE PÉTROLE, DE GAZ NATUREL ET DE RÉSERVOIR SOUTERRAIN
D. 1539-88, c. IV; D. 1381-2009, a. 34.
D. 1539-88, a. 62; D. 1381-2009, a. 35; L.Q. 2013, c. 16, a. 27.
63. L’adjudicataire remet au ministre les renseignements et documents suivants:
2° d’un programme des travaux attesté par un géologue ou un ingénieur géologue précisant la nature et l’étendue des travaux envisagés avec les renseignements d’ordre géologique et géophysique que le requérant détient;
3° d’une déclaration justifiant les capacités techniques et financières du requérant, indiquant:
a) dans le cas d’une personne morale, son statut juridique;
b) ses principaux domaines d’activités et son champ de spécialisation;
c) l’expérience du requérant et ses principales réalisations;
d) les derniers états financiers annuels et, le cas échéant, les derniers états financiers trimestriels produits par un comptable professionnel agréé auditeur;
4° du paiement des droits de la première année;
5° du paiement des frais de 3 113 $.
D. 1539-88, a. 63; L.Q. 2012, c. 11, a. 33; L.Q. 2013, c. 16, a. 28.
64. Le titulaire de permis de recherche doit payer au ministre des droits annuels au montant de 10,40 $ le km2.
D. 1539-88, a. 64; L.Q. 2013, c. 16, a. 29 et 39; L.Q. 2014, c. 6, a. 2.
65. Le montant des droits annuels est réduit à 5,20 $ le km2 pour la durée du permis lorsque le titulaire d’un permis de recherche détient les droits sur un territoire d’au moins 1 000 km2 en milieu marin.
D. 1539-88, a. 65; D. 1381-2009, a. 36; L.Q. 2013, c. 16, a. 30.
66. Le titulaire de permis de recherche doit remettre au ministre, dans les 30 jours précédant chaque année de validité de son permis, le programme de ses travaux de recherche pour l’année à venir.
D. 1539-88, a. 66.
67. Les travaux à effectuer en application de l’article 177 de la Loi sont des études géologiques, des études géophysiques ou des forages, et des évaluations économiques du gisement effectuées en application du deuxième alinéa de l’article 176 de la Loi.
Le coût minimum de ces travaux est le suivant:
1° pour la première année de validité du permis, le montant le plus élevé entre 50 $ le km2 ou 3 000 $;
2° pour la deuxième année de validité du permis, le montant le plus élevé entre 100 $ le km2 ou 6 000 $;
3° pour la troisième année de validité du permis, le montant le plus élevé entre 150 $ le km2 ou 9 000 $;
4° pour la quatrième année de validité du permis, le montant le plus élevé entre 200 $ le km2 ou 12 000 $;
5° pour la cinquième année de validité du permis, le montant le plus élevé entre 250 $ le km2 ou 15 000 $;
6° pour chaque période de renouvellement du permis, le montant le plus élevé entre 250 $ le km2 ou 20 000 $.
D. 1539-88, a. 67; D. 1381-2009, a. 37; L.Q. 2013, c. 16, a. 31.
68. Le rapport annuel prévu à l’article 177 de la Loi doit contenir les renseignements suivants:
1° une description des travaux effectués en application de l’article 67;
2° une déclaration signée par un comptable professionnel agréé auditeur des sommes dépensées au cours de l’année sur le permis de recherche.
D. 1539-88, a. 68; L.Q. 2012, c. 11, a. 33.
69. Lorsque ce rapport porte sur les travaux effectués au cours de la dernière année de la période de validité de ce permis de recherche, il doit être accompagné d’une synthèse signée par un géologue ou un ingénieur géologue contenant les informations suivantes:
1° un sommaire des travaux effectués au cours des 5 dernières années;
2° une description de l’ensemble des nouvelles connaissances d’ordre géologique, géochimique, géophysique ayant été acquises sur le territoire visé;
3° le degré de maturité de l’exploration du territoire visé;
4° des cartes structurales temporelles (isochrones) dont l’interprétation tient compte des plus récents relevés géophysiques;
5° des profils sismiques interprétés illustrant les horizons marqueurs, leurs corrélations géologiques et, le cas échéant, le calage sismique de tous les puits ayant été effectué sur le territoire visé.
