Source: https://laws-lois.justice.gc.ca/fra/reglements/DORS-95-191/TexteComplet.html
Timestamp: 2019-11-21 20:05:07+00:00
Document Index: 240320042

Matched Legal Cases: ['art. 101', 'art. 99', 'art. 99', 'art. 100', 'art. 101', 'art. 102']

Règlement à jour 2019-08-28; dernière modification 2009-12-31 Versions antérieures
Enregistrement 1995-04-11
Règlement concernant les installations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse assujettie à la Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers
C.P. 1995-606 1995-04-04
Attendu que, conformément au paragraphe 154(1) de la Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers Note de bas de page *, le projet de Règlement concernant les installations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse assujettie à la Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers , conforme en substance au texte ci-après, a été publié dans la Gazette du Canada Partie I le 19 février 1994 et que, dans les 30 jours suivant cette date, les intéressés ont eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard au ministre des Ressources naturelles;
Retour à la référence de la note de bas de page *L.C. 1988, ch. 28
Attendu que, conformément à l’article 6 de cette loi, le ministre des Ressources naturelles a consulté son homologue provincial de la province de la Nouvelle-Écosse sur le projet de règlement et que ce dernier a donné son approbation à la prise du règlement,
À ces causes, sur recommandation du ministre des Ressources naturelles et en vertu de l’article 153Note de bas de page ** de la Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers Note de bas de page *, il plaît à Son Excellence le Gouverneur général en conseil de prendre le Règlement concernant les installations relatives aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse assujettie à la Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers , ci-après.
Retour à la référence de la note de bas de page **L.C. 1992, ch. 35, art. 101
1 Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse .
approbation de plan de mise en valeur Approbation d’un plan de mise en valeur accordée en vertu de l’article 143 de la Loi. (development plan approval)
autorisation de programme de forage Autorisation d’exécuter un programme de forage délivrée par l’Office à une personne en vertu de l’alinéa 142(1)b) de la Loi. (Drilling Program Authorization)
autorisation de programme de plongée Autorisation d’exécuter un programme de plongée délivrée par l’Office à l’exploitant conformément à l’alinéa 142(1)b) de la Loi. (Diving Program Authorization)
autorisation d’exécuter des travaux de production Autorisation d’exécuter des travaux de production délivrée par l’Office à l’exploitant en vertu de l’alinéa 142(1)b) de la Loi. (production operations authorization)
certificat de conformité Certificat, en la forme établie par l’Office, délivré par l’autorité conformément à l’article 4 du Règlement sur les certificats de conformité de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse . (certificate of fitness)
Loi La Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocabures extracôtiers . (Act)
plan de mise en valeur Plan afférent à la mise en valeur d’un gisement ou d’un champ qui est visé à l’article 143 de la Loi. (development plan)
société d’accréditation[Abrogée, DORS/2009-317, art. 99]
DORS/2009-317, art. 99 et 102(F)
(8) L’équipement situé sur un puits, un récipient de fabrication, un réservoir de stockage de pétrole ou une autre source de vapeurs inflammables ou près de ceux-ci doit être construit conformément au Code canadien de l’électricité, Première partie et au Règlement sur la sécurité et la santé au travail (pétrole et gaz) .
(3) L’installation munie d’un équipement de production de vapeur ou d’un moyen équivalent exigé par le paragraphe (2) doit être munie de sortie, de tuyaux et de brides de tuyau pouvant être utilisés aux endroits suivants :
DORS/2009-317, art. 100
15 (1) Les éléments de structure qui font partie de l’installation et dont la défaillance due à la corrosion pourrait présenter un risque doivent être protégés ou recouverts au moyen de matériaux additionnels afin de prévenir le degré de corrosion pouvant entraîner la défaillance et doivent être protégés contre la corrosion conformément à l’article 4.15 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges.
b) deux extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est d’au moins 750 kW sans dépasser 1 500 kW;
c) trois extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est de plus de 1 500 kW sans dépasser 2 250 kW;
d) quatre extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est de plus de 2 250 kW sans dépasser 3 000 kW;
e) cinq extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est de plus de 3 000 kW sans dépasser 3 750 kW;
f) six extincteurs à mousse portatifs si la puissance combinée des machines est de plus de 3 750 kW.
d) une corde d’assurance et de signalisation résistante au feu, une ceinture de sécurité et un harnais conformes aux exigences de la norme 1983 de la National Fire Protection Association intitulée Standard on Fire Service Life Safety Rope, Harness, and Hardware .
