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Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse (DORS/95-191)

Règlement à jour 2020-10-05; dernière modification 2009-12-31 Versions antérieures

PARTIE IIAnalyse et conception (suite)

Amarrage

  •  (1) Le système d’amarrage de la plate-forme flottante doit :

    • a) comporter un réseau d’ancrage qui permette de disposer les amarres, les chaînes d’ancrage et les ancres à une distance sécuritaire des pipelines et des conduites d’écoulement existants et des autres plates-formes;

    • b) comporter un réseau d’ancrage qui donne libre accès à tout navire de soutien censé servir aux opérations et qui n’obstrue pas les zones de mise à l’eau des embarcations de sauvetage;

    • c) être suffisamment rigide pour que les déplacements de la plate-forme demeurent en deçà des limites établies pour les colonnes montantes conformément à l’article 61 dans toutes les conditions d’exploitation;

    • d) être suffisamment résistant pour que la défaillance d’une amarre durant l’exploitation n’entraîne pas de dommage majeur.

  • (2) Le coefficient de charge relativement à la tension des amarres de la plate-forme flottante qui est fondé sur une analyse de quasi-statisme doit être :

    • a) de 3,0 en condition d’exploitation, toutes les amarres étant intactes;

    • b) de 2,0 en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu;

    • c) de 2,0 en condition de survie, toutes les amarres étant intactes;

    • d) de 1,4 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme ne met pas en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines;

    • e) de 2,0 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme peut mettre en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines.

  • (3) La durée de vie en fatigue du système d’amarrage de la plate-forme flottante doit être égale à au moins 15 ans.

  • (4) Le système d’amarrage de la plate-forme flottante qui doit demeurer à l’emplacement de production ou de forage durant plus de cinq ans doit être conçu de sorte que ses éléments puissent être inspectés et remplacés.

  • (5) La conception du système d’amarrage de la plate-forme flottante qui est censée demeurer amarrée en condition de survie doit être fondée sur un essai avec modèle ou une analyse numérique appropriés.

  • (6) Lorsque la présence de glaces ou d’icebergs à l’emplacement de la plate-forme flottante comporte une probabilité annuelle de 10-2, le système d’amarrage de la plate-forme doit :

    • a) comprendre un système primaire de déclenchement rapide à distance et au moins un système d’appoint;

    • b) avoir fait l’objet d’une démonstration établissant qu’il est capable de libérer rapidement la plate-forme de ses amarres et de ses tubes prolongateurs.

  • (7) Sauf lorsque la plate-forme flottante met en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines, il peut être tenu compte des facteurs suivants pour déterminer si un système d’amarrage à propulseurs télécommandés est conforme au paragraphe (2) :

    • a) s’il s’agit d’une télécommande manuelle :

      • (i) une poussée zéro en condition d’exploitation,

      • (ii) 70 pour cent de l’effet de poussée nette de tous les propulseurs, sauf un, en condition de survie,

      • (iii) une poussée zéro en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu,

      • (iv) 70 pour cent de l’effet de poussée nette de tous les propulseurs en condition de survie, une amarre ayant rompu;

    • b) s’il s’agit d’une télécommande automatique :

      • (i) l’effet de poussée nette de tous les propulseurs, sauf un, en condition d’exploitation,

      • (ii) l’effet de poussée nette de tous les propulseurs, sauf un, en condition de survie,

      • (iii) la poussée nette de tous les propulseurs en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu,

      • (iv) la poussée nette de tous les propulseurs en condition de survie, une amarre ayant rompu.

  • (8) Les éléments du système d’amarrage de la plate-forme flottante servant d’interface avec la chaîne ou le câble d’amarrage, à l’exception des attaches du puits à chaînes destinées à la chaîne d’ancrage et des attaches sur tambour du câble d’acier, doivent être conçus pour résister aux tensions de rupture de la chaîne ou du câble.

  • (9) Le système d’amarrage de la plate-forme flottante doit être conçu pour maintenir celle-ci en place quelles que soient les charges dues aux glaces établies conformément à l’article 44, et la chaîne ou le câble doit pouvoir résister sans dommage important à l’abrasion due à de telles charges.