D. 1539-88, a. 69.
70. Une demande de renouvellement de permis de recherche doit être accompagnée du paiement des droits annuels au montant de 52 $ le km2 et du programme des travaux attesté par un géologue ou un ingénieur géologue précisant la nature et l’étendue des travaux envisagés avec les renseignements d’ordre géologique et géophysique que le requérant détient.
D. 1539-88, a. 70; L.Q. 2013, c. 16, a. 32 et 40; L.Q. 2014, c. 6, a. 2.
70.1. Le montant des droits annuels est réduit à 26 $ le km2 pour la durée du permis lorsque le titulaire d’un permis de recherche détient les droits sur un territoire d’au moins 1 000 km2 en milieu marin.
D. 1381-2009, a. 38; L.Q. 2013, c. 16, a. 33.
71. La période d’essai visée à l’article 174 de la Loi débute au premier jour de l’extraction et a une durée maximale de:
1° 240 jours consécutifs dans le cas où il y a extraction de pétrole et de gaz naturel;
2° 365 jours consécutifs dans le cas où il y a extraction à partir de schiste gazéifère.
Le titulaire de permis de recherche soumet au ministre pour approbation, au moins 30 jours avant la date prévue des travaux qui sont préalables à l’extraction, un programme détaillé des essais projetés au cours de cette période.
Ce programme doit être certifié par un ingénieur. Il indique notamment:
1° l’intervalle de profondeur et la description des formations géologiques et des zones faisant l’objet des essais projetés;
2° les renseignements géologiques, géophysiques, pétrophysiques et hydrostatiques, de même que les résultats de forage justifiant les essais projetés;
3° la localisation, l’état actuel et les caractéristiques du puits qui fera l’objet des essais projetés, de même que la description des formations géologiques consolidées ou non qui sont traversées par ce puits ainsi que, le cas échéant, un profil sismique interprété indiquant la localisation des zones faisant l’objet des essais projetés;
4° la nature, le but, la durée et le calendrier de réalisation de chaque essai projeté;
5° les méthodes utilisées pour disposer des substances extraites.
Le ministre approuve le programme avec ou sans modification.
D. 1539-88, a. 71; D. 1381-2009, a. 39; D. 1092-2015, a. 1.
71.1. Le titulaire de permis de recherche qui effectue des essais en application de l’article 71 transmet au ministre un rapport hebdomadaire des travaux effectués. Ce rapport comprend, avec les adaptations nécessaires, les renseignements exigés en vertu de l’article 73.
D. 1092-2015, a. 2.
71.2. Le titulaire de permis de recherche doit respecter le programme d’essai exigé selon l’article 71.
Il peut modifier ce programme d’essai en remettant au ministre, au préalable, un avenant certifié par l’ingénieur responsable de l’exécution des travaux exposant la nature de cette modification ainsi que les raisons la justifiant.
Toute modification au programme d’essai doit être approuvée par le ministre.
71.3. Le ministre peut, lorsqu’il constate que le programme visé à l’article 71 n’est pas respecté, mettre fin à la période d’essai.
72. La période d’essai pour l’utilisation d’un réservoir souterrain ne doit pas excéder 1 an.
Le titulaire de permis de recherche doit, 1 mois avant l’utilisation du réservoir souterrain, aviser par écrit le ministre et lui transmettre un programme d’essai certifié par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience dans le domaine du forage, indiquant:
1° la localisation et la description du réservoir souterrain faisant l’objet des essais projetés;
2° les renseignements d’ordre géologique, géophysique, pétrophysique et hydrostatique de même que les résultats de forage qui justifient les essais projetés;
3° la localisation, l’état actuel et les caractéristiques du puits qui fera l’objet des essais projetés de même que la description des formations géologiques consolidées ou non qui sont traversées par ce puits;
4° un minimum de 3 profils sismiques complets et interprétés indiquant la localisation en sous-surface du réservoir souterrain faisant l’objet des essais projetés et le calage sismique du puits ayant été foré au-dessus de ce réservoir souterrain;
5° la pression hydrostatique du réservoir souterrain enregistrée à chaque puits utilisé pendant la période des essais projetés;
6° la nature et les propriétés des substances emmagasinées ou enfouies dans le réservoir souterrain pendant la période des essais projetés;
7° la méthode, la quantité ainsi que la pression des substances injectées dans le réservoir souterrain;
8° la nature, le but et la durée de chaque essai projeté;
9° le nom des entrepreneurs responsables de l’exécution des travaux;
10° le cas échéant, les méthodes utilisées pour disposer des substances extraites.