36 (1) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée à moins que celle-ci ne soit munie :
a) d’un système de communication radiophonique ou téléphonique;
b) d’un système de communication d’urgence.
(2) Les systèmes de communication visés au paragraphe (1) doivent être en état de fonctionnement continuel.
(3) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée à moins que celle-ci ne soit munie d’un système de communication radiophonique bidirectionnelle qui :
a) permette de maintenir des communications radiophoniques efficaces entre l’installation et les hélicoptères, la base terrestre, les navires de service, les navires de secours, les aéronefs de recherche et de sauvetage et les autres installations avoisinantes;
(4) L’exploitant de l’installation habitée doit s’assurer que les systèmes de communication radiophonique sont conformes au Règlement sur les stations radio de navires et au Règlement technique sur les stations (radio) de navires , comme si l’installation était un navire visé par ces règlements.
(5) L’installation doit être conforme au Règlement sur les pratiques et les règles de radiotéléphonie en VHF , comme si l’installation était un navire visé par ce règlement.
(6) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée à moins que celle-ci ne soit munie :
a) d’un réseau téléphonique interne;
b) d’un système de sonorisation dont les haut-parleurs sont placés de façon que les messages puissent être entendus dans toute l’installation;
c) d’un système de transmission des données écrites à la base terrestre de l’installation.
(7) Il est interdit d’exploiter l’installation normalement inhabitée à moins que celle-ci ne soit munie :
a) d’un système de communication radiophonique bidirectionnelle en état de fonctionnement durant toute période où l’installation est habitée;
b) d’un système capable de déceler, dans les conditions ambiantes, une situation dangereuse qui pourrait mettre en danger l’installation ou causer des dommages à l’environnement et de transmettre une alerte au sujet des conditions dangereuses à la salle de commande.
PARTIE IIAnalyse et conception
Considérations générales en matière de conception
37 (1) L’installation et tous ses éléments doivent être conçus selon les règles de l’art en ingénierie, compte tenu de ce qui suit :
a) la nature des activités effectuées à l’installation et autour de celle-ci;
b) le type et l’ampleur des charges de fonctionnement, environnementales et accidentelles prévisibles;
c) les températures ambiante et d’exploitation;
d) les conditions de corrosion qui peuvent survenir durant la construction, l’exploitation et la maintenance de l’installation;
e) la prévention des avaries à toute partie de l’installation pouvant en entraîner l’affaissement progressif;
f) les conditions du sol.
(2) La conception de l’installation doit être fondée sur des analyses ou des essais avec modèle, notamment des simulations, autant que faire se peut, pour déterminer le comportement de l’installation et du sol qui la supporte ou des systèmes d’ancrage dans toutes les conditions de transport, d’installation et d’exploitation prévisibles.
38 L’installation doit être conçue conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :
a) l’article 4 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges ;
b) dans le cas des fondations, l’article 5 de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations ;
c) dans le cas d’une plate-forme en acier, l’article 7 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures ;
d) dans le cas d’une plate-forme en béton, les articles 3 et 7 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures ;
e) pour le transport et la mise en place de l’installation, les articles 5, 6 et 7 de la norme intitulée Preliminary Standard S475-M1989, Sea Operations .
Conception des plates-formes
39 La plate-forme doit être conçue conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :
a) dans le cas des parois composites à résistance aux glaces, l’article 13 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures ;
c) dans le cas d’une plate-forme en acier, les articles 9, 10, 11, 12 et 16 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures ;
d) dans le cas d’une plate-forme en béton, les articles 8, 9, 10 et 12 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures ;
e) dans le cas d’une plate-forme à embase-poids, à remblai, à rétention de remblai ou sur piles, les articles 6, 7, 8 ou 9, selon le cas, de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations .
40 (1) Les analyses réalisées à l’égard de l’installation en application du paragraphe 37(2) doivent porter sur tous les éléments de structure de l’installation, être effectuées selon les règles de l’art en ingénierie et comprendre :
a) un calcul des constructions;
b) une analyse de fatigue;
c) une analyse de la stabilité des éléments de structure;
d) une analyse de la stabilité globale de l’installation;
e) dans le cas de la plate-forme mobile, une analyse de stabilité en condition intacte et en condition avariée;
f) une analyse hydrodynamique.
(2) Les analyses réalisées à l’égard de la plate-forme en application du paragraphe 37(2) doivent être effectuées conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :
a) l’article 4.6.7 de la norme CAN/CSA-S471-92 intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges ;
b) dans le cas d’une plate-forme en acier, l’article 8 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures ;
c) dans le cas d’une plate-forme en béton, les articles 8 et 9 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures .
(3) L’analyse de fatigue de la plate-forme réalisée en application du paragraphe 37(2) doit être effectuée conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :
a) dans le cas d’une plate-forme en acier, l’article 14 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures ;
b) dans le cas d’une plate-forme en béton, l’article 8.5 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures .
(4) L’assise des machines et des équipements importants de l’installation doit être analysée pour déterminer si les déviations, les contraintes et les vibrations résultantes sont en deçà des limites nominales de résistance structurale de l’équipement.
Innovations pour les installations
41 Des méthodes de conception, des matériaux, des techniques d’assemblage ou des méthodes de construction qui n’ont pas été préalablement utilisés dans des situations comparables ne peuvent être utilisés lors de la conception de l’installation à moins que :
a) des études d’ingénierie, des essais avec prototypes ou modèles ne démontrent le caractère adéquat de ces méthodes, matériaux ou techniques;
b) l’exploitant met en application un plan de surveillance et d’inspection destiné à déterminer l’à-propos de ces méthodes, matériaux ou techniques.
Enlèvement et abandon des installations fixes de production
42 Lorsque l’enlèvement de l’installation fixe de production est une condition de l’approbation du plan de mise en valeur, l’exploitant doit incorporer dans la conception de l’installation les mesures nécessaires pour en faciliter l’enlèvement sans que cela entraîne de conséquences importantes pour la navigation ou l’environnement marin.
Analyse de sécurité conceptuelle pour installations de production
43 (1) Au moment de demander l’approbation d’un plan de mise en valeur à l’égard de l’installation de production, l’exploitant soumet au délégué conformément au paragraphe (5) l’analyse de sécurité conceptuelle de l’installation qui tient compte de tous les composants et activités connexes à chaque phase de la durée de vie de l’installation, notamment sa construction, sa mise en place, son exploitation et son enlèvement.
(2) L’analyse de sécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) doit :
a) être conçue et effectuée d’une manière qui permette aux résultats d’être pris en considération dans les décisions sur le niveau de sécurité de toutes les activités liées à chaque phase de la durée de vie de l’installation de production;
b) tenir compte du programme d’assurance de la qualité choisi conformément à l’article 4.
(3) Pour ce qui est des risques à la vie et à l’environnement, les niveaux de sécurité cibles propres aux activités de chaque phase de la durée de vie de l’installation de production doivent être déterminés et soumis au délégué au moment où l’exploitant demande l’approbation du plan de mise en valeur.
(4) Les niveaux de sécurité visés au paragraphe (3) doivent être fondés sur des évaluations :
a) quantitatives, lorsqu’il peut être montré que des données initiales sont disponibles en quantité et en qualité suffisantes pour démontrer la fiabilité des résultats;
b) qualitatives, si une méthode d’évaluation quantitative n’est pas appropriée.
