DORS/2018-6620184
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LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT (1999)Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)C.P.2018-39620184
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Attendu que, conformément au paragraphe 332(1)a de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)b, la ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de laGazette du Canada, le 27 mai 2017, le projet de règlement intitulé Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont), conforme en substance au texte ci-après, et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision;Attendu que, conformément au paragraphe 93(3) de cette loi, le comité consultatif national s’est vu accorder la possibilité de formuler ses conseils dans le cadre de l’article 6c de celle-ci;Attendu que la gouverneure en conseil est d’avis que, aux termes du paragraphe 93(4) de cette loi, le projet de règlement ne vise pas un point déjà réglementé sous le régime d’une autre loi fédérale de manière à offrir une protection suffisante pour l’environnement et la santé humaine,À ces causes, sur recommandation de la ministre de l’Environnement et de la ministre de la Santé et en vertu du paragraphe 93(1), de l’article 286.1d et du paragraphe 330(3.2)e de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)b, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont), ci-après.L.C. 2004, ch. 15, art. 31L.C. 1999, ch. 33L.C. 2015, ch. 3, al. 172d)L.C. 2009, ch. 14, art. 80L.C. 2008, ch. 31, art. 5Objet et aperçu
Protection de l’environnement et réduction des effets nocifsAfin de protéger l’environnement essentiel à la vie et de réduire, immédiatement ou à long terme, les effets nocifs des émissions de méthane et de certains composés organiques volatils sur l’environnement ou sur sa diversité biologique, le présent règlement :impose au secteur du pétrole et du gaz des exigences pour réduire les émissions de méthane et de certains composés organiques volatils;désigne la contravention à certaines de ses dispositions comme étant des infractions graves en ajoutant ces dispositions à l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).
Définitions et interprétation
DéfinitionsLes définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.agent autoriséDans le cas où l’exploitant est une personne physique, celle-ci ou un individu autorisé à agir en son nom;dans le cas où il est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisés à agir en son nom;dans le cas où il est une autre entité, la personne physique autorisée à agir en son nom. (authorized official)appareil à combustion Appareil servant à la combustion du carburant gazeux afin de produire de la chaleur ou de l’énergie utiles. (combustion device)complétion Processus de préparation d’un puits pour la production, notamment tout processus qui fait appel à la fracturation hydraulique. (completion)composant d’équipement Élément faisant partie de la composition de l’équipement d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui est en contact avec des hydrocarbures et qui est susceptible d’émettre des émissions fugitives de gaz d’hydrocarbures. (equipment component)conditions normalisées S’entend d’une température de 15 °C et d’une pression de 101,325 kPa. (standard conditions)détruire Convertir en dioxyde de carbone et en d’autres molécules les hydrocarbures contenus dans des gaz d’hydrocarbures à des fins autres que la production de chaleur ou énergie utiles. La présente définition vise également le torchage de gaz d’hydrocarbures. (destroy)équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures Équipement utilisé pour récupérer les gaz d’hydrocarbures en vue soit de les utiliser comme carburant, soit de les livrer, soit de les injecter dans un gisement souterrain à des fins autres que leur élimination comme déchets. (hydrocarbon gas conservation equipment)évacuation Le fait d’émettre de manière contrôlée à partir d’une installation de pétrole et de gaz en amont des émissions de gaz d’hydrocarbures, sauf celles provenant de la combustion, qui résultent :soit de la conception de l’équipement ou des modes opératoires dans l’installation;soit d’un évènement à l’origine d’une pression supérieure à la capacité de rétention des gaz de l’équipement dans l’installation. (venting)exploitant Personne ayant toute autorité à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (operator)fracturation hydraulique Procédé consistant à injecter sous pression des fluides ou des fluides mélangés avec des particules solides dans un puits afin de provoquer des fractures dans un réservoir géologique souterrain par lesquelles des hydrocarbures et d’autres fluides peuvent migrer vers le puits. La présente définition vise notamment la refracturation hydraulique d’un puits ayant déjà fait l’objet d’une fracturation hydraulique. (hydraulic fracturing)fugitive Se dit de l’émission de gaz d’hydrocarbures non intentionnelle provenant d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (fugitive)hydrocarbure Méthane, dont la formule moléculaire est CH4, ou composé organique volatil visé à l’article 60 de la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (hydrocarbon)installation de pétrole et de gaz en amont Ensemble des bâtiments, des autres structures et des équipements fixes qui sont situés soit sur un site unique, soit sur des sites contigus ou adjacents, soit sur des sites formant un réseau dans lequel un site central de traitement est relié par des conduites de collecte à un ou plusieurs sites sur lesquels se trouve un puits et qui servent :à l’extraction d’hydrocarbures d’un gisement souterrain ou d’un réservoir géologique souterrain;au traitement primaire de ces hydrocarbures;au transport d’hydrocarbures, y compris le stockage qui se rapporte à leur transport, autre que pour la distribution locale.La présente définition vise également les conduites de collecte, les pipelines de transport, les stations de collecte et de surpression de gaz naturel, les stations de compression de gaz naturel et les usines de traitement de gaz naturel. (upstream oil and gas facility)livrer Transporter des gaz d’hydrocarbures à partir d’une installation de pétrole et de gaz en amont à des fins autres que leur élimination comme déchets. (deliver)m3 normalisé Mètre cube de fluide dans des conditions normalisées. (standard m3)méthode 21 de l’EPA La méthode de l’Environmental Protection Agency des États-Unis intitulée Method 21 — Determination of Volatile Organic Compound Leaks, qui figure à l’annexe A-7 de la partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis. (EPA Method 21)pompe pneumatique Dispositif générant de l’énergie mécanique au moyen de gaz sous pression afin de pomper des liquides. (pneumatic pump)ppmv Parties par million en volume. (ppmv)produire S’agissant de gaz d’hydrocarbures ou d’hydrocarbures liquides, le fait de les extraire d’un gisement souterrain ou d’un réservoir géologique souterrain. (produce)puits Vise notamment le puits foré pour l’injection de fluides ou de fluides mélangés avec des particules solides. (well)rapport gaz-pétrole Rapport entre le volume de gaz d’hydrocarbures produit, exprimé en m3 normalisés, et le volume d’hydrocarbures liquides produit, exprimé en m3 normalisés. (gas-to-oil ratio)recevoir S’agissant de gaz d’hydrocarbures à l’état brut ou qui ont fait l’objet d’un traitement primaire mais d’aucun autre traitement, le fait de les recevoir dans une installation de pétrole et de gaz en amont d’une source autre qu’une source naturelle. (receive)reflux Procédé de récupération des fluides ou des fluides mélangés avec des particules solides qui ont été injectés dans un puits durant la fracturation hydraulique pour, selon le cas :préparer d’autres fracturations hydrauliques;préparer le nettoyage du puits;mettre ou remettre le puits en production. (flowback)régulateur pneumatique Dispositif générant de l’énergie mécanique au moyen de gaz sous pression afin de contrôler ou de maintenir les paramètres d’un procédé. (pneumatic controller)station de collecte et de surpression de gaz naturel Équipement situé à l’intérieur d’une installation servant au transport de gaz naturel vers une usine de traitement ou un pipeline de transport de gaz naturel. (natural gas gathering and boosting station)station de compression de gaz naturel Équipement situé à l’intérieur d’une installation servant au transport du gaz naturel par un pipeline de transport de gaz naturel. (natural gas transmission compressor station)subdivision officielle Unité de territoire d’une superficie d’environ 16 ha ou 400 m x 400 m représentant le quart d’un quart de section et dont la description figure dans le système d’arpentage des terres fédérales. (legal subdivision)système d’arpentage des terres fédérales Système d’arpentage des terres publiques visé aux articles 54 à 70 de la Loi des terres fédérales, chapitre 55 des Statuts révisés du Canada de 1906, et utilisé au Manitoba, en Saskatchewan et en Alberta sous le nom de Dominion Lands Survey system. (Dominion Lands Survey system)taux de purge nominal Débit des émissions de gaz continu, exprimé en m3 normalisés/h, prévu par le fabricant d’un régulateur pneumatique lorsque celui-ci fonctionne en conformité avec un ensemble donné de conditions de fonctionnement précisées par le fabricant. (design bleed rate)traitement primaire Traitement d’hydrocarbures dont le but principal est de retirer l’un ou plusieurs des éléments suivants :l’eau;les hydrocarbures liquides;les composés sulfurés;les contaminants. (primary processing)usine de traitement de gaz naturel Usine où sont séparés :les liquides de gaz naturel ou le gaz autre que le méthane du gaz naturel produit;les liquides de gaz naturel en deux ou plusieurs mélanges composés uniquement de ces mêmes liquides. (natural gas processing plant)Interprétation des documents incorporés par renvoiPour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, sauf indication contraire du contexte, le mot « should » ainsi que toute recommandation ou suggestion doivent être interprétés comme exprimant une obligation. Il est entendu que l’indication contraire du contexte ne peut prévaloir dans le cas de l’exactitude ou de la répétabilité d’une mesure.Dispositions incompatiblesLes dispositions du présent règlement l’emportent sur les dispositions incompatibles de tout document qui y est incorporé par renvoi.Documents incorporés par renvoiDans le présent règlement, tout renvoi à un document s’entend de sa version éventuellement modifiée.DORS/2025-280, art. 1
Champ d’application
Installations terrestresLe présent règlement s’applique à l’égard des installations de pétrole et de gaz en amont qui sont des installations terrestres.DORS/2025-280, art. 2
Responsabilité
ExploitantTout exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont veille au respect des exigences prévues par le présent règlement à l’égard de l’installation ou de l’équipement s’y trouvant, y compris les exigences relatives à la consignation des renseignements, à la conservation des documents et à la transmission des rapports.
Installations de pétrole et de gaz en amont
[Abrogé, DORS/2025-280, art. 4]
Exigences généralesÉquipement de conservation et de destruction de gaz d’hydrocarbures
Équipement de conservation de gaz d’hydrocarburesTout équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit :fonctionner de manière qu’au moins 95 % des gaz d’hydrocarbures, fondé sur le calcul des débits volumiques dans des conditions normalisées, dirigés vers l’équipement soient captés et conservés;fonctionner de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;fonctionner et être entretenu selon les recommandations applicables du fabricant.Exception à l’alinéa (1)c)Les recommandations applicables du fabricant visées à l’alinéa 1c) n’ont pas à être respectées si l’exploitant de l’installation a des renseignements consignés établissant que malgré cette non-conformité, l’exigence prévue à l’alinéa (1)a) est respectée.
Renseignements à consigner — équipement de conservationLes renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont :pour chaque mois au cours duquel l’équipement est utilisé, le pourcentage, à tout moment, des gaz d’hydrocarbures dirigés vers l’équipement qui ont été captés et conservés ainsi que le calcul, documents à l’appui, des débits volumiques sur lequel ce pourcentage se fonde;son fonctionnement et son entretien ainsi que, le cas échéant, une indication précisant les recommandations du fabricant à cet égard, documents à l’appui.
Gaz conservé – utilisationLes gaz d’hydrocarbures qui ont été captés et conservés dans un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures doivent y être conservés jusqu’au moment où ils sont :soit utilisés dans l’installation de pétrole et de gaz en amont comme carburant dans un appareil à combustion qui rejette dans l’atmosphère au plus 5 % des gaz d’hydrocarbures brûlés;soit vendus;soit injectés dans un gisement souterrain à des fins autres que leur élimination comme déchets.
Renseignements à consigner — utilisation du gaz conservé comme carburantPour chaque mois au cours duquel un appareil à combustion visé à l’alinéa 7a) est utilisé, doit être consigné le pourcentage, à tout moment, des gaz d’hydrocarbures rejetés dans l’atmosphère, documents à l’appui, lequel est fondé sur l’un ou l’autre des éléments suivants :les essais effectués dans les conditions recommandées par le fabricant pour déterminer ce pourcentage;les mesures prises lorsque l’appareil fonctionne dans ces conditions.
Équipement de destruction de gaz d’hydrocarburesTout équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit satisfaire aux exigences relatives à la destruction de gaz d’hydrocarbures énoncées :aux articles 3.6 et 7 de la version 4.5 de la ligne directrice intitulée Flaring and Venting Reduction Guideline, publiée par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique en juin 2016, si l’installation est située en Colombie-Britannique;à l’article 3 de la directive intitulée Directive S-20: Saskatchewan Upstream Flaring and Incineration Requirements, publiée par le gouvernement de la Saskatchewan le 1er novembre 2015, si l’installation est située au Manitoba ou en Saskatchewan;aux articles 3.6 et 7 de la directive intitulée Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting, publiée par l’Alberta Energy Regulator le 22 mars 2016, dans tout autre cas.
Renseignements à consigner — équipement de destruction de gaz d’hydrocarburesPour chaque équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont, doivent être consignés, documents à l’appui, des renseignements qui démontrent que les exigences relatives à la destruction de gaz d’hydrocarbures énoncées dans le document applicable visé à l’article 9 sont remplies.
Complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique
Champ d’applicationLe présent article s’applique à l’égard de toute installation de pétrole et de gaz en amont qui comprend un puits où a lieu la fracturation hydraulique et dont la production a un rapport gaz-pétrole d’au moins 53:1, fondé sur la plus récente détermination du rapport gaz-pétrole effectuée avant la fracturation hydraulique.Interdiction d’évacuerLes gaz d’hydrocarbures liés au reflux d’un puits ne peuvent, pendant le reflux, être évacués, mais doivent être captés et dirigés vers un équipement soit de conservation, soit de destruction de gaz d’hydrocarbures.ExceptionLe paragraphe (2) ne s’applique pas si tous les gaz liés au reflux du puits n’ont pas un pouvoir calorifique suffisant pour entretenir la combustion.
Renseignements à consigner — fracturation hydrauliqueLes renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque puits d’une installation de pétrole et de gaz en amont où a lieu la fracturation hydraulique :le rapport gaz-pétrole, fondé sur le résultat de la plus récente détermination du rapport gaz-pétrole effectuée avant la fracturation hydraulique;dans le cas où ce rapport est d’au moins 53:1, les éléments, documents à l’appui, qui démontrent que les gaz d’hydrocarbures liés au reflux ont été captés et dirigés vers l’équipement soit de conservation, soit de destruction de gaz d’hydrocarbures;dans le cas où les gaz d’hydrocarbures liés au reflux du puits sont évacués, le pouvoir calorifique de ces gaz.
Non-application — Colombie-Britannique et AlbertaLes articles 11 et 12 ne s’appliquent pas à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont située :en Colombie-Britannique, si l’installation est assujettie aux exigences de complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique énoncées dans la ligne directrice intitulée Flaring and Venting Reduction Guideline, publiée par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique en juin 2016;en Alberta, si l’installation est assujettie aux exigences de complétion de puits faisant appel à la fracturation hydraulique énoncées dans directive intitulée Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting, publiée par l’Alberta Energy Regulator le 22 mars 2016.
Compresseurs
Capture ou évacuation d’émissionsLes émissions de gaz d’hydrocarbures provenant des joints d’un compresseur centrifuge ou des garnitures de tiges et des pièces d’écartement d’un compresseur alternatif dont la puissance au frein nominale est de 75 kW ou plus dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent :soit être captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;soit être dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère.
Mesure du débitLe débit des émissions de gaz d’hydrocarbures rejetées par les évents d’un compresseur qui sont visés à l’alinéa 14b) doit être mesuré :soit au moyen d’un débitmètre, autre qu’un sac étalonné, conformément à l’article 16;soit au moyen d’un dispositif de surveillance continue conformément à l’article 17.
DébitmètreLe débitmètre doit être étalonné conformément aux recommandations du fabricant de sorte que les mesures ont une marge d’erreur maximale de ±10 %.Mesures par débitmètreCes mesures doivent être prises :conformément aux recommandations précisées dans le manuel du fabricant, le cas échéant;dans le cas où elles sont prises en l’absence de pression négative ou de vide absolu, pendant qu’un joint étanche recouvre l’évent;dans le cas où elles sont prises sur un compresseur centrifuge, au moment où le compresseur est exploité dans des conditions représentatives des conditions des sept derniers jours;dans le cas où elles sont prises sur un compresseur alternatif, au moment où le compresseur est sous pression.Mesures initiale et subséquentesLe débit doit être mesuré :pour la première fois :au plus tard le 1er janvier 2021, si le compresseur est installé dans l’installation avant le 1er janvier 2020,au plus tard le trois cent soixante-cinquième jour suivant la date de l’installation du compresseur dans l’installation, dans les autres cas;par la suite, au plus tard le trois cent soixante-cinquième jour suivant la date de la dernière prise de mesure.Mesures — valeur maximale ou moyenneLa mesure initiale ou chaque mesure subséquente du débit est fondé sur des mesures prises par le débitmètre sur une période continue d’au moins cinq minutes et correspond :à la valeur maximale des débits mesurés, si les mesures sont prises sur une période continue d’au moins cinq minutes mais de moins quinze minutes;à la valeur moyenne des débits mesurés, si les mesures sont prises sur une période continue d’au moins quinze minutes.Prolongation — pour non mise en service ou non sous pressionMalgré le paragraphe (3), si aucune mesure n’est prise au plus tard le dernier jour du délai visé à ce paragraphe, mais que le compresseur n’est pas en service ce jour-là, dans le cas d’un compresseur centrifuge, ou n’est pas sous pression, dans le cas d’un compresseur alternatif, la mesure doit être prise au plus tard le trentième jour suivant la date à laquelle le compresseur est à nouveau en service ou sous pression, selon le cas.Prolongation — sous-pression < 1 314 heures par 3 ansLe délai visé au paragraphe (3) est prolongée de trois cents soixante-cinq jours si l’exploitant de l’installation consigne des renseignements démontrant que, pendant les trois années civiles précédant immédiatement la fin du délai, le compresseur a été mis sous pression moins de 1 314 heures, le nombre d’heures étant déterminé au moyen d’un compteur horaire ou à partir d’un registre des opérations.
Dispositif de surveillance continueLe dispositif de surveillance continue doit satisfaire aux exigences suivantes :il est étalonné conformément aux recommandations du fabricant pour permettre une prise de mesures avec une marge d’erreur maximale de ±10 %;il fonctionne de manière continue sauf pendant les périodes où il fait l’objet d’un entretien normal ou de réparations opportunes;il est équipé d’une alarme qui se déclenche quand la limite du débit applicable prévue aux paragraphes 18(2) ou (3) pour les évents d’un compresseur est atteinte.
Mesures correctivesSi le débit des émissions de gaz d’hydrocarbures rejetées par des évents d’un compresseur qui sont visés à l’alinéa 14b), mesuré conformément au paragraphe 16(2), est supérieur à la limite du débit applicable visée aux paragraphes (2) ou (3), ou si l’alarme visée à l’alinéa 17c) se déclenche, des mesures correctives doivent être prises afin de ramener ce débit dans cette limite comme en témoigne :d’après le résultat d’une nouvelle lecture, si le débitmètre a été utilisé pour prendre la nouvelle mesure;l’absence de déclenchement de l’alarme une fois le compresseur remis en service, dans le cas où un dispositif de surveillance continue a été utilisé pour prendre la nouvelle mesure.Limite du débit — compresseur centrifugeLorsque les émissions proviennent des joints d’un compresseur centrifuge, la limite du débit est :si le compresseur est installé le 1er janvier 2023 ou après cette date, 0,14 m3 normalisé/min;s’il est installé avant le 1er janvier 2023 et si sa puissance au frein nominale :est supérieure ou égale à 5 MW, 0,68 m3 normalisé/min,est inférieure à 5 MW, de 0,34 m3 normalisé/min.Limite du débit — compresseur alternatifLorsque les émissions proviennent des garnitures de tiges et des pièces d’écartement d’un compresseur alternatif, la limite du débit est :s’il est installé le 1er janvier 2023 ou après cette date, le produit de 0,001 m3 normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur;s’il est installé avant le 1er janvier 2023, le produit de 0,023 m3 normalisé/min et du nombre de cylindres sous pression de ce compresseur.Nouvelle mesureLa nouvelle mesure visée aux alinéas (1)a) ou b) doit être prise conformément à l’article 15 au plus tard à celle des dates ci-aprèss qui est postérieure à l’autre :le quatre-vingt-dixième jour suivant la date à laquelle la dernière mesure est prise en vertu du paragraphe 16(3) ou la date à laquelle l’alarme visée à l’alinéa 17c) s’est déclenchée;si le volume estimé de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m3 normalisés, calculé à partir du jour applicable visé à l’alinéa a) si aucune mesure corrective n’était prise est égal ou inférieur au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m3 normalisés, en conséquence de la purge de gaz d’hyrocarbures qui doit être effectuée pour prendre les mesures correctives :la date de redémarrage du compresseur après son prochain arrêt programmé, dans le cas d’un compresseur centrifuge,la date de sa première mise sous pression après son prochain arrêt programmé, dans le cas d’un compresseur alternatif.Détermination du volume estiméLe volume estimé de gaz d’hydrocarbures est fondé sur le plus récent débit des émissions rejetées par les évents d’un compresseur qui sont visés à l’alinéa 14b), lequel débit est déterminé au moyen d’un débitmètre ou d’un dispositif de surveillance continue conformément à l’article 15.
Renseignements à consigner – compresseur et éventLes renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque compresseur visé à l’article 14 :son numéro de série;sa marque et son modèle;sa puissance au frein nominale;sa date d’installation à l’installation s’il a été installé le 1er janvier 2020 ou après cette date ou les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, qu’il a été installé avant le 1er janvier 2020;le cas échéant, une indication du type d’équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures vers lequel les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant de ses joints ou de ses garnitures de tiges et de ses pièces d’écartement, selon le cas, sont captées et dirigées parmi les suivants :une unité de récupération des vapeurs,un système de captage des gaz évacués,une torche,une chambre de combustion encloisonnée,tout autre type et, le cas échéant, la description de celui-ci;pour chaque compresseur centrifuge, lorsque les émissions provenant de ses joints sont dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère, une indication précisant s’il s’agit de joints secs ou humides;pour chaque compresseur alternatif, lorsque les émissions provenant de ses garnitures de tiges et de ses pièces d’écartement sont dirigées vers des évents qui les rejettent dans l’atmosphère, le nombre de ces garnitures de tiges;pour chaque compresseur pour lequel une période prévue pour la prise d’une mesure a été prolongée en vertu du paragraphe 16(6), le nombre d’heures pendant lesquelles il a été mis sous pression pendant une période de trois années civiles visée à ce paragraphe.Renseignements à consigner — débitmètreLes renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure du débit, y compris chaque nouvelle mesure du débit des émissions rejetées par un évent visé à l’alinéa 14b) prise au moyen du débitmètre visé à l’alinéa 15a) :la marque et le modèle du débitmètre;la valeur maximale du débit mesuré en application de l’alinéa 16(4)a) ou la valeur moyenne du débit mesuré en application de l’alinéa 16(4)b);la date de la prise de la mesure;une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du débitmètre visé au paragraphe 16(1) ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %;une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour la prise de la mesure, le cas échéant, documents à l’appui;la durée de la période continue visée aux alinéas 16(4)a) ou b), selon le cas;le nom de la personne ayant pris la mesure et, s’il s’agit d’une personne morale, celui de l’individu ayant pris la mesure.Renseignements à consigner — dispositif de surveillance contenueLes renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure du débit, y compris chaque nouvelle mesure du débit des émissions rejetées par un évent visé à l’alinéa 14b) prise au moyen du dispositif de surveillance continue visé à l’alinéa 15b) :une description du dispositif;le cas échéant, son numéro de série, sa marque et son modèle;une mention précisant les recommandations du fabricant suivies pour l’étalonnage du dispositif de surveillance continue visé à l’alinéa 17a) ainsi que les renseignements qui démontrent, documents à l’appui, que les mesures prises, une fois le dispositif étalonné, ont une marge d’erreur maximale de ±10 %.Renseignements à consigner — mesure correctiveLes renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure corrective prise :la description de la mesure corrective, y compris celle de chaque démarche entreprise en vue de la prise de la mesure corrective;les dates auxquelles la mesure corrective a été prise, y compris celles auxquelles les démarches ont été entreprises en vue de la prise de la mesure corrective;pour chaque nouvelle mesure prise en application de l’alinéa 18(4)b), le volume et le volume estimé de gaz d’hydrocarbures, déterminés en application de cet alinéa, calculs à l’appui;si elle est prise à la suite d’une mesure prise au moyen d’un dispositif de surveillance continue, la date de déclenchement de l’alarme.
Exigences conditionnellesConditions
Application des articles 26 à 45Les articles 26 à 45 s’appliquent à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont à compter du premier jour du mois qui suit la période de douze mois au cours de laquelle l’installation produit ou reçoit, ou s’attend à produire ou à recevoir, un volume combiné de gaz d’hydrocarbures de plus de 60 000 m3 normalisés, déterminé de la manière suivante :si l’installation a été exploitée au moins douze mois, consécutifs ou non, au cours desquels l’installation a été exploitée au moins un jour par mois, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m3 normalisés, produit ou reçu d’après les renseignements consignés, pendant les douze mois les plus récents de ces mois d’exploitation;si l’installation a été exploitée au moins un mois mais moins de douze mois, consécutifs ou non, au cours desquels l’installation a été exploitée au moins un jour par mois, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m3 normalisés, que l’installation s’attend à produire ou à recevoir au cours d’une période de douze mois déterminée au prorata du volume combiné, d’après les renseignements consignés, durant ces mois d’exploitation;dans tout autre cas, le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m3 normalisés, que l’installation s’attend à produire ou à recevoir pendant les douze mois suivant la fin de son premier mois d’exploitation, déterminé conformément à la méthode applicable visée à l’article 23.Complétion d’un puitsPour l’application du paragraphe (1), si un puits dans une installation fait l’objet d’une complétion au cours d’un mois donné, la portion du volume combiné visé à ce paragraphe qui correspond au volume de gaz d’hydrocarbures produit par ce puits est fondée sur le volume que ce puits devrait produire au cours des douze mois suivant ce mois, déterminé conformément à la méthode applicable visée à l’article 23.