D. 1539-88, a. 72; D. 1381-2009, a. 40.
73. Le titulaire de permis de recherche qui effectue des essais en application des articles 71 ou 72 doit, 1 mois après la fin de la période d’essai, transmettre au ministre un rapport écrit certifié par un ingénieur, indiquant:
1° la description de tous les essais effectués;
2° la description des résultats obtenus au cours des essais effectués, notamment:
a) les pressions enregistrées;
b) les débits de production mesurés;
c) le cas échéant, les taux d’injections;
d) les quantités de fluides ou de gaz récupérés en mètre cube;
e) le cas échéant, les quantités de fluides ou de gaz injectés en mètre cube;
3° le coût de réalisation des essais effectués;
3.1° les méthodes utilisées pour disposer des substances extraites;
D. 1539-88, a. 73; D. 1381-2009, a. 41; D. 1092-2015, a. 3.
74. Une demande de bail d’utilisation de gaz naturel doit être présentée par écrit au ministre et indiquer:
1° le nom et l’adresse du propriétaire du terrain faisant l’objet de la demande;
2° les noms du canton, du rang et de la paroisse ainsi que le numéro de lot correspondant à l’emplacement du puits.
D. 1539-88, a. 74.
75. Cette demande doit être accompagnée:
1° d’une carte cadastrale ou, à défaut, d’une carte topographique illustrant la localisation du puits sur la propriété;
2° d’une déclaration indiquant les circonstances de la découverte du gaz naturel;
3° d’un programme de complétion de puits indiquant:
4° d’une description des équipements allant de la tête de puits jusqu’au lieu d’utilisation;
5° d’une description de l’utilisation qui sera faite du gaz naturel;
6° du paiement du loyer pour la première année du bail équivalant à 17% du coût des besoins énergétiques de sa résidence calculé à partir des tarifs d’électricité d’Hydro-Québec applicables au secteur domestique.
D. 1539-88, a. 75; D. 1381-2009, a. 42.
76. Le loyer annuel du bail d’utilisation de gaz naturel est celui prévu au paragraphe 6 de l’article 75, lequel est révisé tous les 5 ans à partir de la date de la conclusion du bail, selon les tarifs d’électricité d’Hydro-Québec applicables au secteur domestique.
D. 1539-88, a. 76.
77. Le titulaire de bail d’utilisation de gaz naturel doit compléter le puits en équipant ce puits de tiges de production et d’une tête de puits permettant d’assurer le contrôle du puits.
D. 1539-88, a. 77.
78. Le montant forfaitaire prévu dans l’indemnité versée au titulaire du bail d’utilisation de gaz naturel en application de l’article 190 de la Loi est calculé selon le nombre d’années à couvrir avant la date d’expiration du bail, multiplié par 83% du coût des besoins énergétiques de sa résidence calculé à partir des tarifs d’électricité d’Hydro-Québec applicables au secteur domestique au moment de l’annulation.
D. 1539-88, a. 78.
79. Une demande de renouvellement de bail d’utilisation de gaz naturel doit être présentée au ministre par écrit et être accompagnée:
1° d’un rapport certifié par un ingénieur spécialisé dans le domaine faisant état du bon fonctionnement et de la qualité des équipements identifiés au paragraphe 4 de l’article 75;
2° du paiement du loyer pour la première année du bail renouvelé équivalant à 17% du coût des besoins énergétiques de sa résidence, calculé à partir des tarifs d’électricité d’Hydro-Québec applicables au secteur domestique.
D. 1539-88, a. 79.
80. Le loyer annuel du bail d’utilisation de gaz naturel renouvelé est celui prévu au paragraphe 6 de l’article 75, lequel est révisé tous les 5 ans à partir de la date de renouvellement du bail, selon les tarifs d’électricité d’Hydro-Québec applicables au secteur domestique.