(5) L’analyse de sécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) doit comprendre :
a) pour chaque accident potentiel, une détermination de sa probabilité ou de sa possibilité et de ses conséquences potentielles, compte non tenu des plans et des mesures visés aux alinéas b) à d);
b) pour chaque accident potentiel, les plans d’urgence qui permettront de prévenir ou d’atténuer un tel accident ou d’y faire face;
c) pour chaque accident potentiel, les mesures de sécurité relatives au personnel qui permettront :
(i) de protéger la vie de tout le personnel hors des environs immédiats des lieux de l’accident,
(ii) d’effectuer une évacuation sécuritaire et ordonnée de tout le personnel de l’installation de production lorsque l’accident pourrait entraîner une situation impossible à maîtriser,
(iii) de fournir un emplacement sécuritaire pour le personnel en attendant la mise en marche de l’évacuation lorsque l’accident pourrait entraîner une situation impossible à maîtriser,
(iv) de vérifier que la salle de commande, les installations de communications ou les dispositifs d’alarme directement en cause dans l’intervention faisant suite à l’accident demeurent en fonctionnement pendant que le personnel est en danger;
d) pour chaque accident potentiel, les mesures à prendre qui réduiront au minimum les risques de dommages à l’environnement;
e) pour chaque accident potentiel, une évaluation de la détermination visée à l’alinéa a) et de la mise en oeuvre des plans et des mesures visés aux alinéas b) à d);
f) une détermination de l’effet de tout dommage additionnel potentiel résultant de la mise en oeuvre des plans et des mesures visés aux alinéas b) à d);
g) un énoncé des situations et des conditions, ainsi que des changements aux procédures ou pratiques d’exploitation, qui nécessiteraient une mise à jour de l’analyse de sécurité conceptuelle.
(6) Les déterminations et les évaluations visées aux alinéas (5)a) et e) doivent être respectivement :
(7) Les plans et les mesures visés aux alinéas (5)b) à d) doivent être conçus pour permettre d’atteindre les niveaux de sécurité cibles visés au paragraphe (3).
(8) L’exploitant doit maintenir et mettre à jour l’analyse de sécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) selon l’énoncé des situations, des conditions et des changements visé à l’alinéa (5)g) pour tenir compte de l’expérience acquise en cours d’exploitation, des changements survenus aux activités ou des progrès technologiques.
Charges et critères environnementaux
44 (1) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 40, la détermination des charges et des critères environnementaux de l’installation doit être effectuée conformément aux articles 5 et 6.5 à 6.13 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges .
(2) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 40, les charges permanentes, d’exploitation et accidentelles doivent être déterminées conformément aux articles 6.2, 6.3 et 6.4 respectivement de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges .
(3) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 40, dans le cas de l’installation, les charges combinées doivent être déterminées conformément à l’article 6.14 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges .
Études visant les emplacements
45 (1) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 40, les études visant un emplacement au large des côtes doivent être faites conformément à l’article 4 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations .
(2) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 40, dans le cas où du pergélisol se trouve à l’emplacement de production, l’étude géotechnique doit comprendre un échantillonnage du pergélisol.
(3) L’analyse des sources de matériau de remblayage de l’installation doit répondre aux exigences de l’article 7.3.2 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations et doit comprendre des échantillons prélevés dans les trous de sondage et des essais en laboratoire de ces échantillons.
46 Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 40, le choix des paramètres géotechniques à utiliser dans les analyses de stabilité, de déformation et thermales doit être effectué conformément à l’article 5.2.5 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations .
47 Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 40, l’analyse effectuée en vue de déterminer la déformation de fondations doit être effectuée conformément aux articles 5.2.4, 6.1.3, 7.1.3, 8.1.3 et 9.2.4 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations .
48 (1) Aux fins de la réalisation des analyses visées à l’article 40, l’analyse de l’érosion du fond marin doit être effectuée conformément aux articles 6.2.3, 7.2.2 et 9.3.5 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations .
(2) Lorsque le degré d’érosion potentielle autour de la plate-forme risquerait de nuire à la stabilité de cette plate-forme, celle-ci doit être :
(3) L’exploitant de la plate-forme ou de l’unité de forage placée assez proche d’une plate-forme existante pour causer de l’érosion qui nuit à la stabilité de cette dernière doit prendre les mesures voulues pour prévenir cette érosion.