Renseignements à consigner — non-applicationSi aucun des articles 26 à 45 ne s’applique, pour un mois donné, à l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont, les renseignements ci-après doivent être consignés, documents à l’appui :le rapport gaz-pétrole et le volume d’hydrocarbures liquides produit ou qui devrait être produit, exprimé en m3normalisés, au cours de ce mois;le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m3 normalisés, produit et reçu au cours de ce mois;dans le cas où un puits dans une installation a fait l’objet d’une complétion au cours de ce mois donné, le volume visé au paragraphe 18(2) qui devrait être produit par ce puits.
Renseignements à consignerLes renseignements ci-après doivent être consignés pour le premier mois qui suit la période de douze mois au cours de laquelle l’installation produit ou reçoit, ou s’attend à produire ou à recevoir, un volume combiné de gaz d’hydrocarbures de plus de 60 000 m3 normalisés de gaz d’hydrocarbures déterminé conformément au paragraphe 20(1) :ce premier mois et l’année civile qui comprend ce mois;le volume combiné ainsi qu’une mention précisant lequel des alinéas 20(1)a) à c) a été utilisé pour déterminer ce volume.
Détermination du volume de gaz
Méthodes applicablesPour l’application des articles 20 et 26, le volume de gaz d’hydrocarbures produit, reçu, évacué ou détruit dans l’installation de pétrole et de gaz en amont ou livré à partir de cette installation est établi conformément à la méthode applicable prévue dans l’un ou l’autre des documents suivants :le document intitulé Measurement Guideline for Upstream Oil and Gas Operations, publié par la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique le 1er mars 2017, si l’installation est située en Colombie- Britannique;le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive PNG017, publié par le gouvernement de la Saskatchewan le 1er août 2017 (version 2.1), si l’installation est située au Manitoba ou en Saskatchewan;le document intitulé Measurement Requirements for Oil and Gas Operations et communément appelé Directive 017 de l’AER, publié par l’Alberta Energy Regulator le 31 mars 2016, dans tout autre cas.Directives PNG017 et 017 de l’AERMalgré les alinéas (1)b) et c), pour l’application des articles 12.2.2.1 et 12.2.2.2 de la directive PNG017 de la Saskatchewan et de la directive 017 de l’AER, le volume de gaz d’hydrocarbures produit par le puits par jour est déterminé de la façon suivante :dans le cas où la production de gaz estimée est de plus 2 000 m3 normalisés par jour, par la prise d’une mesure directe;dans tout autre cas :soit par la prise d’une mesure directe,soit par une estimation fondée sur le rapport gaz-pétrole déterminé :soit en conformité avec l’article 24,soit par la formule suivante :–0,5Pp + 150où :Ppreprésente le volume de pétrole produit par le puits par jour pendant le mois de production le plus récent, exprimé en m3.
Détermination du rapport gaz-pétroleLa détermination du rapport gaz-pétrole pour l’application de la division 23(2)b)(ii)(A) est effectuée au moyen de la formule suivante :G/Poù :Greprésente le volume moyen de gaz produit par le puits, exprimé en m3 normalisés, mesuré sur une période continue soit d’au moins 72 heures conformément au paragraphe (2), soit d’au moins 24 heures conformément au paragraphe (3), dans des conditions, notamment en ce qui concerne le débit et les conditions de fonctionnement, qui sont représentatives des conditions du mois de production le plus récent,Ple volume moyen de pétrole, exprimé en m3 normalisés, produit par le puits durant la même période utilisée pour déterminer G, fondé sur les mesures prises conformément au paragraphe (4) au prorata de cette période dans des conditions, notamment en ce qui concerne le débit et les conditions de fonctionnement, qui sont représentatives des conditions du mois de production le plus récent.Détermination de la valeur de l’élément GLa mesure visant à déterminer la valeur de l’élément G doit être prise sur une période continue d’au moins 72 heures au moyen d’un dispositif de mesure en continu ou d’un débitmètre qui prend au moins une lecture aux vingt minutes.ExceptionMalgré le paragraphe (2), la mesure visant à déterminer la valeur de l’élément G peut être prise sur une période continue d’au moins 24 heures si, à la fois :le débit du gaz provenant d’un puits est supérieur à 100 m3 normalisés par jour;la mesure est prise :soit au moyen d’un dispositif de mesure en continu lorsque la variation du débit est telle que le débit moyen mesuré aux vingt minutes au cours de cette période continue est compris entre ±5 % du débit moyen mesuré,soit au moyen d’un débitmètre qui prend au moins une lecture aux vingt minutes au cours de cette période continue lorsque la variation du débit est telle que 95 % des mesures de débit prises sont comprises entre ±5 % du débit moyen.Détermination de la valeur de l’élément PLa mesure visant à déterminer la valeur de l’élément P doit être prise après que l’eau ait été séparée des liquides produits par le puits et :au cours de la période utilisée pour déterminer G, au moyen d’un dispositif de mesure en continu ayant une marge d’erreur maximale de ±0,1 m3 normalisé;au cours d’une période continue d’au moins dix jours qui comprend la période continue utilisée pour la détermination de la valeur de l’élément G au moyen d’un dispositif de mesure en continu avec une marge d’erreur maximale de ±1 m3 normalisé lorsque la variation du débit au cours de cette période continue est telle que le volume de pétrole produit et mesuré pour une journée est compris entre ±5 % du volume de pétrole produit et mesuré pour n’importe quelle autre journée est comprise dans cette période continue.État stableLes mesures prises en vertu des paragraphes (2) à (4) ne peuvent être prises que lorsque le puits est exploité dans un état stable, c’est-à-dire qu’aucun ajustement qui pourrait entraîner des changements dans le taux de production de pétrole ou de gaz ne peut être effectué aux paramètres de production dans les 48 heures précédant la prise de ces mesures.Équipements de mesure — directivesLe dispositif de mesure en continu ou le débitmètre utilisé pour la détermination du rapport gaz-pétrole doit satisfaire aux exigences prévues à l’article 2 de la directive PNG017 de la Saskatchewan ou à l’article 2 de la directive 017 de l’AER.Fréquence de la déterminationLa détermination du rapport gaz-pétrole est effectuée :au moins une fois par année et au moins quatre-vingt-dix-jours après la dernière détermination si :le débit de gaz prévu est d’au plus 500 m3 normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,le débit de gaz selon la dernière détermination était au plus 500 m3 normalisés par jour, dans tout autre cas;au moins une fois tous les six mois et au moins quarante-cinq jours après la dernière détermination si :le débit de gaz prévu est plus de 500 m3 normalisés par jour et d’au plus 1 000 m3 normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,le débit de gaz selon la dernière détermination était plus de 500 m 3 normalisés et d’au plus 1 000 m3 normalisés par jour, dans tout autre cas;au moins une fois par mois et au moins sept jours après la dernière détermination si :le débit de gaz prévu est plus de 1 000 m3 normalisés par jour et d’au plus 2 000 m3 normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,le débit de gaz selon la dernière détermination était plus de 1 000 m3 normalisés et d’au plus 2 000 m3 normalisés par jour, dans tout autre cas.
Renseignements à consignerLes renseignements suivants doivent être consignés :toutes les lectures prises au moyen d’un dispositif de mesure en continu et chaque lecture prise au moyen d’un débitmètre;le débit pour chaque période au cours de laquelle les mesures ont été prises pour chaque détermination de la valeur de l’élément G et de l’élément P;les date, heure et durée de ces périodes;les paramètres de production durant chacune de ces périodes et durant les 48 heures précédant chacune de ces périodes;une indication précisant le type d’équipement utilisé, selon qu’il s’agit d’un dispositif de mesure en continu ou d’un débitmètre ainsi que sa marque et son modèle.
Limite d’évacuation
15 000 m3 normalisés par annéeL’installation de pétrole et de gaz en amont ne peut évacuer, au cours d’une année, plus de 15 000 m3 normalisés de gaz d’hydrocarbures.Volumes exclusLes volumes de gaz d’hydrocarbures évacués découlant des activités ci-après ne sont pas pris en compte pour la détermination du volume évacué pour l’application du paragraphe (1) :le déchargement de liquides, qui consiste au retrait de liquides accumulés d’un puits de gaz;la purge, qui consiste en la dépressurisation temporaire des équipements et des pipelines;la déshydratation de glycol, qui est un système de dessiccation liquide utilisé pour l’élimination de l’eau du gaz naturel ou de l’eau des liquides de gaz naturel;l’utilisation d’un régulateur pneumatique, d’une pompe pneumatique ou d’un compresseur;le démarrage et l’arrêt de l’équipement;la complétion de puits;l’évacuation en vue d’éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence.Non-application du paragraphe (1)Le paragraphe (1) ne s’applique pas à l’égard d’une installation, à compter d’un mois donné, si le volume combiné de gaz d’hydrocarbures évacué ou détruit dans l’installation ou livré à partir de celle-ci est inférieur à 40 000 m3 normalisés au cours d’une période de douze mois consécutifs précédant ce mois.Ré-application du paragraphe (1)Malgré le paragraphe (3), le paragraphe (1) s’applique à l’égard d’une installation visée au paragraphe (3) à compter d’un mois subséquent, si le volume combiné de gaz d’hydrocarbures évacué ou détruit dans l’installation ou livré à partir de celle-ci est égal ou supérieur à 40 000 m3 normalisés au cours d’une période de douze mois consécutifs précédant ce mois.
Renseignements à consigner — volume de gaz d’hydrocarburesLes renseignements ci-après doivent être consignés, documents à l’appui, pour chaque mois au cours duquel une installation de pétrole et de gaz en amont est exploitée :le volume de gaz d’hydrocarbures évacué à l’installation, déterminé, exprimé en m3 normalisés;le volume de gaz d’hydrocarbures évacué découlant des activités visées à chacun des alinéas 26(2)a) à g);le volume de gaz d’hydrocarbures détruit à l’installation, exprimé en m3 normalisés;le volume de gaz d’hydrocarbures livré à partir de l’installation, exprimé en m3 normalisés.
Programme de détection et de réparation des fuitesÉtablissement d’un programme
Non-application — certains composants d’équipementsLes articles 29 à 36 ne s’appliquent pas à l’égard :d’un composant d’équipement utilisé sur une tête de puits à un site où aucune autre tête de puits ou aucun autre équipement ne se trouve exception faite des conduites de collecte ou du compteur connectés à cette tête de puits;d’une paire de vannes d’isolement installée sur un pipeline de transport si aucun autre équipement ne se trouve sur la partie du pipeline qui peut être isolée par la fermeture des vannes;d’un composant d’équipement utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont si son inspection pourrait causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes.Renseignement à consignerSi un composant d’équipement est visé aux alinéas 1a) à c), une mention à cet effet doit être consignée.
Programme réglementaire ou alternatifAfin de limiter les émissions fugitives qui contiennent des gaz d’hydrocarbures provenant d’une fuite des composants d’équipement d’une installation, l’ exploitant établit et met en oeuvre à l’installation l’un des programmes suivants :un programme réglementaire de détection des fuites et de réparation qui satisfait aux exigences prévues aux articles 30 à 33;un programme alternatif de détection des fuites et de réparation visé au paragraphe 35(1) qui résulte au plus en la même quantité d’émissions fugitives que celle qui résulterait d’un programme réglementaire visé à l’alinéa a), d’après les renseignements consignés, documents à l’appui, par l’exploitant avant l’établissement du programme et, au moins une fois par’année et à au moins quatre-vingt-dix jours d’intervalle, pendant toute la durée du programme.Avis au ministreL’exploitant d’une installation qui établit le programme alternatif de détection et de réparation des fuites visé à l’alinéa (1)b) en avise sans délai le ministre.