D. 1539-88, a. 80.
BAIL D’EXPLOITATION DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL ET BAIL D’EXPLOITATION DE RÉSERVOIR SOUTERRAIN
D. 1539-88, c. VI; D. 1381-2009, a. 43.
81. La demande de bail d’exploitation doit être présentée par écrit au ministre et indiquer:
1° le nom et l’adresse du requérant;
2° dans le cas d’une personne morale, le nom et l’adresse de ses dirigeants;
D. 1539-88, a. 81.
82. La demande doit être accompagnée:
1° d’une carte cadastrale ou, à défaut, d’une carte topographique du territoire faisant l’objet de la demande;
2° d’une carte structurale temporelle du toit du gisement, de l’aquifère ou du réservoir selon le cas, à l’échelle 1:10 000 et dont l’intervalle des contours des courbes isochrones est d’au moins 25 millisecondes;
3° d’un profil sismique entier dont la localisation est la plus rapprochée de la culmination du gisement, de l’aquifère ou du réservoir, lequel est interprété de façon à illustrer les diverses relations stratigraphiques et structurales;
4° du paiement du loyer prévu aux articles 87 et 113 pour la première année du bail;
5° du paiement des frais au montant de 5 188 $.
D. 1539-88, a. 82; D. 1381-2009, a. 44; L.Q. 2013, c. 16, a. 34.
83. Le titulaire de bail d’exploitation doit s’assurer, lors de forages, d’essais ou pendant l’exploitation, qu’il n’y a pas communication de fluide ou de gaz d’un niveau poreux à un autre.
D. 1539-88, a. 83.
84. Une demande de renouvellement de bail d’exploitation doit être présentée par écrit au ministre et indiquer:
2° le numéro du bail;
D. 1539-88, a. 84.
85. Cette demande doit être accompagnée:
1° d’un rapport certifié par un ingénieur spécialisé dans le domaine faisant état du bon fonctionnement et de la qualité de tous les équipements utilisés pour l’exploitation;
2° d’un rapport certifié par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience en géologie décrivant les caractéristiques du gisement de pétrole ou de gaz naturel, de l’aquifère ou du réservoir souterrain faisant l’objet de la demande.
D. 1539-88, a. 85; D. 1381-2009, a. 45.
BAIL D’EXPLOITATION DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL
86. Outre ce qui est prévu aux articles 81 et 82, la demande de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit contenir les données suivantes certifiées par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience en géologie:
1° la description technique des caractéristiques du gisement, indiquant:
a) le type de piège stratigraphique ou structural ainsi que le nom de la formation géologique et le type de roches ou de sédiments qu’il contient;
b) la superficie du gisement déterminée par la projection verticale de l’aire de fermeture au toit du gisement;
c) la profondeur du gisement à son point culminant;
d) l’épaisseur moyenne du gisement;
e) la porosité et la perméabilité du gisement;
f) la saturation en eau du gisement;
g) la température du gisement;
h) la pression absolue statique originale du gisement;
i) l’analyse des fluides et des gaz selon les conditions de température et de pression du gisement;
2° un résumé des travaux d’exploration effectués antérieurement à la demande du bail, des essais d’écoulement de puits et de la capacité de production telle que déterminée au paragraphe 2 de l’article 90 pour chaque puits du gisement;
3° un programme de développement et d’aménagement du gisement;
4° un estimé de la réserve recouvrable de pétrole et de gaz naturel ainsi qu’un exposé de la façon dont est calculé cet estimé.
D. 1539-88, a. 86; D. 1381-2009, a. 46.
87. Le loyer annuel du bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel est de 364 $ le km2.
D. 1539-88, a. 87; D. 1381-2009, a. 47; L.Q. 2013, c. 16, a. 35.
88. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit, en tout temps:
1° maintenir tous les puits et leurs équipements de surface en état de produire des hydrocarbures;
2° respecter le programme de développement du gisement visé au paragraphe 3 de l’article 86.
Toutefois, le titulaire peut modifier le programme visé au paragraphe 2 du premier alinéa en remettant au ministre, au moins 15 jours avant la modification, un avenant certifié par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience en géologie exposant la nature de cette modification ainsi que les raisons la justifiant.
