Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada (DORS/96-118)

Positionnement dynamique

• 61 (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

• 62 (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 44 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 au large des côtes 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 45, 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 à la note technique TNA 503 du Det norske Veritas intitulée Flexible Pipes and Hoses for Submarine Pipeline Systems.

• (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 41 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.

PARTIE IIIConstruction et mise en place au large des côtes

Dispositions générales

• 63 (1) La fabrication et la construction de la plate-forme au large des côtes doivent être conformes aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

  • a) dans le cas d’une plate-forme en acier, aux articles 17, 18, 19, 20 et 21 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

  • b) dans le cas d’une plate-forme en béton, à l’article 11 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures;

  • c) dans le cas d’une plate-forme à embase-poids, à remblai, à rétention de remblai ou sur pilotis, aux articles 6.3, 7.3, 8.3 ou 9.4 respectivement de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations;

  • d) pour ce qui est des fondations, à l’article 5.4 de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations.

• (2) Tout navire ou chaland utilisé pour la construction, le transport, le redressement ou le positionnement de l’installation au large des côtes ou de l’un de ses éléments doit :

  • a) être classé par une société de classification ou posséder la documentation prouvant qu’un processus de vérification semblable a été effectué;

  • b) être, s’il est habité, muni d’engins de sauvetage conformément au Règlement sur l’équipement de sauvetage comme s’il se trouvait dans des eaux visées par ce règlement;

  • c) faire l’objet d’une attestation par son propriétaire portant qu’il est capable de remplir les fonctions assignées en toute sécurité et qu’il convient par ailleurs aux opérations prévues.

• (3) Les élingues, câbles métalliques, manilles et autres éléments destinés au levage et à l’assujettissement des charges durant la construction, le transport, le redressement et le positionnement de l’installation au large des côtes ou de l’un de ses éléments doivent avoir un coefficient de charge minimal de 3.

• (4) Lorsque les charges créées par le déplacement de la plate-forme au large des côtes du chantier de construction à l’emplacement de production ou de forage ou par les opérations de mise en place excèdent les charges qui surviendront après la mise en place, la plate-forme doit être munie d’appareils de mesure des charges et des contraintes durant son déplacement ou sa mise en place.

PARTIE IVExploitation et maintenance au large des côtes

Manuel, plans et programmes des installations au large des côtes

• 64 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant doit préparer, respecter et conserver pour toute installation au large des côtes un manuel d’exploitation qui contient les données suivantes :

  • a) les limites d’exploitation de l’installation et de son équipement;

  • b) des données sur les conditions environnementales à l’emplacement où l’installation sera mise en place et leur effet sur elle, notamment :

    • (i) les conditions environnementales dans lesquelles l’installation au large des côtes sera évacuée ainsi que les prévisions météorologiques qui donneront lieu à une telle évacuation,

    • (ii) la quantité permise de neige et de glace qui peuvent s’accumuler sur l’installation,

    • (iii) la quantité permise de flore et de faune marines qui peuvent s’accumuler sur l’installation,

    • (iv) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes, toute limite d’exploitation imposée par les conditions environnementales ainsi que les effets du vent, de la mer, de la neige, de la glace et de la flore et de la faune marines sur la résistance, la stabilité et la navigabilité de la plate-forme en transit, et en condition d’exploitation et de survie;

  • c) dans le cas de la plate-forme fixe au large des côtes, les caractéristiques de la fondation de la plate-forme et de la pénétration dans le fond marin et le maximum permis en cas d’affouillement ou d’autres conditions variables du fond marin;

  • d) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes reposant sur le fond marin :

    • (i) des données sur les différentes conditions du fond marin qui conviennent pour l’installation, y compris les variations de la capacité portante du fond marin, les angles limites des pentes du fond marin et la pénétration maximale et minimale des socles,

    • (ii) un programme d’inspection des affouillements à intervalles réguliers et après toute tempête d’une certaine intensité précisée;

  • e) dans le cas de la plate-forme mobile flottante au large des côtes, des données sur la stabilité, y compris toutes les données et instructions nécessaires pour déterminer si une configuration particulière de chargement ou de lestage ou une modification à celle-ci permettra de satisfaire aux exigences de stabilité de la plate-forme;

  • f) des données sur les charges de pont, les limites de charge variables et le chargement préalable permis;

  • g) le détail de tout système de codage par couleur utilisé à bord de l’installation pour la sécurité du personnel;

  • h) des données sur les systèmes de protection contre la corrosion utilisés de même que sur les exigences en matière de sécurité et d’entretien de ces systèmes;

  • i) le détail des ouvertures dans les compartiments étanches à l’eau et des moyens de fermeture de ces compartiments;