Programme réglementaire
Obligation d’effectuer des inspectionsTout composant d’équipement utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont doit être inspecté dans les périodes visées au paragraphe (3) pour les rejets d’hydrocarbures au moyen d’instruments de détection des fuites admissibles.Instruments de détection des fuites admissiblesLes instruments de détection des fuites admissibles sont les suivants :un instrument de surveillance portatif qui remplit les exigences suivantes :il est conforme aux exigences énoncées à l’article 6 de la méthode 21 de l’EPA,il est utilisé conformément aux exigences de l’article 8.3 de la méthode 21 de l’EPA, pour autant qu’elles soient compatibles avec les recommandations du fabricant,il est étalonné conformément aux articles 7, 8.1, 8.2 et 10 de la méthode 21 de l’EPA, avant son utilisation, chaque jour où il est utilisé,après sa dernière utilisation chaque jour où il est utilisé, il fait l’objet d’une évaluation de la dérive de l’étalonnage conformément aux exigences énoncées à l’article 60.485a(b)(2) de la sous-partie VVa, intitulée Standards of Performance for Equipment Leaks of VOC in the Synthetic Organic Chemicals Manufacturing Industry for which Construction, Reconstruction, or Modification Commenced After November 7, 2006, figurant à la partie 60, chapitre 1, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis;un instrument optique de visualisation des gaz capable de réaliser l’imagerie des gaz qui sont :à l’intérieur de la plage spectrale pour le composé dont la concentration est la plus élevée parmi les gaz d’hydrocarbures à mesurer,composés à 50 % de méthane et à 50 % de propane à une concentration totale d’au plus 500 ppmv et à un débit supérieur ou égal à 60 g/h, s’échappant d’un orifice de 0,635 cm de diamètre,à la distance d’observation établie conformément aux exigences des pratiques de travail alternatives de l’Environmental Protection Agency des États-Unis énoncées aux articles 60.18(h)(7)(i)(2)(i) à (v) de l’article 60.18, intitulé General control device and work practice requirements, figurant à la partie 60, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis.InspectionsL’inspection doit être effectuée :pour la première fois, au plus tard, soit le 1er mai 2020, soit si elle est postérieure, à la date qui tombe soixante jours après le démarrage de la production;par la suite, au moins trois fois par année et à au moins soixante jours d’intervalle.Utilisation et entretienL’instrument de détection des fuites admissible doit être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, si de telles recommandations existent.Formation requiseL’inspection est effectuée par un individu ayant suivi, dans les cinq années précédentes, une formation portant sur les éléments suivants :le fonctionnement et l’entretien des instruments de détection des fuites admissibles conformément au paragraphe (4);les exigences relatives à l’étalonnage visées aux sous-alinéas (2)a)(iii) et (iv) si un instrument de surveillance portatif admissible est utilisé.
FuitesLe rejet d’hydrocarbures provenant d’un composant d’équipement est une fuite dans les cas suivants :il est supérieur ou égal à 500 ppmv d’hydrocarbures, tel que déterminé au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21;il est détecté :au cours d’une inspection effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz admissible,au moyen de méthodes auditives, olfactives ou visuelles, y compris l’observation d’égouttement d’hydrocarbures liquides du composant d’équipement.Rejet non considéré comme une fuiteLe rejet détecté en application l’alinéa (1)b) n’est plus considéré comme une fuite si le composant d’équipement est inspecté au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 et s’il est établi qu’il est inférieur à 500 ppmv d’hydrocarbures.
Calendrier de réparationsLa fuite d’un composant d’équipement détectée au cours d’une inspection ou d’une autre façon doit être réparée :dans les trente jours suivant la date de sa détection, si la fuite peut être réparée pendant que le composant d’équipement est en fonctionnement;au plus tard avant la fin du prochain arrêt programmé, à moins que ce délai ne soit prolongé en vertu de l’article 33, dans tout autre cas.Prochain arrêt programméLe prochain arrêt doit être fixé au plus tard à la date à laquelle le volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m3 normalisés, calculé à partir de la date de détection de la fuite, si le composant d’équipement qui fuit et tous les autres composants d’équipements qui fuient depuis cette date n’étaient pas réparés, est égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis, exprimé en m3 normalisés, en conséquence de gaz d’hydrocarbures qui doivent être purgés de composants d’équipement pour effectuer la réparation.RéparationsLa fuite d’un composant d’équipement est considérée réparée s’il est établi que le rejet est inférieur à 500 ppmv à la suite d’une inspection du composant d’équipement effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 pouvant mesurer la concentration d’hydrocarbures en ppmv.
Réparations — prolongation d’au plus six moisL’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui doit effectuer des réparations dans le délai prévu à l’alinéa 32(1)b) peut, au plus tard quarante-cinq jours avant la fin de ce délai, demander au ministre de lui accorder une prolongation ne pouvant dépasser six mois pour effectuer ces réparations.Prolongation accordéeLe ministre agrée la demande et accorde la prolongation pour une période d’au plus six mois si la demande comporte les renseignements visés à l’annexe 1 ainsi que les éléments suivants :les documents établissant que, au moment du dépôt de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques le demandeur n’est pas en mesure de réparer la fuite avant la fin du prochain arrêt programmé;les documents établissant que le demandeur a un plan pour réparer le composant d’équipement, lequel comporte :la date prévue pour la réalisation de ce plan,les mesures qui seront prises pour assurer la complétion des réparations au plus tard à cette date,une justification, documents à l’appui, que cette date est la première date à laquelle les réparations peuvent être effectuées,les démarches à prendre pour minimiser ou éliminer complètement tout effet nocif que les émissions d’hydrocarbures pourraient avoir sur l’environnement et la santé humaine avant la complétion des réparations;un énoncé portant que le processus de mise en place du plan commencera dans les trente jours suivant la date à laquelle la prolongation a été accordée.RenouvellementLa période accordée en vertu du paragraphe (2) peut être prolongée, au plus deux fois, à la suite d’une demande présentée en vertu du paragraphe (1).Rejet de la demandeLe ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande.
Révocation de la prolongationLe ministre révoque la prolongation accordée en vertu du paragraphe 33(2) s’il a des motifs raisonnables de croire que le titulaire a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.Conditions de révocationIl ne peut toutefois révoquer la prolongation que si, à la fois :il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation projetée;il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.
Programme alternatif
Exigences du programmeLe programme alternatif de détection et de réparation des fuites doit comporter des mesures visant :les inspections pour la détection des fuites;l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage de l’instrument de détection des fuites, le cas échéant;la réparation des fuites détectées.Retour au programme réglementaireL’exploitant d’une installation qui n’a pas démontré que son programme alternatif satisfait aux exigences prévues à l’alinéa 29(1)b) établit et met en oeuvre un programme réglementaire.
Renseignements à consigner
Programme réglementaireLes renseignements ci-après relatifs à la mise en oeuvre d’un programme de détection et de réparation des fuites réglementaire doivent être consignés, documents à l’appui :pour chaque étalonnage d’un instrument de détection des fuites admissible :les dates d’étalonnage,les résultats de chaque évaluation de la dérive de l’étalonnage,le nom, le cas échéant, le titre du poste et l’adresse de l’individu qui a réalisé l’étalonnage;pour chaque inspection d’un composant d’équipement :la date de l’inspection ainsi que le nom de l’individu l’ayant effectuée,le type de composant d’équipement,l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées selon le système mondial de positionnement (GPS), au cent millième près,le type d’instrument de détection des fuites utilisé pour l’inspection, y compris, le cas échéant, sa marque et son modèle,dans le cas où un instrument optique de visualisation des gaz visé au sous-alinéa 31(1)b)(i) a été utilisé pour l’inspection, les images enregistrées avec indication intégrée de l’heure et de la date de leur prise ainsi que l’emplacement dans l’installation où ces images ont été enregistrées ou les coordonnées GPS de cet emplacement, au cent millième près,si une fuite a été détectée, une indication précisant le moyen utilisé parmi ceux visés au paragraphe 31(1) pour la détection et, dans le cas d’une fuite détectée par l’un des moyens visés à l’alinéa 31(1)b), une indication précisant si la fuite a été déterminée conformément au paragraphe 31(2), si le rejet est inférieur à 500 ppmv et, dans l’affirmative, le résultat, exprimé en ppmv, la date à laquelle ce résultat a été obtenu et le nom de la personne ayant effectué la détermination et, s’il s’agit d’une personne morale, celui de l’individu ayant effectué cette détermination ainsi que, le cas échéant, la marque et le modèle de l’instrument utilisé lors de cette détermination;pour chaque fuite détectée au moyen d’une des méthodes visées à l’alinéa 31(1)b) et non à la suite d’une inspection :une indication précisant si la méthode de détection utilisée était auditive, olfactive ou visuelle,la date de la détection ainsi que le nom de l’individu l’ayant détectée,le type de composant d’équipement,l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées GPS, au cent millième près,une indication précisant s’il a été déterminé conformément au paragraphe 31(2) que le rejet est inférieur à 500 ppmv, et, dans l’affirmative, le résultat, exprimé en ppmv, la date de cette détermination et le nom de la personne ayant effectué la détermination et, si cette personne est une personne morale, celui de l’individu ayant effectué cette détermination ainsi que, le cas échéant, la marque et le modèle de l’instrument utilisé lors de cette détermination;pour chaque individu qui effectue une inspection et qui a suivi une formation sur l’utilisation, l’entretien ou l’étalonnage des instruments de détection des fuites :son nom ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur, si ce dernier n’est pas l’exploitant,le nom et l’adresse d’affaires de l’entité qui a donné la formation ainsi que les noms et titres des individus qui ont donné la formation,les dates auxquelles la formation a été donnée et, pour chaque date, le nombre d’heures de formation,une description de la formation;pour chaque réparation d’une fuite provenant d’un composant d’équipement, les renseignements suivants :la description des démarches entreprises pour réparer la fuite ainsi que les dates auxquelles celles-ci ont été entreprises,le résultat, exprimé en ppmv, obtenu après les réparations, de l’inspection effectuée au moyen d’un instrument de surveillance portatif admissible conformément à la méthode de l’EPA 21 ainsi que la date à laquelle le résultat a été obtenu;pour chaque réparations qui n’a pas été effectuée dans les trente jours suivant la détection d’une fuite :les raisons pour lesquelles il n’était pas possible de les effectuer alors que le composant d’équipement était en fonctionnement,le cas échéant, la date déterminée conformément au paragraphe 32(2) ainsi que les données et les calculs ayant mené à cette détermination.Programme alternatifLes renseignements ci-après relatifs à la mise en oeuvre d’un programme alternatif de détection et de réparation des fuites doivent être consignés, documents à l’appui :la date de l’inspection et, le cas échéant, le nom de la personne l’ayant effectuée;le type de composant d’équipement qui a été inspecté ainsi que l’emplacement du composant d’équipement dans l’installation ou ses coordonnées GPS, au cent millième près;une description de la manière par laquelle la fuite a été détectée;le cas échéant, pour chaque instrument de détection utilisé, la description des mesures visant son utilisation, son entretien et son étalonnage, les dates d’entretien et d’étalonnage ainsi que les noms des personnes ayant effectué son entretien et son étalonnage;pour chaque réparation d’une fuite provenant d’un composant d’équipement, les renseignements suivants :la description des démarches entreprises pour réparer la fuite ainsi que les dates auxquelles celles-ci ont été entreprises,le résultat obtenu après les réparations, de l’inspection ainsi qu’une description de la manière dont l’inspection a été effectuée, y compris la date et, le cas échéant, le nom de la personne l’ayant effectuée;les renseignements consignés en vertu de l’alinéa 29(1)b).Conservation des documentsUne copie de chaque recommandation du fabricant sur l’utilisation et l’entretien de tout instrument de détection des fuites admissible utilisé doit être conservée, le cas échéant.
Régulateurs pneumatiques et pompes pneumatiques
Régulateur pneumatiqueAucun régulateur pneumatique dans une installation de pétrole et de gaz en amont ne peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures autre que le propane, sauf si :il est utilisé conformément à un ensemble de conditions de fonctionnement pour lequel le taux de purge est inférieur ou égal à 0,17 m3 normalisé/h, selon le manuel de fonctionnement du fabricant ou selon la démonstration écrite, documents à l’appui, de l’exploitant de l’installation;ses émissions d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures ou un équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures.Exception — contrôle de procédés de productionMalgré l’alinéa (1)a), un régulateur pneumatique dans une installation de pétrole et de gaz en amont peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures autre que le propane à un ensemble de conditions de fonctionnement pour lequel le taux de purge est supérieur à 0,17 m3 normalisé/h, si l’exploitant de l’installation consigne, documents à l’appui, les renseignements qui démontrent qu’il est nécessaire de fonctionner à cet ensemble de conditions pour que le régulateur pneumatique ait un temps de réponse suffisant pour contrôler un procédé faisant partie des activités de production de l’installation.
Renseignements à consigner — régulateur pneumatiqueLes renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque régulateur pneumatique utilisé dans une installation de pétrole et de gaz en amont fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures :l’identifiant du régulateur pneumatique;une indication précisant si le régulateur pneumatique est utilisé :pour contrôler la pression ou le débit,pour contrôler le niveau de liquide,pour contrôler la température,comme transducteur,comme positionneur,comme dispositif d’urgence,pour toute autre fin ou comme toute autre dispositif et, dans l’affirmative, la fin ou le type de dispositif.le taux de purge nominal correspondant à l’ensemble des conditions de fonctionnement du régulateur pneumatique, notamment sa pression d’alimentation et, le cas échéant, le réglage de sa bande, ou son taux de purge selon la démonstration écrite de l’exploitant de l’installation où le régulateur pneumatique est utilisé, documents à l’appui.