D. 1539-88, a. 88; D. 1381-2009, a. 48.
89. Lorsque plusieurs puits servent à l’exploitation, le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit exploiter le gisement contenant le pétrole ou le gaz naturel comme un seul gisement.
D. 1539-88, a. 89.
§ 1. — Évaluation d’un gisement
90. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit effectuer des essais de production pour chaque nouveau puits de manière à déterminer:
1° la nature des fluides et des gaz qui s’y trouvent;
2° la capacité de production du puits calculée en mètres cubes de fluide ou de gaz par jour;
3° les caractéristiques du gisement nouvellement acquises.
D. 1539-88, a. 90.
91. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit mesurer le débit en écoulement libre de gaz naturel d’un nouveau puits par la méthode de contre-pression, en effectuant successivement au moins 4 essais de débit, du plus faible au plus élevé.
D. 1539-88, a. 91.
92. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit mesurer l’interférence de pression d’un puits à l’autre au cours des essais de production d’un nouveau puits.
D. 1539-88, a. 92.
93. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit mesurer la pression statique du gisement avant et après l’essai d’écoulement initial d’un nouveau puits.
D. 1539-88, a. 93.
94. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit, au cours du premier et du dernier mois de chaque année de bail, lorsqu’un puits a été en production pendant l’année, mesurer la pression statique de ce puits.
D. 1539-88, a. 94.
95. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit prendre des diagraphies de production avant la cessation des opérations d’un puits producteur.
D. 1539-88, a. 95.
96. Dans un puits de découverte ou de délinéation, le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit prélever des échantillons de fluides au fond du puits. Les composantes des fluides doivent être analysées séparément.
D. 1539-88, a. 96; D. 1381-2009, a. 49.
§ 2. — Conservation du pétrole et du gaz naturel
97. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit obtenir une récupération maximale de pétrole ou de gaz naturel en s’assurant que:
1° les puits d’un gisement sont suffisamment rapprochés pour en permettre la délinéation;
2° le débit de production de chaque puits est déterminé conformément aux caractéristiques du gisement prévues au paragraphe 1 de l’article 86.
D. 1539-88, a. 97.
D. 1539-88, a. 98; D. 1381-2009, a. 50.
D. 1539-88, a. 99; D. 1381-2009, a. 50.
D. 1539-88, a. 100; D. 1381-2009, a. 50.
§ 3. — Mesure et débit de production
101. Le débit et le volume de tout fluide ou gaz produit ou injecté dans un puits doivent être mesurés. Les mesures de ce débit et de ce volume doivent être converties à une température de 15 ºC et à une pression de 101,325 kPa.
D. 1539-88, a. 101.
102. Lorsque le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel mélange la production d’un puits ou d’un groupe de puits, il doit, 1 mois avant d’effectuer la mesure du débit de production du gisement, transmettre au ministre un avis écrit l’informant de la méthode, de la fréquence et de la durée des mesurages et indiquant la manière dont la production totale de chacun des fluides mélangés sera répartie entre chacun des puits.
D. 1539-88, a. 102.
103. La tête de puits en production doit être:
1° dans le cas d’un puits sur terre:
a) protégée d’un abri à double paroi construit de matériaux ininflammables et donnant l’accès au puits par l’ouverture d’une section amovible du toit ou par le déplacement d’une section amovible de l’abri, ou protégée d’une clôture d’au moins 2,5 m de hauteur surmontée d’un torsadé de 30 cm à 3 barbelés dont la broche de la clôture doit être galvanisée de calibre 9 avec des ouvertures ne devant pas avoir plus de 6 cm de côté, d’un périmètre de protection d’au moins 12 m et dont les poteaux de coin doivent être en acier galvanisé de 9 cm et ancrés dans le béton à une profondeur d’au moins 1,2 m;
b) mentionnée sur un panneau fixé sur la clôture indiquant le nom de l’exploitant, le numéro du bail d’exploitation, le nom du puits ainsi que le numéro du puits désigné par le ministre;
2° dans le cas d’un puits en territoire submergé, équipée d’un système de localisation.