  • (10) Les rapports entre la force de maintien estimative des ancres du système d’amarrage de la plate-forme flottante et la tension maximale des amarres au niveau des ancres doivent être d’au moins :

    • a) 2,1 en condition d’exploitation, toutes les amarres étant intactes;

    • b) 1,4 en condition d’exploitation, une amarre ayant rompu;

    • c) 1,4 en condition de survie, toutes les amarres étant intactes;

    • d) 1,0 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme ne met pas en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines;

    • e) 1,4 en condition de survie, une amarre ayant rompu, si la plate-forme met en danger une autre plate-forme utilisée pour la recherche ou l’exploitation des ressources sous-marines.

  • (11) Pour l’application des alinéas (2)d) et e), du paragraphe (7) et des alinéas (10)d) et e), une plate-forme en met une autre en danger si les conditions environnementales peuvent la faire dériver ou la pousser vers l’autre plate-forme, toutes les amarres ayant rompu, compte tenu de toutes les mesures susceptibles d’être prises pour maîtriser la plate-forme.

  • (12) Tous les treuils d’ancre, ainsi que leurs bosses, freins, chaumards, poulies, attaches à la coque, et tous les éléments de structure connexes de la plate-forme flottante doivent être conçus pour résister, sans risque de déformation permanente, de défaillance ou de perte de capacité de fonctionnement, à l’application de la charge de rupture sur l’amarre en cause lorsque celle-ci se trouve dans la direction la plus défavorable.

  • (13) Le système d’amarrage caténaire de la plate-forme flottante doit être inspecté conformément aux exigences du document de l’American Petroleum Institute intitulé RP 21 Recommended Practice for In-Service Inspection of Mooring Hardware for Floating Drilling Units.

Positionnement dynamique

  •  (1) Le système de positionnement dynamique servant à maintenir la plate-forme flottante en place à l’emplacement de production ou de forage doit être conçu, construit et exploité de sorte que la défaillance de tout élément principal ayant un taux de défaillance annuel supérieur à 0,1, déterminé selon une analyse de fiabilité détaillée, ne puisse entraîner de dommage majeur à la plate-forme, tel qu’il est établi par une analyse des modes de panne des éléments principaux et leurs effets, sauf dans l’une ou l’autre des situations suivantes :

    • a) des méthodes d’exploitation du système de positionnement dynamique permettent d’éviter ou de tenir compte de l’effet de la défaillance d’un seul élément;

    • b) chaque élément est remplacé de façon courante afin que le taux de défaillance, déterminé selon l’analyse de fiabilité détaillée, ne dépasse pas 0,1 par période entre les remplacements.

  • (2) La plate-forme flottante à système de positionnement dynamique doit être munie d’un système d’affichage d’alerte et d’intervention indiquant :

    • a) la position de la plate-forme par rapport à l’emplacement de production ou de forage;

    • b) le pourcentage de la puissance disponible nécessaire au maintien de la plate-forme dans une position par rapport à l’emplacement qui permettra à l’installation de continuer à fonctionner.

Systèmes de production sous-marins

  •  (1) Le système de production sous-marin doit être conçu pour résister à des dommages majeurs lorsqu’il est soumis aux charges énumérées à l’article 4, partie B, du document Guideline No. 1-85 du Det norske Veritas intitulé Safety and Reliability of Subsea Production Systems.

  • (2) Lorsque l’analyse de sécurité conceptuelle exigée par l’article 43 indique pour les éléments du système de production sous-marin un risque de dommage dû aux glaces, à la chute d’objets, aux filets de chaluts ou aux ancres, la conception du système doit inclure des mesures pour réduire ces risques.

  • (3) Les tubes prolongateurs rigides du système de production sous-marin de la plate-forme fixe ainsi que les conduites d’écoulement en acier et leurs raccords du système de production sous-marin doivent être conformes à la norme nationale du Canada CAN/CSA-Z187-M87 intitulée Pipelines offshore.