Pompe pneumatiqueLa pompe pneumatique ou le groupe de pompes pneumatiques utilisé dans l’installation qui pompe du méthanol dans un débit commun ou dans un composant d’équipement ne peut fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures si cette pompe ou ce groupe de pompes pompe en moyenne plus de 20 L de méthanol par jour au cours d’un mois donné, à moins que l’exploitant de l’installation de pétrole et de gaz en amont ne soit titulaire d’un permis délivré en vertu du paragraphe 40(2).Démonstration — quantité de liquide pompéL’exploitant de l’installation démontre, pour chaque pompe ou groupe de pompes visé au paragraphe (1) utilisé à l’installation durant un mois donné, la quantité de liquide que la pompe ou le groupe de pompes a pompé en moyenne par jour au cours de ce mois selon l’une des méthodes suivantes :en consignant la quantité de liquide pompé durant ce mois;au moyen des documents établissant que cette pompe ou groupe de pompe n’a pas pu pomper en moyenne plus de 20 L de liquide par jour au cours de ce mois.Cessation d’application du paragraphe (2)Le paragraphe (2) cesse de s’appliquer à l’égard d’une pompe ou à l’égard d’un groupe de pompes à compter de la fin d’un mois au cours duquel la pompe ou le groupe de pompes a été utilisé dans une installation, s’il est établi, au moyen des renseignements consignés ou d’autres documents, que la pompe ou le groupe de pompes a pompé ou aurait pu pomper plus de 20 L de liquide par jour en moyenne au cours de ce mois.Non-application des paragraphes (1) et (2)Les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas à l’égard de toute pompe pneumatique dont les émissions d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures ou un équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures.
Permis — pompe pneumatiqueL’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut, le 30 juin 2022 ou avant cette date, présenter au ministre une demande de permis en vue d’utiliser dans l’installation une pompe pneumatique fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures lorsque ses émissions d’hydrocarbures ne sont pas captées et dirigées vers un équipement soit de conservation soit de destruction de gaz d’hydrocarbures.Délivrance de permisLe ministre délivre le permis si la demande comporte les renseignements visés à l’annexe 2 ainsi que les documents établissant que :il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques ou économiques, le demandeur n’est pas en mesure d’utiliser dans l’installation une pompe pneumatique ne fonctionnant pas au moyen de gaz d’hydrocarbures ou une pompe pneumatique fonctionnant au moyen de gaz d’hydrocarbures lorsque ses émissions de gaz d’hydrocarbures sont captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures, notamment :les coûts en capital et les dépenses d’exploitation et d’entretien de toute modification à l’installation pour atteindre cet objectif,les coûts évités et les avantages économiques qui découleraient de l’engagement de ces coûts en capital et dépenses d’exploitation et d’entretien;le demandeur a un plan :qui comporte les démarches entreprises afin de minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures provenant de la pompe pneumatique, notamment des mesures de réglage de sa capacité ou de l’ensemble de ses conditions de fonctionnement afin d’obtenir le moins d’émissions possible pour le taux d’injection de produits chimiques souhaité, accompagné d’un échéancier pour la réalisation de ce plan,qui peut être considéré comme permettant à l’installation de se conformer au paragraphe 39(1) au plus tard le 1er janvier 2026.Durée du permisLe permis prend effet le 1er janvier 2023 et expire selon la première des éventualités suivantes à survenir :la date à laquelle la pompe pneumatique cesse de fonctionner au moyen de gaz d’hydrocarbures;le premier jour où les émissions d’hydrocarbures provenant de la pompe pneumatique sont captées et dirigées vers un équipement de conservation ou de destruction de gaz d’hydrocarbures;le 31 décembre 2025.Rejet de la demandeLe ministre rejette la demande s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.
ÉtiquetageLe régulateur pneumatique visé aux paragraphe 37(2) ou la pompe pneumatique visée par un permis délivré en vertu du paragraphe 40(2) doivent être étiquetés de manière à signaler qu’ils ne sont pas assujettis aux paragraphes 37(1) ou 39(1) ou une mention à cet effet doit être inscrite dans un système de suivi électronique.IdentifiantL’étiquette ou la mention doivent également comporter un identifiant du régulateur pneumatique ou de la pompe pneumatique.
Autres équipements
Conduite et trappe d’accèsLa trappe d’accès et l’extrémité ouverte d’une conduite dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent être fermées de façon à minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures, sauf si leur ouverture est requise pour des raisons opérationnelles.
Système d’échantillonnage et limiteur de pressionLe système d’échantillonnage et le limiteur de pression utilisés dans une installation de pétrole et de gaz en amont doivent être installés et utilisés de façon à minimiser les émissions de gaz d’hydrocarbures.
Renseignements à consigner — conduite, trappe, système et limiteurLorsque l’installation de pétrole et de gaz en amont qui comporte une conduite avec une trappe d’accès, une extrémité ouverte, un système d’échantillonnage ou un limiteur de pression, une indication à cet effet doit être consignée.
Révocation de permis
Paragraphe 40(2)Le ministre révoque le permis délivré en vertu du paragraphe 40(2) s’il a des motifs raisonnables de croire que le titulaire a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande de permis.Conditions de révocationIl ne peut toutefois révoquer le permis que si, à la fois :il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation projetée;il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.
[Abrogée, DORS/2025-280, art. 15]
[Abrogé, DORS/2025-280, art. 15]
[Abrogé, DORS/2025-280, art. 15]
[Abrogé, DORS/2025-280, art. 15]
[Abrogé, DORS/2025-280, art. 15]
[Abrogé, DORS/2025-280, art. 15]
[Abrogé, DORS/2025-280, art. 15]
[Abrogé, DORS/2025-280, art. 15]
[Abrogé, DORS/2025-280, art. 15]
AdministrationEnregistrement
Rapport d’enregistrementToute installation de pétrole et de gaz en amont à l’égard de laquelle s’applique l’un des articles 5, 9, 11, 14 et 15 ou les articles 26 à 45 et toute installation extracôtière à l’égard de laquelle s’applique l’article 46 doit être enregistrée en faisant parvenir au ministre le rapport d’enregistrement de l’installation qui comporte les renseignements visés à l’annexe 3.Date d’enregistrementL’enregistrement doit se faire au plus tard :soit le cent vingtième jour suivant le 1er janvier 2020;soit, si elle est postérieure, celle des dates ci-après qui est antérieure à l’autre :le cent vingtième jour suivant le premier jour où l’un des articles 5, 9, 11, 14, 15 et 46 s’applique à l’égard de l’installation,le cent vingtième jour suivant le premier jour du mois visé au paragraphe 20(1) à compter duquel l’installation devient assujettie aux articles 26 à 45.Mise à jour des renseignementsS’il y a un changement de sorte qu’un renseignement fourni dans le rapport d’enregistrement n’est plus exact, un avis à cet effet qui comporte les renseignements à jour, ainsi que ceux visés à l’article 4 de l’annexe 3, doit être fourni au ministre au plus tard le quatre-vingt-dixième jour suivant ce changement.
Fourniture des renseignementsLes renseignements requis en vertu de l’article 54 pour les fins du rapport d’enregistrement peuvent être fournis au ministre par l’entremise de toute entité approuvée par lui.Rapport d’enregistrement réputé fourniSi tous les renseignements requis pour les fins du rapport d’enregistrement ont été fournis au ministre par l’entremise de l’entité approuvée, l’exploitant de cette installation en avise le ministre. Le rapport d’enregistrement est réputé avoir été fourni au ministre à la date de la réception de l’avis.Approbation de l’entitéLe ministre peut approuver l’entité pour l’application du paragraphe (1), s’il a conclu avec cette entité un arrangement aux termes duquel les renseignements visés à l’article 54 qui sont fournis à cette entité sont accessibles au ministre.Publication — liste des entités approuvéesLe ministre publie la liste des entités approuvées dans le Registre de la protection de l’environnement établi en vertu de l’article 12 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).Retrait de l’approbationLe ministre peut retirer l’approbation à une entité. Il publie alors un avis à cet effet dans le Registre de la protection de l’environnement.
Consignation, mise à jour et conservation des documents
Délai de consignation et de mise à jourLes renseignements à consigner en vertu du présent règlement doivent l’être dans les trente jours suivant la date à laquelle ils deviennent disponibles. En outre, ils doivent être mis à jour dans les trente jours suivant la date à laquelle les renseignements deviennent disponibles.Période de conservation — indéfinimentTout renseignement à conserver, documents à l’appui, qui s’applique de manière continue et qui ne requiert pas une mise à jour doit être conservé indéfiniment.Période de conservation — cinq ansToutefois, si ce renseignement requiert une mise à jour, sa version avant sa mise à jour doit être conservée pour une période de cinq ans après la mise à jour.Période de conservation — cinq ansTout renseignement à conserver, documents à l’appui, qui s’applique seulement à l’égard d’un jour donné, doit être conservé pour une période de cinq ans suivant ce jour donné.Conservation des documentsTout document à conserver en vertu du présent règlement est conservé pour une période de cinq ans.Lieu de conservationCes renseignements et documents sont conservés dans l’installation de pétrole et de gaz en amont en cause ou dans un autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés.FournitureSur demande du ministre, l’exploitant lui fournit, dans les soixante jours suivant la date de la demande, tout renseignement et document conservés.
Modification corrélative au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)
[Modification]
Entrée en vigueur
1er janvier 2020Sous réserve du paragraphe (2), le présent règlement entre en vigueur le 1er janvier 2020.1er janvier 2023Les articles 26, 27 et 37 à 41 du présent règlement et les alinéas 30p), q), v), w) et x) de l’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), édictés par l’article 57 du présent règlement, entrent en vigueur le 1er janvier 2023.
