Gestion environnementale responsable des

activits lies au ptrole et au gaz naturel au Nouveau-Brunswick

Rgles pour lindustrie

Le 15 Fvrier 2013

ii

Table des matires Introduction vi Ncessit dune amlioration continue vii Porte vii Dfinitions 102 1.0 Examen des proccupations potentielles associes aux levs gophysiques (sismiques) 1

1.1. Distances de recul pour les sources dnergie sismique 1 1.2. Protection des eaux de surface et des eaux souterraines 1 1.3. Amlioration des mesures visant contenir leau dans les trous de tir 1 1.4. Dcouverte dun gaz dans un trou de tir 1 1.5. Colmatage et fermeture des trous de tir 2 1.6. Rats 2

2.0 Maintien des contaminants potentiels dans le puits de forage 2

2.1. Utilisation de fluides de forage prescrits lors dun forage dans de leau souterraine peu profonde (non sale) 2

2.2. Tubage dispositions gnrales 2 2.3. Tubage capacit de pression et ge 3 2.4. Tubage joints 3 2.5. Tubage vents de tubage de surface 4 2.6. Tubage utilisation dun tube-guide et du tubage initial 4 2.7. Tubage profondeur du tubage de surface 5 2.8. Tubage barrire de protection minimale 5 2.9. Tubage utilisation dune colonne de production 6 2.10. Cimentation dun puits dispositions gnrales 6 2.11. Cimentation dun puits centreurs 7 2.12. Cimentation dun puits ampleur du ciment du tubage initial 8 2.13. Cimentation dun puits ampleur du ciment du tubage de surface 8 2.14. Cimentation dun puits ampleur du ciment du tubage intermdiaire 8 2.15. Cimentation dun puits ampleur du ciment du tubage de production 9 2.16. Cimentation dun puits localisation du sommet du ciment et cimentation corrective 9 2.17. Cimentation dun puits priode de prise (attente) et rsistance requise 10 2.18. Cimentation dun puits essais et valuation 10 2.19. Cimentation dun puits tmoin et notification 12 2.20. Plans de tubage et de cimentation 12 2.21. Essai de pression sur le puits et le matriel de surface 12 2.22. Plan de traitement de fracturation hydraulique et notification 13 2.23. Liste de vrification et attestation pralables la fracturation hydraulique 13 2.24. Surveillance de la pression, pression maximale permise et cessation de la fracturation

en raison dvnements inattendus 14 2.25. Cessation ncessaire des activits pour protger la sant, la scurit et

lenvironnement 14 2.26. Recours un personnel accrdit en contrle des puits 15 2.27. Actionneur de prvention des ruptions distance 15 2.28. Mesures amliores de protection contre les ruptions 16

iii

2.29. Enqute et intervention dbits de lvent de tubage de surface, migration de gaz et gaz isols 16

2.30. Colmatage et fermeture des puits 16 3.0 valuation du connement gologique lextrieur du puits de forage 16

3.1. valuation de la communication lintrieur du trou de forage avant la fracturation hydraulique

16

3.2. valuation du connement gologique avant de procder la fracturation hydraulique 17 3.3. Analyse de la raction des formations gologiques la fracturation hydraulique 18 3.4. Restrictions et exigences particulires respecter en ce qui a trait la fracturation

hydraulique faible profondeur 18 4.0 Gestion des dchets et maintien des contaminants potentiels dans la plateforme

dexploitation 18 4.1. Construction des plateformes dexploitation 18 4.2. Utilisation de systmes de boue de forage boucle ferme 19 4.3. Connement durgence du uide de fracturation hydraulique 19 4.4. Plan de gestion des dchets 19 4.5. Gestion des dchets gnralits 20 4.6. Gestion des dchets caractrisation des dchets 20 4.7. Gestion des dchets restrictions concernant llimination sur place 20 4.8. Gestion des dchets eau de reux et eau produite 21 4.9. Gestion des dchets matires radioactives naturelles 21 4.10. Gestion des dchets utilisation dinstallations de traitement des eaux uses

existantes 22 4.11. Prvention des dversements, notication et intervention 22 4.12. Plan de gestion des coulements 23 4.13. Gestion des produits chimiques dispositions gnrales 23 4.14. Gestion des produits chimiques transport 23 4.15. Gestion des produits chimiques inventaire des produits chimiques 24 4.16. Contrle de laccs 24 4.17. Rservoirs de stockage, citernes et cuves 24 4.18. Prcautions supplmentaires concernant les gaz sulfureux 24

5.0 Surveillance visant prserver la qualit de l eau 25

5.1. valuation des puits deau 25 5.2. Surveillance de leau de surface 25 5.3. Surveillance de lintgrit des puits de ptrole et de gaz 26

6.0 Promotion de lutilisation durable de leau 26

6.1. Plan de gestion des dchets 26 6.2. Plan de gestion de leau conservation et recyclage de leau 27 6.3. Plan de gestion de leau hirarchie des sources deau privilgier 27 6.4. Plan de gestion de leau valuation des sources deau proposes 28 6.5. Plan de gestion de leau surveillance et dclaration de lutilisation de leau 29