Matériaux pour installations
49 (1) Malgré l’observation des normes prévues dans la présente partie, tous les matériaux utilisés dans l’installation doivent convenir aux conditions auxquelles ils sont soumis et aux usages auxquels ils sont destinés.
(3) Sous réserve du paragraphe (4), les matériaux, tel l’isolant à mousse organique, susceptibles de dégager des vapeurs ou de la fumée toxiques lorsqu’ils prennent feu ne peuvent être utilisés dans l’installation.
(4) L’isolant à mousse combustible utilisé dans les chambres froides et les locaux réfrigérés de l’installation peut être utilisé si les conditions suivantes sont réunies :
(5) Le béton de structure de l’installation doit être conforme aux articles 4, 5 et 6 de la norme de l’Association canadienne de normalisation intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures .
(6) L’acier de construction de l’installation doit être conforme aux articles 5, 6 et 17 de la norme CAN/CSA-S473-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Steel Structures, Offshore Structures .
50 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le tirant d’air de l’installation, sauf une plate-forme de surface, doit être déterminé conformément à l’article 4.8 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges .
(2) Le tirant d’air de la plate-forme mobile stabilisée par colonnes peut être calculé en posant comme hypothèse que la plate-forme est au tirant d’eau de survie et à sa position la plus basse relativement au niveau de la mer déterminée selon ses caractéristiques de mouvement.
(3) La plate-forme mobile qui est une plate-forme de surface doit avoir un franc-bord suffisant, compte tenu des charges et des critères environnementaux de l’emplacement de production ou de forage déterminés selon l’article 44.
(4) À moins d’être conçue pour résister aux charges dues à l’eau et aux glaces sans dommage majeur dans les conditions les plus rigoureuses déterminées selon l’article 44, la plate-forme fixe doit avoir un franc-bord qui empêche les amas de glaces ou les vagues de passer par-dessus ses flancs.
Système de mesure des charges
51 Chaque jambe de la plate-forme mobile auto-élévatrice doit comporter un système de mesure des charges qui permette :
Plates-formes à embase-poids, à remblai, à rétention de remblai et auto-élévatrices
52 Les plates-formes à embase-poids, à remblai, à rétention de remblai et auto-élévatrices doivent être conçues conformément aux articles 5, 6, 7 et 8 respectivement de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations et à l’article 5.2.2 du document de l’Association canadienne de normalisation intitulé Special Publication S472.1-1992, Commentary to CSA Standard CAN/CSA-S472-92, Foundations .
53 Les fondations sur pilotis de la plate-forme fixe et, s’il y a lieu, du système de production sous-marin doivent être conçues conformément à l’article 9 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Fondations et à l’article 5.2.2 du document de l’Association canadienne de normalisation intitulé Special Publication S472.1-1992, Commentary to CSA Standard CAN/CSA-S472-92, Foundations .
Résistance structurale des plates-formes mobiles
54 (1) La plate-forme flottante censée être utilisée en présence de glaces doit pouvoir :
(2) Dans une analyse effectuée aux termes du paragraphe 37(2) afin de déterminer la résistance au basculement et au glissement de la plate-forme mobile auto-élévatrice :
d) le point de réaction pour une plate-forme sur semelle doit être déterminé en tenant compte des caractéristiques du sol établies conformément à l’étude de l’emplacement effectuée aux termes de l’article 45.
(4) Le raccord entre chaque caisson de support et jambe de la plate-forme mobile auto-élévatrice doit être conçu de façon à résister sans défaillance aux charges dans des conditions de stabilité complète des caissons.
(6) Les caissons de support de la plate-forme mobile auto-élévatrice doivent être suffisamment solides pour résister aux charges horizontales et verticales dues aux tempêtes et à la moitié du moment fléchissant de l’entretoise calculée en posant comme hypothèse que la jambe est à chevilles.
(7) Toute analyse effectuée aux termes de l’article 37 doit tenir compte des effets secondaires de flexion des jambes de la plate-forme mobile auto-élévatrice.
(8) L’analyse exigée par l’article 37 pour vérifier si la plate-forme mobile auto-élévatrice peut résister aux charges dues à son transport doit être effectuée conformément aux articles 3 C-100 et D-300, chapitre 2, partie 3 du document du Det norske Veritas intitulé Rules for Classification of Mobile Offshore Units .