(paragraphes 2(1) et 33(2))Renseignements en vue d’obtenir une prolongation pour effectuer des réparations sur un composant d’équipementLe nom et l’adresse municipale de l’exploitant.Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel de l’agent autorisé de l’exploitant.Le nom, le poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel d’une personne-ressource, si elle n’est pas l’agent autorisé.Le nom de l’installation, ses numéros d’identification provincial et fédéral, le cas échéant, et son adresse municipale ou, à défaut de celle-ci, l’un des renseignements suivants :ses latitude et longitude, au millième près;son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles;dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve.La date de fin du prochain arrêt programmé.Les renseignements ci-après sur le composant d’équipement pour lequel la période de prolongation en vue d’effectuer des réparation s’applique :le cas échéant, l’identifiant du composant d’équipement ainsi que ses marque et modèle;le nom de son fabricant et le lieu de sa fabrication;la description du composant d’équipement, y compris une explication sur ses fonctions dans le processus de production dans l’installation et comment ceux-ci sont effectués;tout autre renseignement pertinent pour décider si la réparation de la fuite avant la fin du prochain arrêt programmé est faisable techniquement.(paragraphe 40(2))Renseignements visant l’obtention d’un permis pour une pompe pneumatiqueLe nom et l’adresse municipale de l’exploitant.Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone ainsi que l’adresse courriel de l’agent autorisé de l’exploitant.Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel d’une personne-ressource, si elle n’est pas l’agent autorisé.Le nom de l’installation, ses numéros d’identification provincial et fédéral, le cas échéant, et son adresse municipale ou, à défaut de celle-ci, l’un des renseignements suivants :ses latitude et longitude, au millième près;son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles;dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve.Le cas échéant, l’identifiant de la pompe pneumatique ainsi que ses marque et modèle et le nom du fabricant.(paragraphes 54(1) et (3))Renseignements visant l’enregistrement de l’installationLe nom et l’adresse municipale de l’exploitant de l’installation.Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone ainsi que l’adresse courriel de l’agent autorisé de l’exploitant.Le nom, le titre du poste, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et l’adresse courriel d’une personne-ressource, si elle n’est pas l’agent autorisé.Le nom de l’installation, tous les numéros d’identification provinciaux visant cette installation qui sont utilisés à des fins de rapports, et l’adresse municipale de l’installation ou, à défaut de celle-ci, l’un des renseignements suivants :ses latitude et longitude, au millième près;son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles;dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve.Pour tout renseignement consigné ainsi que les documents à l’appui à conserver en vertu du présent règlement qui ne sont pas conservés à l’installation de pétrole et de gaz en amont en cause, l’adresse municipale du lieu où ils sont conservés ou, à défaut de celle-ci, l’un des renseignements suivants :ses latitude et longitude, au millième près;son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles;dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve.Pour chaque installation qui fournit le rapport d’enregistrement au ministre par l’entremise d’une entité approuvée, les type et sous-type utilisés par l’entité pour la classification de l’installation.MODIFICATIONS NON EN VIGUEUR — DORS/2025-280, par. 1(1), (2), (4) et (5)
Les définitions de complétion, fracturation hydraulique, pompe pneumatique, rapport gaz-pétrole, reflux, régulateur pneumatique et taux de purge nominal, au paragraphe 2(1) du Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)1, sont abrogées.DORS/2018-66La définition de fugitive, au paragraphe 2(1) du même règlement, est abrogée.Le passage de la définition de venting précédant l’alinéa a), au paragraphe 2(1) de la version anglaise du même règlement, est remplacé par ce qui suit :venting means the emission of hydrocarbon gas from an upstream oil and gas facility in a controlled manner, other than the emission of gas arising from combustion, due toLe paragraphe 2(1) du même règlement est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce qui suit :émission fugitive Émission non intentionnelle de gaz d’hydrocarbures provenant d’une installation de pétrole et de gaz en amont. (fugitive emission) étalon de référence Dans le cas d’une installation inactive, 0 %;dans le cas de toute autre installation de pétrole et de gaz en amont :0,2 %, si le volume de gaz d’hydrocarbures que l’installation produit au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours visée à la définition de intensité d’émission dépasse, d’une part, le volume de gaz d’hydrocarbures qui est traité à cette installation et, d’autre part, celui qui est transporté depuis celle-ci mais qui n’y est pas produit ni traité, au cours de cette période,0,05 %, si le volume de gaz d’hydrocarbures que l’installation traite au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours visée à la définition de intensité d’émission dépasse, d’une part, le volume de gaz d’hydrocarbures qui est produit à cette installation et, d’autre part, celui qui est transporté depuis celle-ci mais qui n’y est pas produit ni traité, au cours de cette période,0,11 %, si le volume de gaz d’hydrocarbures qui est transporté depuis l’installation, mais qui n’y est pas produit ni traité, au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours visée à la définition de intensité d’émission dépasse, d’une part, le volume de gaz d’hydrocarbures produit à cette installation et, d’autre part, celui qui y est traité au cours de cette période. (facility emission reference standard)ingénieur Personne autorisée à exercer la profession d’ingénieur ou agréée à cette fin sous le régime du droit de la province où elle l’exerce. (engineer)installation de type 1 Installation de pétrole et de gaz en amont où l’un des équipements suivants est installé :  un compresseur de gaz naturel;un réservoir de stockage des hydrocarbures liquides produits à l’installation;une torchère permanente. (Type 1 facility)installation de type 2 Installation de pétrole et de gaz en amont autre qu’une installation de type 1. (Type 2 facility)installation inactive Installation de type 1 ou installation de type 2 où aucune activité de production, de traitement ou de transport d’hydrocarbures n’est menée, ni n’a été menée au cours des trois cent soixante-cinq jours précédents. (inactive facility) intensité d’émission À l’égard d’une installation de pétrole et de gaz en amont, quotient, exprimé en pourcentage, obtenu par la division du volume total des émissions de gaz d’hydrocarbures de l’installation, au cours de la période de trois cent soixante-cinq jours précédant le jour du calcul, par le plus élevé des volumes de gaz d’hydrocarbures suivants : le volume que l’installation a produit au cours de cette période;celui qu’elle a traité au cours de cette période;celui qui est égal au volume transporté depuis celle-ci au cours de cette période moins la somme des volumes visés aux alinéas a) et b). (facility emission intensity)seuil du taux d’émission  Dans le cas d’une installation inactive, 0 kg/h;dans le cas de toute autre installation de pétrole et de gaz en amont, le volume total des émissions de gaz d’hydrocarbures de celle-ci, visé à la définition de intensité d’émission, exprimé en kg/h. (facility emission rate) système de mesure et d’enregistrement des émissions Système qui comprend un ou plusieurs capteurs et d’autres équipements et qui est conçu pour la mesure et l’enregistrement des émissions de gaz d’hydrocarbures dans une installation de pétrole et de gaz en amont. (emission monitoring system)
— DORS/2025-280, art. 3
Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 2.1, de ce qui suit :
Non-application — partie 1La partie 1 ne s’applique pas à l’égard des installations de pétrole et de gaz en amont auxquelles s’applique la partie 2.Application — partie 2Si l’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont donne au ministre, conformément à l’article 2.3, un avis de l’utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement des émissions dans l’installation, la partie 2 s’applique à l’égard de cette installation à compter de la date indiquée dans l’avis.Cessation d’application — partie 2Si l’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont donne au ministre, conformément à l’article 2.4, un avis d’interruption de l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement des émissions dans l’installation, la partie 2 cesse de s’appliquer à l’égard de cette installation à compter de la date indiquée dans l’avis.
Avis d’utilisation — conditionL’avis visé au paragraphe 2.2(2) ne peut être donné à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont que si l’intensité d’émission de celle-ci, calculée par un ingénieur, est inférieure à son étalon de référence.ExceptionToutefois, si l’installation n’est pas exploitée depuis moins de trois cent soixante-cinq jours, l’avis peut être fourni à son égard si l’ingénieur donne une estimation selon laquelle son intensité d’émission sera inférieure à son étalon de référence après une période d’exploitation de trois cent soixante-cinq jours.Avis d’utilisation — contenuL’avis est donné par écrit, indique la date prévue du début de l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement des émissions à l’installation et comporte les éléments suivants :le nom de l’installation et son adresse municipale ou, à défaut d’adresse, l’un des renseignements suivants :ses latitude et longitude, au millième près,son lieu, exprimé à l’échelle de l’unité, selon le Système national de référence cartographique établi par le ministère des Ressources naturelles,dans le cas d’une installation située au Manitoba, en Saskatchewan ou en Alberta, la subdivision officielle où elle se trouve;l’intensité d’émission de l’installation et la date de son calcul;le seuil du taux d’émission de l’installation et la date de sa détermination;le volume de gaz d’hydrocarbures, qui est produit à l’installation, celui qui y est traité et celui qui est transporté depuis celle-ci durant la période utilisée pour le calcul de l’intensité d’émission prévu à l’alinéa b);une description des capteurs et autres équipements qui constituent le système de mesure et d’enregistrement des émissions, notamment les spécifications et les fiches techniques;une attestation, signée et datée par un ingénieur, indiquant que le système de mesure et d’enregistrement des émissions est conforme aux exigences prévues à l’article 53;le nom, l’adresse et les coordonnées de l’ingénieur auteur de l’attestation.ExceptionMalgré les alinéas (3)b) à d), dans le cas d’une installation qui est exploitée depuis moins de trois cent soixante-cinq jours, l’avis comprend une estimation, préparée par l’ingénieur, des renseignements visés à ces alinéas.Avis d’utilisation donné à l’avanceL’avis est donné au ministre au moins soixante jours avant la date qui y est indiquée, sauf s’il est donné avant le 1er mars 2028.
Avis — interruption de l’utilisation du systèmeL’avis visé au paragraphe 2.2(3) indique la date d’interruption de l’utilisation du système de mesure et d’enregistrement des émissions dans l’installation de pétrole et de gaz en amont et est donné par écrit au ministre au moins soixante jours avant cette date.
 — DORS/2025-280, art. 5
L’intertitre « Équipement de conservation et de destruction de gaz d’hydrocarbures » précédant l’article 5 du même règlement est remplacé par ce qui suit :Équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures
 — DORS/2025-280, art. 6
Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 8, de ce qui suit :Programme de détection des émissions fugitives et de réparation
Inspection complèteSous réserve des paragraphes (2) et (3) et de l’article 8.14, une inspection complète de l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée aux fins de détection des émissions fugitives :dans le cas d’une installation de type 1, une fois par trimestre, chaque année civile, à au moins soixante jours d’intervalle;dans le cas d’une installation de type 2, une fois par année civile, à au moins deux cent soixante-dix jours d’intervalle.Installations excluesLe paragraphe (1) ne s’applique :ni à l’égard d’une installation inactive;ni à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont qui produit du pétrole brut, dont l’exploitation débute avant le 1er janvier 2028 et où, au cours de l’année civile précédente :le volume de pétrole brut produit est d’au plus 600 m3,le volume combiné de gaz d’hydrocarbures produit et reçu est d’au plus 12 000 m3.Exception — basse températurePour un trimestre donné, l’inspection complète de l’installation de type 1 n’est pas requise si, la veille du jour prévu de celle-ci, les prévisions météorologiques indiquent que, ce jour-là, la température sera inférieure à -20 °C dans le lieu où l’installation se trouve.MéthodeL’inspection complète est effectuée au moyen soit d’un instrument optique de visualisation des gaz qui satisfait aux exigences prévues au paragraphe (5), soit d’un autre instrument qui satisfait aux exigences prévues au paragraphe (6).Instrument optique de visualisation des gazSi l’inspection complète est effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz, celui-ci satisfait aux exigences suivantes :il permet de réaliser l’imagerie des gaz qui, à la fois :se situent à l’intérieur du domaine spectral associé au composé dont la concentration est la plus élevée parmi les gaz d’hydrocarbures à mesurer,sont composés à 50 % de méthane et à 50 % de propane à une concentration totale de 500 ppmv ou à un débit de 60 g/h, lorsqu’ils s’échappent d’un orifice de 0,635 cm de diamètre;est utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, ou, si elles ne sont pas disponibles, selon les normes et les pratiques exemplaires de l’industrie.Autre instrumentSi elle n’est pas effectuée au moyen d’un instrument optique de visualisation des gaz, l’inspection complète est effectuée au moyen d’un instrument qui satisfait aux exigences suivantes :il permet de mesurer des hydrocarbures de 500 ppmv;il possède un compteur dont l’échelle est lisible à ±12,5 ppmv d’hydrocarbures;il est utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant, ou, si elles ne sont pas disponibles, selon les normes et les pratiques exemplaires de l’industrie.
Inspection de dépistageSous réserve du paragraphe (2) et de l’article 8.14, une inspection de dépistage des émissions fugitives à l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée une fois au cours de chaque mois où l’exploitant ou son représentant se rend à l’installation.ExceptionsL’inspection de dépistage n’est pas requise à l’installation de pétrole et de gaz en amont au cours des mois suivants :le mois où l’inspection complète y est effectuée;le mois où, la veille du jour prévu de l’inspection de dépistage, les prévisions météorologiques indiquent que, ce jour-là, la température sera inférieure à -20 °C dans le lieu où l’installation se trouve.MéthodeL’inspection de dépistage est effectuée au moyen d’un instrument de surveillance qui, utilisé selon les recommandations du fabricant, permet de détecter toute émission fugitive dont le débit est de 10 kg/h ou plus.
Inspection annuelleSous réserve du paragraphe (3) et de l’article 8.14, une inspection annuelle de l’installation de pétrole et de gaz en amont est effectuée aux fins de détection des émissions fugitives, par un vérificateur qui, à la fois :est indépendant de l’exploitant et du propriétaire de l’installation de pétrole et de gaz en amont faisant l’objet de la vérification;possède des connaissances et de l’expérience en matière d’instruments de détection des émissions.IntervalleL’inspection annuelle est effectuée chaque année civile, à au moins cent quatre-vingts jours d’intervalle et au moins trente jours après l’inspection complète la plus récente.ExceptionL’inspection annuelle de l’installation n’est pas requise au cours de l’année civile où celle prévue au paragraphe 53.1(1) y est effectuée.MéthodeL’inspection annuelle est effectuée selon une méthode qui, dans des conditions normalisées, permet de détecter, avec une probabilité d’au moins 90 %, toute émission fugitive dont le débit est de 10 kg/h ou plus.
Conduite de l’inspectionL’inspection requise aux termes de l’un ou l’autre des articles 8.1 à 8.12 est effectuée :par une personne ayant suivi, dans les cinq années précédant le jour où l’inspection est effectuée, une formation sur l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage des instruments qu’elle utilise pour l’inspection;au moyen d’instruments étalonnés, entretenus et utilisés selon les recommandations du fabricant, le cas échéant.
Exclusion — santé ou sécuritéTout composant d’équipement dont l’inspection risque de causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes n’a pas à faire l’objet des inspections prévues aux articles 8.1 à 8.12.