D. 1539-88, a. 103; D. 1381-2009, a. 51.
104. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel paie la redevance suivante:
1° sur le pétrole extrait de l’emplacement faisant l’objet du bail:
a) lorsque la production moyenne quotidienne par puits en exploitation est de 7 m3 ou moins: 5% de la valeur au puits;
b) lorsque la production moyenne quotidienne par puits en exploitation est supérieure à 7 m3 mais inférieure à 30 m3:
1. 5% de la valeur au puits sur les 7 premiers mètres cubes;
ii. 10% de la valeur au puits sur l’excédent;
c) lorsque la production moyenne quotidienne par puits en exploitation est supérieure à 30 m3:
i. 8,75% de la valeur au puits sur les 30 premiers mètres cubes;
ii. 12,5% de la valeur au puits sur l’excédent;
2° sur le gaz naturel extrait de l’emplacement faisant l’objet du bail:
a) lorsque la production moyenne quotidienne par puits en exploitation est égale ou inférieure à 84 000 m3: 10% de la valeur au puits;
b) lorsque la production moyenne quotidienne par puits en exploitation est supérieure à 84 000 m3:
i. 10% de la valeur au puits sur les premiers 84 000 m3;
ii. 12,5% de la valeur au puits sur l’excédent.
D. 1539-88, a. 104; D. 1381-2009, a. 52.
§ 4. — Dossiers et rapports
105. Le titulaire de bail d’exploitation de pétrole et de gaz naturel doit, dans son rapport prévu à l’article 204 de la Loi, indiquer un résumé des activités sur chacun des sites. Il doit, en outre, inclure dans son rapport les renseignements suivants:
1° une description des équipements utilisés en surface et dans le puits ou le groupe de puits;
2° les résultats des vérifications et contrôles effectués sur les équipements ainsi que sur le puits ou le groupe de puits;
3° le débit et le volume de tout fluide et gaz produit ou injecté dans le puits ou le groupe de puits;
4° les résultats des essais d’écoulement de puits, de relevés de pression et d’analyses des fluides et des gaz;
5° une description des procédés de traitement et de raffinage du pétrole ou du gaz naturel sur le site d’exploitation;
6° une copie des diagraphies de production effectuées avant la cessation des opérations d’un puits producteur;
7° le résultat des essais, mesures et diagraphies exigés par les articles 90 à 95.
D. 1539-88, a. 105; D. 1381-2009, a. 53.
D. 1539-88, sec. III; D. 1381-2009, a. 54.
D. 1539-88, a. 106; D. 1381-2009, a. 54.
D. 1539-88, a. 107; D. 1381-2009, a. 54.
D. 1539-88, a. 108; D. 1381-2009, a. 54.
D. 1539-88, a. 109; D. 1381-2009, a. 54.
D. 1539-88, a. 110; D. 1381-2009, a. 54.
D. 1539-88, a. 111; D. 1381-2009, a. 54.
BAIL D’EXPLOITATION DE RÉSERVOIR SOUTERRAIN
112. Outre ce qui est prévu aux articles 81 et 82, la demande de bail d’exploitation de réservoir souterrain doit contenir les informations suivantes certifiées par un ingénieur pouvant justifier d’une formation ou d’une expérience en géologie:
1° la description technique des caractéristiques du réservoir, indiquant:
a) le type de réservoir souterrain ainsi qu’une description des caractéristiques de la roche dans laquelle le réservoir sera aménagé;
b) la dimension du réservoir ainsi que sa projection en plan;
c) la profondeur à laquelle sera aménagé le réservoir;
d) la porosité, la perméabilité et la saturation en eau du réservoir, le cas échéant;
e) la température du réservoir;
f) la pression absolue statique originale du réservoir, le cas échéant;
g) l’analyse des fluides et des gaz selon les conditions de température et de pression du réservoir;
h) la capacité utile développée du réservoir à sa pression d’opération;
2° la description technique des caractéristiques du toit du réservoir, laquelle doit indiquer les caractéristiques identifiées au paragraphe 1, compte tenu des adaptations nécessaires;
3° une description du périmètre de protection, laquelle doit être conforme à l’article 114;
4° un résumé des travaux d’exploration, de développement et d’aménagement effectués dans le réservoir antérieurement à la demande du bail;
5° le programme de développement du réservoir.