(9) La plate-forme mobile auto-élévatrice à embase indépendante doit être conçue pour résister aux charges auxquelles elle peut être soumise au cours des opérations préalables au chargement, notamment dans les situations suivantes :
(10) Les jambes, caissons de support et semelles de la plate-forme mobile auto-élévatrice doivent être conçus en fonction des charges de collision qui pourraient se produire lors de la mise en place conformément à l’article 3 E-400, chapitre 2, partie 3 du document du Det norske Veritas, intitulé Rules for Classification of Mobile Offshore Units , compte tenu des conditions afférentes aux charges environnementales et d’exploitation maximales spécifiées dans le manuel d’exploitation pour de telles opérations.
(11) Les jambes de la plate-forme mobile auto-élévatrice doivent être chargées au préalable à au moins 1,1 fois la réaction prévue à l’embase ou à la semelle dans des conditions de charge extrêmes.
59 (1) Le système d’amarrage de la plate-forme flottante doit :
b) comporter un réseau d’ancrage qui donne libre accès à tout navire de soutien censé servir aux opérations et qui n’obstrue pas les zones de mise à l’eau des embarcations de sauvetage;
c) être suffisamment rigide pour que les déplacements de la plate-forme demeurent en deçà des limites établies pour les colonnes montantes conformément à l’article 61 dans toutes les conditions d’exploitation;
d) être suffisamment résistant pour que la défaillance d’une amarre durant l’exploitation n’entraîne pas de dommage majeur.
(2) Le coefficient de charge relativement à la tension des amarres de la plate-forme flottante qui est fondé sur une analyse de quasi-statisme doit être :
a) de 3,0 en condition d’exploitation, toutes les amarres étant intactes;
b) de 2,0 en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu;
c) de 2,0 en condition de survie, toutes les amarres étant intactes;
d) de 1,4 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme ne met pas en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines;
e) de 2,0 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme peut mettre en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines.
(3) La durée de vie en fatigue du système d’amarrage de la plate-forme flottante doit être égale à au moins 15 ans.
(4) Le système d’amarrage de la plate-forme flottante qui doit demeurer à l’emplacement de production ou de forage durant plus de cinq ans doit être conçu de sorte que ses éléments puissent être inspectés et remplacés.
(5) La conception du système d’amarrage de la plate-forme flottante qui est censée demeurer amarrée en condition de survie doit être fondée sur un essai avec modèle ou une analyse numérique appropriés.
(6) Lorsque la présence de glaces ou d’icebergs à l’emplacement de la plate-forme flottante comporte une probabilité annuelle de 10-2, le système d’amarrage de la plate-forme doit :
a) comprendre un système primaire de déclenchement rapide à distance et au moins un système d’appoint;
b) avoir fait l’objet d’une démonstration établissant qu’il est capable de libérer rapidement la plate-forme de ses amarres et de ses tubes prolongateurs.
(7) Sauf lorsque la plate-forme flottante met en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines, il peut être tenu compte des facteurs suivants pour déterminer si un système d’amarrage à propulseurs télécommandés est conforme au paragraphe (2) :
a) s’il s’agit d’une télécommande manuelle :
(i) une poussée zéro en condition d’exploitation,
(ii) 70 pour cent de l’effet de poussée nette de tous les propulseurs, sauf un, en condition de survie,
(iii) une poussée zéro en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu,
(iv) 70 pour cent de l’effet de poussée nette de tous les propulseurs en condition de survie, une amarre ayant rompu;
b) s’il s’agit d’une télécommande automatique :
(i) l’effet de poussée nette de tous les propulseurs, sauf un, en condition d’exploitation,
(ii) l’effet de poussée nette de tous les propulseurs, sauf un, en condition de survie,
(iii) la poussée nette de tous les propulseurs en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu,
(iv) la poussée nette de tous les propulseurs en condition de survie, une amarre ayant rompu.