Délai de réparationLorsqu’une émission fugitive est détectée à l’installation de pétrole et de gaz en amont, que ce soit au cours d’une inspection ou non, le composant d’équipement en cause est réparé :s’il peut l’être en cours d’utilisation, dans le délai applicable prévu aux paragraphes (2) ou (3);sinon, au plus tard avant la fin du prochain arrêt programmé de l’installation.Réparation — débit non établiSi le composant d’équipement peut être réparé en cours d’utilisation et que le débit de l’émission fugitive n’est pas établi, la réparation est effectuée dans les vingt-quatre heures suivant la détection de l’émission.Réparation — débit établiSi le composant d’équipement peut être réparé en cours d’utilisation et que le débit de l’émission fugitive est établi, la réparation est effectuée :dans le cas où le débit est de moins de 1 kg/h, dans les quatre-vingt-dix jours suivant le jour où l’émission est détectée;dans le cas où il est de 1 kg/h ou plus mais de moins de 10 kg/h, dans les trente jours suivant le jour où l’émission est détectée;dans le cas où il est de 10 kg/h ou plus mais de moins de 100 kg/h, dans les sept jours suivant le jour où l’émission est détectée;dans le cas où il est de 100 kg/h ou plus, dans les vingt-quatre heures suivant la détection de l’émission.Débit réduitLa réparation est toutefois effectuée dans les trente jours suivant le jour où l’émission fugitive est détectée si, au cours de la période de réparation applicable prévue aux alinéas (3)c) ou d), des mesures qui réduisent le débit de l’émission à moins de 10 kg/h sont prises.Volume de gaz d’hydrocarburesLa mention de volume de gaz d’hydrocarbures aux paragraphes (6) et (7) vaut mention de ce volume exprimé en m3 normalisés.Réparation reportée — émissions faiblesMalgré les alinéas (3)a) et b) et le paragraphe (4), si le débit des gaz d’hydrocarbures émis par le composant d’équipement est inférieur à 10 kg/h, la réparation peut être reportée jusqu’au jour où le volume total estimé des émissions fugitives qui proviendraient de ce composant et de tout autre composant d’équipement, si ceux-ci n’étaient pas réparés, depuis la date de détection de l’émission fugitive est égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis en conséquence de la dépressurisation temporaire des équipements ou des pipelines requise pour effectuer la réparation.Réparation — arrêt de l’installation nécessaireSi le composant d’équipement ne peut pas être réparé en cours d’utilisation, le prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont est fixé au plus tard au jour où le volume total estimé des émissions fugitives qui proviendraient de ce composant et de tout autre composant d’équipement, si ceux-ci n’étaient pas réparés, depuis la date de détection de l’émission fugitive est égal au volume de gaz d’hydrocarbures qui serait émis en conséquence de la dépressurisation temporaire des équipements ou des pipelines requise pour effectuer la réparation.Vérification de la réparationLe composant d’équipement est considéré comme étant réparé si l’émission fugitive ne peut plus être détectée au moyen d’une méthode permettant de détecter les gaz d’hydrocarbures d’un débit d’au plus 60 g/h ou d’une concentration d’au plus 500 ppmv.
Demande — réparation pendant l’utilisationL’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut demander au ministre de prolonger le délai de réparation prévu aux alinéas 8.15(3)a) ou b) ou au paragraphe 8.15(4) ou, dans le cas où la réparation est reportée au titre du paragraphe 8.15(6), de prolonger le délai nécessaire à l’achèvement de la réparation, si, à la fois :la demande est présentée au moins quinze jours avant l’expiration du délai de réparation ou avant le jour auquel la réparation a été reportée, selon le cas;le composant d’équipement émet des gaz d’hydrocarbures à un débit inférieur à 10 kg/h.Demande de report de l’arrêtL’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont peut demander au ministre de reporter le jour du prochain arrêt programmé de l’installation fixé en application du paragraphe 8.15(7), la demande devant être présentée au moins quinze jours avant ce jour.ContenuLa demande présentée au titre des paragraphes (1) ou (2) comporte les renseignements prévus à l’annexe 1 ainsi que les éléments suivants :s’agissant d’une demande présentée au titre du paragraphe (1), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant l’expiration du délai de réparation applicable ou avant le jour auquel la réparation a été reportée, selon le cas;s’agissant d’une demande présentée au titre du paragraphe (2), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant la fin du prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont;les documents établissant que l’exploitant dispose d’un plan de réparation du composant d’équipement qui comporte :la date d’achèvement prévue de la réparation,les mesures qui seront prises pour assurer l’achèvement de la réparation au plus tard à cette date,la justification, documents à l’appui, du fait que cette date est la première date à laquelle la réparation peut être effectuée,les mesures qui seront prises pour éliminer ou, à défaut, réduire le plus possible tout effet nocif que les émissions de gaz d’hydrocarbures pourraient avoir sur l’environnement ou sur la santé ou la sécurité des personnes avant l’achèvement de la réparation;un énoncé portant que la mise en oeuvre du plan commencera dans les trente jours suivant la date à laquelle la prolongation ou le report aura été accordé.ConditionsSi la demande comporte les éléments prévus au paragraphe (3), le ministre :s’agissant d’une demande visée au paragraphe (1), prolonge d’une période d’au plus six mois le délai de réparation ou celui nécessaire à l’achèvement de la réparation, selon le cas;s’agissant d’une demande visée au paragraphe (2), reporte d’une période d’au plus six mois le jour fixé du prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont.RenouvellementLe ministre renouvelle la prolongation ou le report accordé en vertu du paragraphe (4) si, à la fois :l’exploitant lui présente une demande de renouvellement qui comporte les renseignements prévus à l’annexe 1 et les éléments suivants :les renseignements prévus aux alinéas (3)c) et d),s’agissant d’une demande de renouvellement de la prolongation accordée au titre de l’alinéa (4)a), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant l’expiration du délai de réparation prolongé ou de la période supplémentaire accordée, selon le cas,s’agissant d’une demande de renouvellement du report accordé au titre de l’alinéa (4)b), les documents établissant que, au moment de la demande, il existe des motifs raisonnables de conclure que, pour des raisons techniques, l’exploitant n’est pas en mesure de réparer le composant d’équipement avant le jour auquel le prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont a été reporté;la demande de renouvellement est présentée :dans le cas d’une prolongation visée à l’alinéa (4)a), au moins quarante-cinq jours avant l’expiration du délai de réparation prolongé ou de la période supplémentaire accordée, selon le cas,dans le cas d’un report visé à l’alinéa (4)b), au moins quarante-cinq jours avant le jour auquel le prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont a été reporté;la prolongation ou le report, selon le cas, n’a pas déjà été renouvelé.RejetLe ministre rejette toute demande visée au présent article s’il a des motifs raisonnables de croire que l’exploitant y a fourni des renseignements faux ou trompeurs.
RévocationLe ministre révoque la prolongation ou le report accordé en vertu du paragraphe 8.16(4) ou renouvelé en vertu du paragraphe 8.16(5) s’il a des motifs raisonnables de croire que l’exploitant a fourni des renseignements faux ou trompeurs dans sa demande.LimitesIl ne peut toutefois révoquer la prolongation ou le report que s’il donne à l’exploitant :les motifs écrits de la révocation projetée;la possibilité de présenter des observations par écrit à cet égard.
Renseignements à consigner — inspections et émissions fugitivesLes renseignements ci-après sont consignés à l’égard des inspections et des émissions fugitives de l’installation de pétrole et de gaz en amont :relativement à chaque inspection effectuée :la date et l’heure,son type (inspection complète, annuelle ou de dépistage),la méthode utilisée,la marque et le numéro de modèle de chaque instrument utilisé,les détails concernant l’étalonnage de chaque instrument utilisé,un énoncé indiquant si des émissions fugitives ont été détectées ou non;les nom et coordonnées du vérificateur qui a effectué l’inspection annuelle ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur;relativement à chaque personne qui a effectué l’inspection complète ou de dépistage :son nom, ses coordonnées ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur si celui-ci n’est pas l’exploitant,les dates auxquelles la formation a été reçue et, pour chaque date, le nombre d’heures de formation,la description de la formation reçue;si, en application de l’alinéa 8.1(2)b), l’installation n’a pas eu à faire l’objet d’une inspection complète :le volume de pétrole brut, exprimé en m3, qu’elle a produit au cours de l’année civile précédente,le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m3, qu’elle a produit et reçu au cours de l’année civile précédente;si, en application du paragraphe 8.1(3) ou de l’alinéa 8.11(2)b), l’installation n’a pas fait l’objet d’une inspection complète ou de dépistage, la température qu’indiquaient, la veille du jour prévu de l’inspection, les prévisions météorologiques pour ce jour au lieu où se trouve l’installation;relativement à chaque émission fugitive détectée :l’identifiant unique, le cas échéant, que lui a attribué l’exploitant,la description et l’emplacement du composant d’équipement qui l’a émise,la date où elle a été détectée,la date où elle a cessé,son débit, exprimé en kg/h, avant la réparation du composant d’équipement en cause, si ce débit est établi,si la réparation du composant d’équipement en exige l’arrêt, le jour du prochain arrêt programmé de l’installation et les calculs ayant servi à fixer ce jour,si des mesures qui réduisent le débit de l’émission à moins de 10 kg/h sont prises au titre du paragraphe 8.15(4), son débit, exprimé en kg/h, établi à la suite de la prise de ces mesures,si la réparation du composant d’équipement a été reportée au titre du paragraphe 8.15(6), les calculs ayant servi à fixer le jour auquel la réparation du composant d’équipement a été reportée,la méthode utilisée pour vérifier la réparation du composant d’équipement réparé.
 — DORS/2025-280, art. 7
Les articles 9 à 19 et les intertitres précédant l’article 20 du même règlement sont abrogés.
 — DORS/2025-280, art. 8
Le passage du paragraphe 20(1) du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
Application des articles 26, 27 et 37 à 45Les articles 26, 27 et 37 à 45 s’appliquent à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont à compter du premier jour du mois qui suit la période de douze mois au cours de laquelle l’installation produit ou reçoit, ou s’attend à produire ou à recevoir, un volume combiné de gaz d’hydrocarbures supérieur à 60 000 m3 normalisés, déterminé de la manière suivante :
L’article 20 du même règlement est abrogé.
 — DORS/2025-280, art. 9
Le passage de l’article 21 du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
Renseignements à consigner — non-applicationSi aucun des articles 26, 27 et 37 à 45 ne s’applique, pour un mois donné, à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont, les renseignements ci-après sont consignés, documents à l’appui :
L’article 21 du même règlement est abrogé.
 — DORS/2025-280, art. 10
Les articles 22 à 27 du même règlement sont abrogés.
 — DORS/2025-280, art. 11
Les intertitres précédant l’article 28 et les articles 28 à 36 du même règlement sont abrogés.
 — DORS/2025-280, art. 12
L’intertitre précédant l’article 37 et les articles 37 à 45 du même règlement sont abrogés.
 — DORS/2025-280, art. 13
Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 45, de ce qui suit :Destruction de gaz d’hydrocarbures et évacuationChamp d’application
Application des articles 46 à 50Les articles 46 à 50 s’appliquent à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont à compter :du 1er janvier 2030, si l’exploitation débute avant le 1er janvier 2028;de la date du début de l’exploitation, si elle débute le 1er janvier 2028 ou ultérieurement.
 — DORS/2025-280, art. 14
L’article 45.1 du même règlement et l’intertitre « Champ d’application » le précédant sont abrogés.
 — DORS/2025-280, art. 16
Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 45.1, de ce qui suit :Destruction de gaz d’hydrocarbures
Étude technique requiseSauf si elle est nécessaire pour éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence, la destruction de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont est étayée par une étude technique qui conclut que l’usage des gaz aux fins de production de chaleur ou d’énergie utiles n’est pas possible dans les circonstances.RévisionL’étude technique est révisée tous les douze mois par un ingénieur et, si la conclusion visée au paragraphe (1) n’est plus justifiée, la destruction de gaz d’hydrocarbures à l’installation doit cesser.
Équipement de destruction de gaz d’hydrocarburesL’équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures, à l’exception du système d’oxydation catalytique, utilisé à l’installation de pétrole et de gaz en amont, doit satisfaire aux conditions suivantes :être doté d’un système de combustion qui, lorsque les gaz d’hydrocarbures y sont acheminés, à la fois :maintient une combustion stable des gaz d’hydrocarbures, sans émissions visibles,assure une efficacité minimale de conversion de carbone de 98 %;être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant ou, si elles ne sont pas disponibles, selon les normes et les pratiques exemplaires de l’industrie.Inspection visuelleDans le cas où le système de combustion mentionné à l’alinéa (1)a) n’est pas doté d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme, l’équipement de destruction de gaz d’hydrocarbures fait l’objet d’une inspection visuelle au moins une fois tous les sept jours pour assurer le maintien d’une combustion stable des gaz d’hydrocarbures.Système d’oxydation catalytiqueLe système d’oxydation catalytique utilisé à l’installation de pétrole et de gaz en amont aux fins de destruction de gaz d’hydrocarbures doit satisfaire aux conditions suivantes :être utilisé de sorte que les gaz d’hydrocarbures n’y soient pas acheminés lorsque la température du catalyseur est inférieure à celle recommandée par le fabricant de l’équipement;être utilisé et entretenu selon les recommandations du fabricant.