  • j) des diagrammes montrant :

    • (i) la disposition générale des structures de ponts, des secteurs d’habitation, de l’hélipont et de l’équipement contenu sur la superstructure,

    • (ii) dans le cas de la plate-forme fixe en acier, les treillis, les piles, les colonnes montantes et les tubes prolongateurs,

    • (iii) dans le cas de la plate-forme à embase-poids et à rétention de remblai, la plate-forme inférieure en béton ou en acier, y compris la disposition des jupes ou des piles, les détails de connexion entre la structure inférieure et la structure des ponts, les colonnes montantes et les tubes prolongateurs,

    • (iv) dans le cas de la plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtes, la plate-forme principale et celle de support, les équipements de levage et de descente de la structure des ponts ainsi que les dispositions de remorquage,

    • (v) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes stabilisée par colonnes, la plate-forme principale et celle de support, la méthode de maintien du positionnement ainsi que les dispositifs de remorquage,

    • (vi) dans le cas de la plate-forme mobile de surface au large des côtes et de plates-formes de forme similaire, la structure de la coque et l’équipement de positionnement,

    • (vii) dans le cas de la plate-forme à remblai, la protection contre l’érosion et une vue en coupe de la plate-forme montrant entre autres l’emplacement des tubes prolongateurs,

    • (viii) l’emplacement des voies de secours, des systèmes fixes d’extincteurs d’incendie et des équipements de survie,

    • (ix) les zones d’incendie et l’emplacement de l’équipement connexe tel les dispositifs d’obturation coupe-feu,

    • (x) l’emplacement des zones dangereuses de l’installation,

    • (xi) dans le cas de la plate-forme mobile flottante au large des côtes, le système de lest et de cale ainsi que toutes les ouvertures et les méthodes de fermeture qui pourraient influer sur la stabilité de la plate-forme;

  • k) les exigences d’exploitation et de maintenance des équipements de survie à bord de l’installation;

  • l) le poids maximum de l’hélicoptère et l’emplacement des roues ainsi que les dimensions maximales de l’hélicoptère pour lequel a été conçu l’hélipont de la plate-forme, y compris l’étendue de la zone d’approche dégagée pour l’hélicoptère;

  • m) les arrangements ou aménagements spéciaux pour l’inspection et la maintenance de l’installation, des équipements ou matériels et des aménagements pour le stockage du pétrole brut sur ou dans l’installation;

  • n) les instructions ou précautions spéciales à suivre ou à prendre lorsque sont effectuées des réparations ou des modifications à l’installation;

  • o) toute mesure spéciale d’exploitation ou d’urgence qui touche à des éléments essentiels de l’installation tels les systèmes de mise hors service;

  • p) la description de tout équipement de levage et de descente de l’installation et de tout type d’accouplement spécial, y compris leur objet, leur mode de fonctionnement et leur maintenance;

  • q) dans le cas de la plate-forme fixe au large des côtes, le détail du tirant d’air ou du franc-bord;

  • r) dans le cas de la plate-forme mobile au large des côtes, les moyens employés pour satisfaire aux exigences de tirant d’air déterminées conformément au paragraphe 51(1);

  • s) les charges environnementales que les ancres peuvent supporter quand elles maintiennent en place une installation amarrée, notamment la force de traction estimative des ancres par rapport au sol à l’emplacement de production ou de forage;

  • t) dans le cas de la plate-forme flottante :

    • (i) la marche à suivre en cas de mouvement de la plate-forme dû au bris d’un câble d’ancrage, tel qu’il est déterminé par analyse,

    • (ii) dans le cas du système d’amarrage à propulseurs, la marche à suivre pour contrôler les opérations en cas de perte de puissance des propulseurs,

    • (iii) dans le cas d’un système de positionnement dynamique, la description des capacités du système dans toutes les conditions d’exploitation et de survie à l’intérieur des limites établies lorsqu’il y a perte d’une des sources de poussée et que l’ensemble des services prévisibles d’urgence et d’exploitation sont alimentés à pleine puissance;

  • u) le nombre de personnes à loger durant les opérations normales;

  • v) un bref énoncé des caractéristiques de tous les équipements de l’installation, y compris les diagrammes et les instructions concernant leur mise en place, leur exploitation et leur maintenance;

  • w) la marche à suivre pour préparer les rapports périodiques sur l’intégrité de l’installation, ainsi que leur format et leur présentation;

  • x) la marche à suivre pour aviser le délégué de toute situation ou condition visée à l’article 68.

• (2) La partie du manuel d’exploitation se rapportant au système de production sous-marin doit être conforme aux exigences des articles 7.4 et 7.5 du document RP 17A de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Operation of Subsea Production Systems.