D. 1539-88, a. 112; D. 1381-2009, a. 55.
113. Pour fixer le loyer annuel d’un bail d’exploitation de réservoir souterrain, le ministre tient compte du volume estimé d’hydrocarbures qui sera soutiré dans l’année. Le loyer annuel est ajusté à la fin de l’année en fonction du volume réellement soutiré et,
1° lorsque le volume d’hydrocarbures soutiré est de 50 millions de mètres cubes ou moins, le loyer est de 260 $ par million de mètres cubes;
2° lorsque le volume d’hydrocarbures soutiré est supérieur à 50 millions de mètres cubes mais inférieur à 100 millions de mètres cubes, le loyer est de 260 $ sur les 50 premiers millions de mètres cubes et de 519 $ par million de mètres cubes sur l’excédent;
3° lorsque le volume d’hydrocarbures soutiré est supérieur à 100 millions de mètres cubes mais inférieur à 250 millions de mètres cubes, le loyer est de 260 $ par million de mètres cubes sur les 50 premiers millions de mètres cubes, de 519 $ par million de mètres cubes sur les volumes entre 50 et 100 millions de mètres cubes et de 778 $ par million de mètres cubes sur l’excédent;
4° lorsque le volume d’hydrocarbures soutiré est supérieur à 250 millions de mètres cubes, le loyer est de 260 $ par million de mètres cubes sur les 50 premiers millions de mètres cubes, de 519 $ par million de mètres cubes sur les volumes entre 50 et 100 millions de mètres cubes, de 778 $ par million de mètres cubes sur les volumes entre 100 et 250 millions de mètres cubes et de 1 038 $ par million de mètres cubes sur l’excédent.
Toutefois, pour chaque année du bail, le loyer ne peut être inférieur à 10 157 $.
D. 1539-88, a. 113; D. 1381-2009, a. 55.
114. Le périmètre de protection d’un réservoir souterrain comprend toute la zone à l’intérieur de laquelle doivent être assurées la protection du réservoir et celles des eaux souterraines.
La largeur du périmètre de protection doit être d’au moins 10% de la largeur du réservoir souterrain mesurée à l’endroit le plus large.
D. 1539-88, a. 114.
115. Les articles 88 à 96, 100, 101, 103, 105, 109 et 110 s’appliquent au titulaire du bail d’exploitation de réservoir souterrain compte tenu des adaptations nécessaires.
Ce titulaire doit en outre respecter les règles de l’art dans la conception, le développement et la mise hors service du réservoir souterrain, des installations et de l’équipement connexe, de manière à assurer la sécurité des personnes, des biens et de l’environnement ainsi que la pérennité de la ressource, notamment en ce qui a trait:
— aux matériaux utilisés;
— aux travaux relatifs au forage, au conditionnement et à la transformation de puits;
— à la situation des installations de stockage souterrain;
— aux critères de conception et de développement;
— aux travaux de développement et de construction;
— aux installations de surface;
— à l’exploitation et à l’entretien;
— à la surveillance et aux mesures de sécurité;
— aux travaux d’obturation, de fermeture et de restauration du site de stockage souterrain.
D. 1539-88, a. 115; D. 1381-2009, a. 56.
116. Le titulaire de bail d’exploitation de réservoir souterrain doit, au cours du dernier mois de chaque année du bail, fournir au ministre:
1° une carte cadastrale ou, à défaut, une carte topographique du terrain faisant l’objet du bail indiquant l’emplacement des puits, bâtisses, pipelines et autres travaux effectués en rapport avec l’exploitation du réservoir souterrain;
2° les cartes et les rapports des travaux ou essais effectués au cours de l’année du bail sur le terrain faisant l’objet du bail.
D. 1539-88, a. 116.
117. Le titulaire de bail d’exploitation de réservoir souterrain ne peut extraire du réservoir souterrain une quantité de substances minérales supérieure à celle injectée à moins de détenir les droits miniers sur les substances extraites.
D. 1539-88, a. 117.
118. Le titulaire de bail d’exploitation de réservoir souterrain doit aviser le ministre, sans délai, de tout changement aux caractéristiques du réservoir souterrain fournies en vertu du paragraphe 1 de l’article 112.