(9) Le système d’amarrage de la plate-forme flottante doit être conçu pour maintenir celle-ci en place quelles que soient les charges dues aux glaces établies conformément à l’article 44, et la chaîne ou le câble doit pouvoir résister sans dommage important à l’abrasion due à de telles charges.
(10) Les rapports entre la force de maintien estimative des ancres du système d’amarrage de la plate-forme flottante et la tension maximale des amarres au niveau des ancres doivent être d’au moins :
a) 2,1 en condition d’exploitation, toutes les amarres étant intactes;
b) 1,4 en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu;
c) 1,4 en condition de survie, toutes les amarres étant intactes;
d) 1,0 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme ne met pas en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines;
e) 1,4 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme met en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines.
(11) Pour l’application des alinéas (2)d) et e), du paragraphe (7) et des alinéas (10)d) et e), une plate-forme en met une autre en danger si les conditions environnementales peuvent la faire dériver ou la pousser vers l’autre plate-forme, toutes les amarres ayant rompu, compte tenu de toutes les mesures susceptibles d’être prises pour maîtriser la plate-forme.
(13) Le système d’amarrage caténaire de la plate-forme flottante doit être inspecté conformément aux exigences du document de l’American Petroleum Institute intitulé RP 21 Recommended Practice for In-Service Inspection of Mooring Hardware for Floating Drilling Units .
a) des méthodes d’exploitation du système de positionnement dynamique permettent d’éviter ou de tenir compte de l’effet de la défaillance d’un seul élément;
b) chaque élément est remplacé de façon courante afin que le taux de défaillance, déterminé selon l’analyse de fiabilité détaillée, ne dépasse pas 0,1 par période entre les remplacements.
(2) La plate-forme flottante à système de positionnement dynamique doit être munie d’un système d’affichage d’alerte et d’intervention indiquant :
a) la position de la plate-forme par rapport à l’emplacement de production ou de forage;
b) le pourcentage de la puissance disponible nécessaire au maintien de la plate-forme dans une position par rapport à l’emplacement qui permettra à l’installation de continuer à fonctionner.
Systèmes de production sous-marins
61 (1) Le système de production sous-marin doit être conçu pour résister à des dommages majeurs lorsqu’il est soumis aux charges énumérées à l’article 4, partie B, du document Guideline No. 1-85 du Det norske Veritas intitulé Safety and Reliability of Subsea Production Systems .
(2) Lorsque l’analyse de sécurité conceptuelle exigée par l’article 43 indique pour les éléments du système de production sous-marin un risque de dommage dû aux glaces, à la chute d’objets, aux filets de chaluts ou aux ancres, la conception du système doit inclure des mesures pour réduire ces risques.
(3) Les tubes prolongateurs rigides du système de production sous-marin de la plate-forme fixe ainsi que les conduites d’écoulement en acier et leurs raccords du système de production sous-marin doivent être conformes à la norme nationale du Canada CAN/CSA-Z187-M87 intitulée Pipelines offshore .
(4) Le système de production sous-marin et ses éléments doivent être soumis aux essais d’intégration de l’équipement conformément à l’article 7.2 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems .
(5) Le système de production sous-marin doit être mis en place conformément à l’article 7.3 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems .
(6) Les têtes de production sous-marines et le système de tête de puits sous-marin situés dans un caisson, un silo ou un trou de protection doivent être conçus et installés de façon :
a) à réduire au minimum les effets de l’envasement;
b) à permettre, dans la mesure du possible, leur inspection et leur maintenance au cours de leur durée de vie de production ou d’injection.
(7) Les tubes prolongateurs de production sous-marins doivent être conçus et exploités conformément à l’article 6 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems .
(8) Le tube prolongateur de production sous-marin doit être conçu de façon :
a) à résister à la pression maximale à laquelle il peut être soumis durant sa vie utile;
b) à permettre à chaque élément utilisé dans le transport du pétrole ou du gaz du fond marin à l’installation de production de résister sans défaillance à la pression en tête de puits, sauf lorsque l’élément est muni d’une vanne d’isolement au fond marin et d’un système de décharge à la plate-forme pour réduire sa pression interne;
c) à résister à toutes les charges dues aux glaces auxquelles il peut être soumis tel qu’il est déterminé selon l’article 44, sauf lorsque sa défaillance n’entraînera pas de pollution incontrôlée.