Dossier à tenirSi des gaz d’hydrocarbures sont détruits à l’installation de pétrole et de gaz en amont, un dossier comportant les copies ci-après est tenu :une copie de l’étude technique prévue au paragraphe 46(1);le cas échéant, une copie des conclusions de toute révision de cette étude effectuée en application du paragraphe 46(2).Renseignements à consignerLes renseignements ci-après sont consignés à l’égard de l’équipement de destruction des gaz d’hydrocarbures à l’installation :une indication précisant si l’équipement est un système de combustion ou un système d’oxydation catalytique;dans le cas où l’équipement est un système de combustion :une indication précisant s’il est doté d'un système de détection automatique de l’extinction de la flamme et précisant la manière dont la flamme est rallumée en cas d'extinction,s’il n’est pas doté d’un système de détection automatique de l’extinction de la flamme, une indication précisant les inspections visuelles effectuées en conformité avec le paragraphe 47(2);une indication précisant la façon dont la conformité de l’équipement aux exigences prévues aux paragraphes 47(1) ou (3), selon le cas, est assurée ainsi qu’une description de la façon dont l’équipement est utilisé et entretenu, qui comprend les recommandations du fabricant ou, si ces dernières ne sont pas disponibles, une liste des normes et des pratiques exemplaires de l’industrie en la matière.
Évacuation
Interdiction — évacuationsIl est interdit d’évacuer les gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont.ExceptionsLes gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont peuvent toutefois être évacués si, selon le cas :l’évacuation est faite dans le cadre de l’entretien programmé de l’équipement ou de la dépressurisation temporaire programmée de l’équipement ou des pipelines et des mesures sont prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué;elle est nécessaire pour éviter un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes découlant d’une situation d’urgence;le pouvoir calorifique ou le débit des gaz d’hydrocarbures n’est pas suffisant pour assurer une destruction continue des gaz par l’équipement de destruction des gaz d’hydrocarbures;l’utilisation de l’équipement de destruction ou de conservation des gaz d’hydrocarbures prolongerait l’interruption de l’approvisionnement du public en gaz d’hydrocarbures;l’installation produit du pétrole brut et les conditions suivantes sont réunies :son exploitation débute avant le 1er janvier 2028,au cours de l’année civile précédant l’évacuation, le volume de pétrole brut qui y est produit est d’au plus 600 m3 et le volume total de gaz d’hydrocarbures qui en est évacué est d’au plus 12 000 m3,l’évacuation ne provient pas d’un dispositif pneumatique qui génère de l’énergie mécanique au moyen de gaz sous pression,des mesures, comme la destruction ou la conservation de gaz d’hydrocarbures, sont prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué.Limite d’évacuationMalgré le paragraphe (2), il est interdit d’évacuer, au cours d’une année civile, plus de 12 000 m3 de gaz d’hydrocarbures de l’installation de pétrole et de gaz en amont visée à l’alinéa (2)e).
Renseignements à consigner — évacuationLes renseignements ci-après sont consignés à l’égard des évacuations de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont :s’agissant des évacuations visées aux alinéas 49(2)a) à d) :la date, l’heure et la durée,le composant d’équipement à l’origine de l’évacuation, le débit des gaz d’hydrocarbures évacués, exprimé en kg/h, dans des conditions normalisées,les circonstances et les raisons à l’origine de l’évacuation, notamment une mention de celle des exceptions visées au paragraphe 49(2) qui justifie l’évacuation dans ces circonstances, explications à l’appui,les mesures prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué;s’agissant de l’évacuation visée à l’alinéa 49(2)e) :le volume de pétrole brut, exprimé en m3, produit au cours de l’année civile précédente,le volume de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m3, évacué au cours de l’année civile précédente,les mesures prises pour réduire le plus possible le volume de gaz d’hydrocarbures évacué.
Installations de pétrole et de gaz en amont utilisant un système de mesure et d’enregistrement des émissionsUtilisation du système
Avis donnéL’exploitant d’une installation de pétrole et de gaz en amont qui donne au ministre l’avis visé au paragraphe 2.2(2) veille à ce que l’intensité d’émission de l’installation, calculée par un ingénieur, demeure inférieure à son étalon de référence.Mise à jourL’intensité d’émission et le seuil du taux d’émission de l’installation de pétrole et de gaz en amont sont mis à jour annuellement et à la suite :de chaque analyse effectuée en application du paragraphe 53.2(2);de tout changement physique apporté à l’installation, ou tout changement apporté à son fonctionnement, qui aurait une incidence d’au moins 10 % sur le volume de ses émissions de gaz d’hydrocarbures ou sur le volume de gaz d’hydrocarbures qui y est produit ou traité ou depuis laquelle il est transporté.Rajustement du seuil du taux d’émissionLorsque le seuil du taux d’émission est mis à jour, notamment en application du paragraphe (2), il doit être rajusté pour tenir compte de tout changement du volume des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation, exprimé en kg/h, qui, selon l’estimation d’un ingénieur, se produira pendant la période de trois cent soixante-cinq jours suivant un changement physique apporté à l’installation, ou un changement apporté à son fonctionnement, depuis la date de la dernière détermination du seuil.Renseignements à consignerLes renseignements ci-après sont consignés à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont :son intensité d’émission et son seuil du taux d’émission à la date indiquée dans l’avis donné aux termes du paragraphe 2.2(2);les mises à jour de son intensité d’émission et de son seuil du taux d’émission ainsi que la raison et la date des mises à jour.
Fonctionnement continuSauf lors de l’entretien préventif du système ou d’un de ses éléments, le système de mesure et d’enregistrement des émissions fonctionne sans interruption.Entretien préventifIl est interdit de procéder à l’entretien préventif durant toute période où l’émission de gaz d’hydrocarbures est projetée ou peut survenir.
Exigences – système
Capteurs et autres équipementsLe système de mesure et d’enregistrement des émissions remplit les exigences suivantes :ses capteurs et autres équipements, à la fois :dans des conditions contrôlées en laboratoire, permettent la détection des émissions de gaz d’hydrocarbures dont le débit total est de 1 kg/h ou plus,sont situés de sorte à permettre la détection des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation;ses capteurs prennent une mesure :dans le cas d’une installation de type 1, au moins toutes les quinze minutes,dans le cas d’une installation de type 2 ou d’une installation inactive, au moins toutes les douze heures;il enregistre les mesures prises en application de l’alinéa b);il émet une alerte lorsque le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées à l’installation dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 1 kg/h ou plus.ÉtalonnageLes capteurs et autres équipements du système de mesure et d’enregistrement des émissions sont étalonnés conformément aux recommandations du fabricant de façon à permettre une prise de mesure avec une marge d’erreur maximale de ±​20 %.
Inspection
Inspection annuelleSous réserve des paragraphes (2) et (3), une inspection annuelle est effectuée aux fins de détection des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont, chaque année civile, à au moins cent quatre-vingts jours d’intervalle, par un vérificateur qui, à la fois :est indépendant de l’exploitant et du propriétaire de l’installation de pétrole et de gaz en amont faisant l’objet de la vérification;possède des connaissances et de l’expérience en matière d’instruments de détection des émissions. ExceptionL’inspection annuelle n’est pas requise si celle prévue au paragraphe 8.12(1) est effectuée au cours de l’année civile concernée.ExceptionTout composant d’équipement dont l’inspection risque de causer un grave danger pour la santé ou la sécurité des personnes n’a pas à faire l’objet d’une inspection annuelle.MéthodesL’inspection annuelle est effectuée selon les méthodes qui, dans des conditions normalisées, permettent de détecter, avec une probabilité d’au moins 90 %, les émissions de gaz d’hydrocarbures dont le débit total est de 10 kg/h ou plus.Renseignements à consigner — inspection annuelleLes renseignements ci-après sont consignés à l’égard de chaque inspection annuelle :la date et l’heure;les nom et coordonnées du vérificateur ainsi que le nom et l’adresse d’affaires de son employeur;la description des méthodes et des équipements utilisés;les détails concernant l’étalonnage de chaque instrument utilisé;un énoncé indiquant si des émissions de gaz d’hydrocarbures ont été détectées ou non;si des émissions ont été détectées :leur débit total, exprimé en kg/h,leur identifiant unique, si l’exploitant leur en a attribué un,le cas échéant, les mesures prises pour les réduire.
Émissions
Délai de réduction des émissionsLorsque le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées à l’installation de pétrole et de gaz en amont dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 1 kg/h ou plus, le dépassement est ramené à moins de 1 kg/h dès que possible, mais au plus tard :si le dépassement est de 1 kg/h ou plus, mais de moins de 10 kg/h, trente jours après la date où les émissions ont été détectées;s’il est de 10 kg/h ou plus, mais de moins de 100 kg/h, sept jours après la date où les émissions ont été détectées;s’il est de 100 kg/h ou plus, vingt-quatre heures après la détection des émissions.Analyse requiseUne analyse est effectuée à l’égard de chaque situation où le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 10 kg/h ou plus.Renseignements à consigner — système et émissionsLes renseignements ci-après sont consignés :à l’égard de chaque arrêt du système de mesure et d’enregistrement des émissions, la date, l’heure et la durée de l’arrêt;à l’égard de chaque situation où le débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation de pétrole et de gaz en amont dépasse le seuil du taux d’émission de celle-ci de 1 kg/h ou plus :le débit total maximum des émissions, exprimé en kg/h, s’il est connu,la date et l’heure auxquelles les émissions ont été détectées,la date et l’heure auxquelles le dépassement a été ramené à moins de 1 kg/h,la liste des mesures prises pour réduire le débit total des émissions,le cas échéant, la période pendant laquelle il y a eu arrêt de l’installation;les résultats de chaque analyse effectuée en application du paragraphe (2).
Rapport annuel
Remise au ministreAu plus tard le 30 juin de chaque année, un rapport annuel comportant, relativement à l’année civile précédente, les éléments ci-après est remis au ministre à l’égard de l’installation de pétrole et de gaz en amont :relativement à l’inspection annuelle :les renseignements prévus au paragraphe 53.1(5) ou ceux visés aux alinéas 8.18a), b) et f), selon le cas,toute mesure du débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures détectées à l’installation prise et enregistrée par le système de mesure et d’enregistrement des émissions pendant l’inspection;les renseignements prévus aux alinéas 53.2(3)b) et c) relativement au débit total des émissions de gaz d’hydrocarbures à l’installation au cours de l’année civile;les mises à jour de l’intensité d’émission et du seuil du taux d’émission de l’installation, les calculs à l’appui de ces mises à jour ainsi que la raison et la date de celles-ci;la dernière intensité d’émission et le dernier seuil du taux d’émission de l’installation calculés pour l’année civile précédant celle relativement à laquelle le rapport est remis au ministre.
 — DORS/2025-280, art. 17
Les paragraphes 54(1) et (2) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
Rapport d’enregistrementToute installation de pétrole et de gaz en amont est enregistrée au moyen d’un rapport d’enregistrement qui comporte les renseignements prévus à l’annexe 3 et qui est soumis au ministre.Date d’enregistrementElle est enregistrée dans les cent vingt jours suivant le 1er janvier 2028 ou, s’il est postérieur, le jour où débute son exploitation.
 — DORS/2025-280, art. 18
Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 55, de ce qui suit :Avis supplémentaire
Renseignements requisSi l’installation de pétrole et de gaz en amont est enregistrée conformément au paragraphe 54(1) avant le 1er janvier 2028, un avis supplémentaire comportant les renseignements prévus à l’article 7 de l’annexe 3 est donné au ministre au plus tard le 30 avril 2028.PrésomptionLes renseignements fournis au ministre en application du paragraphe (1) sont réputés être fournis dans le rapport d’enregistrement de l’installation.
 — DORS/2025-280, art. 19
Les renvois qui suivent le titre « ANNEXE 1 », à l’annexe 1 du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :(paragraphe 8.16(3) et alinéa 8.16(5)a))
 — DORS/2025-280, art. 20
L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 4, de ce qui suit :La date de détection de l’émission fugitive.Le débit de l’émission fugitive, exprimé en kg/h.Si la réparation a été reportée au titre du paragraphe 8.15(6), le jour auquel elle l’a été et les calculs ayant servi à fixer ce jour.Si le composant d’équipement ne peut pas être réparé en cours d’utilisation, le jour du prochain arrêt programmé de l’installation de pétrole et de gaz en amont fixé en application du paragraphe 8.15(7) et les calculs ayant servi à fixer ce jour.
 — DORS/2025-280, art. 21
L’annexe 2 du même règlement est abrogée.
 — DORS/2025-280, art. 22
Les renvois qui suivent le titre « ANNEXE 3 », à l’annexe 3 du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :(paragraphes 54(1) et (3) et 55.1(1))
 — DORS/2025-280, art. 23
L’annexe 3 du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 6, de ce qui suit :Un énoncé précisant s’il s’agit d’une installation de type 1, d’une installation de type 2 ou d’une installation inactive.
DORS/2025-2802025-12-12