D. 1539-88, a. 118.
119. Toute requête pour la révocation d’un droit minier relatif au pétrole et au gaz naturel, à la saumure ou au réservoir souterrain doit être accompagnée d’un montant de 752 $ pour chaque droit minier contesté.
D. 1539-88, a. 119; D. 1381-2009, a. 57; L.Q. 2013, c. 16, a. 36.
120. Les frais pour l’enregistrement au registre des droits miniers réels et immobiliers, d’un transfert ou d’un autre acte relatif à un droit minier réel et immobilier ayant trait au pétrole et au gaz naturel, à la saumure et au réservoir souterrain sont de 156 $.
D. 1539-88, a. 120; D. 1381-2009, a. 58; L.Q. 2013, c. 16, a. 37.
121. Les frais pour la délivrance d’un certificat d’une inscription concernant un droit minier relatif au pétrole et au gaz naturel, à la saumure ou au réservoir souterrain au registre public des droits miniers réels et immobiliers sont de 27 $.
D. 1539-88, a. 121; D. 1381-2009, a. 59; L.Q. 2013, c. 16, a. 38.
121.1. Le titulaire d’une autorisation d’exploiter de la saumure paie la redevance suivante sur la saumure extraite de l’emplacement faisant l’objet de l’autorisation:
1° lorsque la production moyenne quotidienne par puits en exploitation est de 300 m3ou moins, 5% de la valeur au puits de la substance extraite de la saumure;
2° lorsque la production moyenne quotidienne par puits en exploitation est supérieure à 300 m3 mais inférieure à 1 000 m3:
a) 5% de la valeur au puits de la substance extraite sur les 300 premiers mètres cubes;
b) 10% de la valeur au puits de la substance extraite sur l’excédent;
3° lorsque la production moyenne quotidienne par puits en exploitation est supérieure à 1 000 m3:
a) 8,75% de la valeur au puits de la substance extraite sur les 1 000 premiers mètres cubes;
b) 12,5% de la valeur au puits sur l’excédent.
D. 1381-2009, a. 60.
122. Le paiement des sommes d’argent prévues au présent règlement doit être effectué en espèces, par chèque ou mandat-poste payable à l’ordre du ministre des Finances du Québec.
D. 1539-88, a. 122.
123. Quiconque contrevient à l’un ou l’autre des articles 2, 15, 18, 58, 71, 71.1, 71.2, 74, 75, 81, 82, 84, 85, 86 et 112 commet une infraction.
D. 1539-88, a. 123; D. 1381-2009, a. 61; D. 1092-2015, a. 4.
D. 1539-88, a. 124.
D. 1539-88, a. 125.
Demande de permis de levé géophysique
D. 1539-88, Ann. I; D. 1381-2009, a. 62.
D. 1381-2009, a. 62.
Demande de permis de forage ou réentrée de puits
D. 1539-88, Ann. II; D. 1381-2009, a. 62.
Demande de permis de complétion de puits
D. 1539-88, Ann. III; D. 1381-2009, a. 62.
Demande de permis de modification de puits
D. 1539-88, Ann. IV; D. 1381-2009, a. 62.
Demande d’autorisation de fermeture de puits
D. 1539-88, Ann. V; D. 1381-2009, a. 62.
(D. 1092-2015) ARTICLE 5. Le titulaire de permis de recherche qui a effectué une période d’essai avant le 31 décembre 2015 peut se prévaloir des dispositions de l’article 71 du Règlement tel qu’il se lisait le 31 décembre 2015. Telle période d’essai doit se dérouler à l’intérieur d’une période d’au plus 180 jours consécutifs dans le cas où il y a extraction de pétrole et de gaz naturel qui ne se fait pas à partir de schiste gazéifère.
D. 1539-88, 1988 G.O. 2, 5375
D. 1081-90, 1990 G.O. 2, 3207
D. 1381-2009, 2010 G.O. 2, 8
L.Q. 2013, c. 16, a. 22 à 40
L.Q. 2014, c. 6, a. 2
D. 700-2014, 2014 G.O. 2, 2765
D. 1092-2015, 2015 G.O. 2, 4785