(9) Les conduites d’écoulement et les tubes prolongateurs souples du système de production sous-marin doivent être conçus conformément au document RP 17B de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Flexible Pipe .
(10) Les raccords des conduites d’écoulement ou des tubes prolongateurs souples du système de production sous-marin doivent posséder une résistance à la pression et aux charges plus grande que celle du tuyau.
(11) La durée de vie en fatigue des tubes prolongateurs du système de production sous-marin doit être au moins égale à trois fois la durée de vie utile du tube prolongateur de production.
(12) La conception des tubes prolongateurs du système de production sous-marin et la configuration de leurs divers éléments, notamment les conduites de production, d’injection, de commande, d’instrumentation et leurs attaches, doivent s’effectuer en accordant toute l’attention voulue à la maintenance et à l’inspection efficaces et sécuritaires des tubes prolongateurs et de leurs éléments au cours de leur durée de vie utile.
(13) L’analyse exigée par l’article 40 à l’égard des tubes prolongateurs du système de production sous-marin relativement à la fatigue des éléments des tubes prolongateurs, aux contraintes subies par ceux-ci et aux risques auxquels sont exposés le personnel et le matériel à la suite d’une défaillance ou d’un mauvais fonctionnement de ces éléments doit être effectuée selon la méthode indiquée à l’article 6.5 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems .
(14) Les tubes prolongateurs du système de production sous-marin doivent être munis de dispositifs permettant de les détacher :
a) avant que les limites de gonflement ou de déplacement établies au manuel d’exploitation ne soient dépassées;
b) lorsque l’état des glaces présente un risque de dommage important pour la plate-forme de production.
(15) Tout tube prolongateur du système de production sous-marin doit être muni de dispositifs tels qu’après avoir été détaché et de nouveau rebranché, il puisse subir une épreuve sous pression conformément aux méthodes stipulées dans le manuel d’exploitation.
(16) Tout élément d’un tube prolongateur du système de production sous-marin utilisé pour le transport de fluides du gisement à la surface, pour l’injection de fluides ou de produits chimiques dans le gisement ou pour le transport des fluides traités ou transformés entre l’installation de production et d’autres points doit être conçu et équipé de sorte que lorsque les fluides présentent un risque pour l’environnement, il puisse être déplacé avec de l’eau ou isolé de façon sûre avant que le tube prolongateur soit détaché.
(17) Les gabarits et les collecteurs du système de production sous-marin doivent être conçus et exploités conformément à l’article 5 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems .
(18) Les systèmes de régulation, y compris les conduites de commande et les fluides de commande pressurisés, du système de production sous-marin, doivent être conçus et exploités conformément à l’article 4 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems .
(19) Le système de production sous-marin destiné à une intervention humaine en chambre atmosphérique doit être conçu conformément aux exigences de l’article 11 de la partie B du document Guideline No. 1-85 du Det norske Veritas intitulé Safety and Reliability of Subsea Production Systems .
DORS/2009-317, art. 101
67 (1) Sous réserve du paragraphe (2), il est interdit au titulaire d’un certificat de conformité relatif à une installation d’effectuer des réparations, des remplacements ou des modifications à l’égard de l’installation ou d’amener à bord de l’équipement susceptibles de modifier la résistance, la stabilité, l’intégrité, le fonctionnement ou la sécurité de l’installation, sans l’approbation du délégué et de l’autorité.
(4) L’exploitant de l’installation doit sans délai aviser l’autorité et le délégué s’il décèle une détérioration de l’installation susceptible de nuire à la sécurité de l’installation ou d’endommager l’environnement.
DORS/2009-317, art. 102(F)
68 Lorsqu’une inspection permet de relever des conditions présentant un risque pour l’intégrité des fondations ou de la plate-forme de l’installation, l’exploitant doit prendre les mesures correctives voulues pour rétablir l’intégrité de l’installation d’une manière jugée satisfaisante par l’autorité.