  • (4) Le système de production sous-marin et ses éléments doivent être soumis aux essais d’intégration de l’équipement conformément à l’article 7.2 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

  • (5) Le système de production sous-marin doit être mis en place conformément à l’article 7.3 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

  • (6) Les têtes de production sous-marines et le système de tête de puits sous-marin situés dans un caisson, un silo ou un trou de protection doivent être conçus et installés de façon :

    • a) à réduire au minimum les effets de l’envasement;

    • b) à permettre, dans la mesure du possible, leur inspection et leur maintenance au cours de leur durée de vie de production ou d’injection.

  • (7) Les tubes prolongateurs de production sous-marins doivent être conçus et exploités conformément à l’article 6 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

  • (8) Le tube prolongateur de production sous-marin doit être conçu de façon :

    • a) à résister à la pression maximale à laquelle il peut être soumis durant sa vie utile;

    • b) à permettre à chaque élément utilisé dans le transport du pétrole ou du gaz du fond marin à l’installation de production de résister sans défaillance à la pression en tête de puits, sauf lorsque l’élément est muni d’une vanne d’isolement au fond marin et d’un système de décharge à la plate-forme pour réduire sa pression interne;

    • c) à résister à toutes les charges dues aux glaces auxquelles il peut être soumis tel qu’il est déterminé selon l’article 44, sauf lorsque sa défaillance n’entraînera pas de pollution incontrôlée.

  • (9) Les conduites d’écoulement et les tubes prolongateurs souples du système de production sous-marin doivent être conçus conformément au document RP 17B de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Flexible Pipe.

  • (10) Les raccords des conduites d’écoulement ou des tubes prolongateurs souples du système de production sous-marin doivent posséder une résistance à la pression et aux charges plus grande que celle du tuyau.

  • (11) La durée de vie en fatigue des tubes prolongateurs du système de production sous-marin doit être au moins égale à trois fois la durée de vie utile du tube prolongateur de production.

  • (12) La conception des tubes prolongateurs du système de production sous-marin et la configuration de leurs divers éléments, notamment les conduites de production, d’injection, de commande, d’instrumentation et leurs attaches, doivent s’effectuer en accordant toute l’attention voulue à la maintenance et à l’inspection efficaces et sécuritaires des tubes prolongateurs et de leurs éléments au cours de leur durée de vie utile.

  • (13) L’analyse exigée par l’article 40 à l’égard des tubes prolongateurs du système de production sous-marin relativement à la fatigue des éléments des tubes prolongateurs, aux contraintes subies par ceux-ci et aux risques auxquels sont exposés le personnel et le matériel à la suite d’une défaillance ou d’un mauvais fonctionnement de ces éléments doit être effectuée selon la méthode indiquée à l’article 6.5 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

  • (14) Les tubes prolongateurs du système de production sous-marin doivent être munis de dispositifs permettant de les détacher :

    • a) avant que les limites de gonflement ou de déplacement établies au manuel d’exploitation ne soient dépassées;

    • b) lorsque l’état des glaces présente un risque de dommage important pour la plate-forme de production.

  • (15) Tout tube prolongateur du système de production sous-marin doit être muni de dispositifs tels qu’après avoir été détaché et de nouveau rebranché, il puisse subir une épreuve sous pression conformément aux méthodes stipulées dans le manuel d’exploitation.

  • (16) Tout élément d’un tube prolongateur du système de production sous-marin utilisé pour le transport de fluides du gisement à la surface, pour l’injection de fluides ou de produits chimiques dans le gisement ou pour le transport des fluides traités ou transformés entre l’installation de production et d’autres points doit être conçu et équipé de sorte que lorsque les fluides présentent un risque pour l’environnement, il puisse être déplacé avec de l’eau ou isolé de façon sûre avant que le tube prolongateur soit détaché.

  • (17) Les gabarits et les collecteurs du système de production sous-marin doivent être conçus et exploités conformément à l’article 5 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

  • (18) Les systèmes de régulation, y compris les conduites de commande et les fluides de commande pressurisés, du système de production sous-marin, doivent être conçus et exploités conformément à l’article 4 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.

  • (19) Le système de production sous-marin destiné à une intervention humaine en chambre atmosphérique doit être conçu conformément aux exigences de l’article 11 de la partie B du document Guideline No. 1-85 du Det norske Veritas intitulé Safety and Reliability of Subsea Production Systems.

 
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