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

Note marginale :Renseignements à consigner – compresseur et évent

• 19 (1) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque compresseur visé à l’article 14 :

  • a) son numéro de série;

  • b) sa marque et son modèle;

  • c) sa puissance au frein nominale;

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

  • e) 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 :

    • (i) une unité de récupération des vapeurs,

    • (ii) un système de captage des gaz évacués,

    • (iii) une torche,

    • (iv) une chambre de combustion encloisonnée,

    • (v) tout autre type et, le cas échéant, la description de celui-ci;

  • f) 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;

  • g) 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;

  • h) 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.

• Note marginale :Renseignements à consigner — débitmètre

  (2) Les 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) :

  • a) la marque et le modèle du débitmètre;

  • b) 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);

  • c) la date de la prise de la mesure;

  • d) 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 %;

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

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

  • g) 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.

• Note marginale :Renseignements à consigner — dispositif de surveillance contenue

  (3) Les 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) :

  • a) une description du dispositif;

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

  • c) 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 %.

• Note marginale :Renseignements à consigner — mesure corrective

  (4) Les renseignements ci-après doivent être consignés pour chaque mesure corrective prise :

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

  • b) 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;

  • c) 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;

  • d) 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 conditionnelles

Conditions

Note marginale :Application des articles 26 à 45

• 20 (1) Les 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 :

  • a) 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;

  • b) 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;

  • c) 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.

• Note marginale :Complétion d’un puits

  (2) Pour 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.

Note marginale :Renseignements à consigner — non-application

21 Si 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 :

• a) le rapport gaz-pétrole et le volume d’hydrocarbures liquides produit ou qui devrait être produit, exprimé en m³normalisés, au cours de ce mois;

• b) le volume combiné de gaz d’hydrocarbures, exprimé en m³ normalisés, produit et reçu au cours de ce mois;

• c) 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.

Note marginale :Renseignements à consigner

22 Les 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) :

• a) ce premier mois et l’année civile qui comprend ce mois;

• b) 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

Note marginale :Méthodes applicables

• 23 (1) Pour 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 :

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

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

  • c) 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.

• Note marginale :Directives PNG017 et 017 de l’AER

  (2) Malgré 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 :

  • a) 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;

  • b) dans tout autre cas :

    • (i) soit par la prise d’une mesure directe,

    • (ii) soit par une estimation fondée sur le rapport gaz-pétrole déterminé :

      • (A) soit en conformité avec l’article 24,

      • (B) soit par la formule suivante :

    –0,5P_p + 150

    où :

    P_p

    représente le volume de pétrole produit par le puits par jour pendant le mois de production le plus récent, exprimé en m³.

Note marginale :Détermination du rapport gaz-pétrole

• 24 (1) La 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/P

  où :

  G

  représente 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,

  P

  le 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.

• Note marginale :Détermination de la valeur de l’élément G

  (2) La 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.

• Note marginale :Exception

  (3) Malgré 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 :

  • a) le débit du gaz provenant d’un puits est supérieur à 100 m³ normalisés par jour;

  • b) la mesure est prise :

    • (i) 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,

    • (ii) 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.

• Note marginale :Détermination de la valeur de l’élément P

  (4) La 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 :

  • a) 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;

  • b) 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.

• Note marginale :État stable

  (5) Les 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.

• Note marginale :Équipements de mesure — directives

  (6) Le 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.

• Note marginale :Fréquence de la détermination

  (7) La détermination du rapport gaz-pétrole est effectuée :

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

    • (i) le débit de gaz prévu est d’au plus 500 m³ normalisés par jour, dans le cas d’une détermination initiale,

    • (ii) le débit de gaz selon la dernière détermination était au plus 500 m³ normalisés par jour, dans tout autre cas;

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

    • (i) 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,

    • (ii) 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;

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

    • (i) 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,

    • (ii) 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.