7.0 Examen des missions atmosphriques, y compris les gaz eet de serre 29

7.1. Limites dmissions 29 7.2. Inventaire des missions 30

iv

7.3. Modlisation de la dispersion des missions 30 7.4. Surveillance de la qualit de lair la source 30 7.5. Surveillance de la qualit de lair ambiant 31 7.6. Plan de gestion des missions fugitives et de rduction des gaz effet de serre 31 7.7. Gaz effet de serre production de rapports sur les missions 32

8.0 Scurit publique et planification des mesures durgence 32

8.1. Scurit et planification des mesures durgence pour les activits ptrolires et gazires 32

9.0 Protection des collectivits et de lenvironnement 33

9.1. Circulation routire Charges de dimensions et de masse excdentaires et restrictions de poids 33

9.2. Circulation routire trac de litinraire 33 9.3. Circulation routire ententes sur lutilisation des routes et tudes dintgrit des

rseaux routiers 34 9.4. Limites de niveau sonore 35 9.5. Attnuation et contrle du bruit 35 9.6. Impact visuel rapport dexamen pralable et plan dattnuation 36 9.7. Restrictions portant sur le choix du site et distance de recul dispositions gnrales 37 9.8. vitement des zones inondables, des terres humides et des cours deau 37 9.9. Protection des sources dapprovisionnement en eau publiques et communales 38 9.10. Protection des sources dapprovisionnement en eau individuelles 39 9.11. Distances respecter par rapport aux btiments et aux autres lments culturels 40 9.12. Restauration des sites 40 9.13. Normes dassainissement des lieux en ce qui concerne les contaminants 40 9.14. Mesures concernant la sismicit provoque par lactivit humaine 40

10.0 Rduction du risque financier et protection des droits des propritaires fonciers 41

10.1. Garantie financire en cas de dommages 41 10.2. Remplacement ou rtablissement de lapprovisionnement en eau 42 10.3. Augmentation de la garantie financire relative la fermeture dun puits 43 10.4. Assurance de responsabilit civile obligatoire pour les exploitants dinstallations

ptrolires et gazires 44 10.5. Permis aux administrateurs fonciers et normes de conduite 44

11.0 change de renseignements 44

11.1. Rayon de notification minimal prescrit pour les examens en vue dune dcision de ltude dimpact sur lenvironnement 44

11.2. Rayon de notification minimal prescrit pour la prospection sismique 45 11.3. valuation des risques et communication des additifs prsents dans les fluides de

fracturation 45 11.4. Comits de liaison 45

ANNEXE 1 : Distances minimales de recul pour les sources dnergie sismique 47 ANNEXE 2 : Essais, signalement et correction des dbits provenant de lvent de tubage de

surface (DETS)/de la migration de gaz (MG) 48

v

ANNEXE 3 : Liste de vrification et attestation pralables la fracturation hydraulique 52 ANNEXE 4 : Enqute et intervention entourant la sant publique et les risques

environnementaux dcoulant des dbits de lvent de tubage de surface, de la migration de gaz et de gaz isols 54

ANNEXE 5 : Gestion des dchets 57 ANNEXE 6 : Prvention des dversements, notification et intervention 65 ANNEXE 7 : Gestion des coulements dans le cas des plateformes dexploitation ptrolire et

gazire 70 ANNEXE 8 : Rservoirs de stockage, citernes et cuves 72 ANNEXE 9 : valuation des puits deau proximit des activits ptrolires et gazires 74 ANNEXE 10 : Surveillance de leau de surface 79 ANNEXE 11 : Mesures de rduction des missions des installations ptrolires 82 ANNEXE 12 : Scurit et planification des mesures durgence pour les activits ptrolires et

gazires 84 ANNEXE 13 : Permis de transport routier au Nouveau-Brunswick 87 ANNEXE 14 : Mesures dattnuation de la circulation routire en raison des activits gazires et

ptrolires 91 ANNEXE 15 : Mesures dattnuation des impacts sonores pour la construction et lexploitation

de puits de ptrole et de gaz 92 ANNEXE 16 : Mesures dattnuation de limpact visuel 93 ANNEXE 17 : Restauration des sites dactivits ptrolires et gazires 94 ANNEXE 18 : Rayon minimal de notification concernant le projet pour les activits ptrolires et

gazires proposes 95 ANNEXE 19 : Communication de renseignements relatifs au fluide de fracturation et valuation

des risques 98

vi

Introduction Les prsentes rgles ont t publies dans le but de soutenir la gestion continue des activits ptrolires et gazires menes au Nouveau-Brunswick et de veiller ce que la Province dispose toujours des outils ncessaires pour diriger la prospection et lextraction du ptrole et du gaz dune faon respectueuse de lenvironnement. Elles sont fondes sur les recommandations contenues dans le document intitul Gestion environnementale responsable des activits gazires et ptrolires au Nouveau-Brunswick Recommandations soumises aux fins de discussion publique, publi le 17 mai 2012 dans le but de susciter les commentaires du public. Les rgles englobent les commentaires reus durant la priode dexamen public subsquente, qui a dur quatre mois. Les exigences dont fait tat le prsent document reposent sur des rgles existantes rgissant lindustrie ptrolire et gazire du Nouveau-Brunswick, et elles seront, pour la plupart, mises en uvre par voie de conditions rattaches des approbations et des certificats de dcision octroys conformment aux lois existantes, dont la Loi sur le ptrole et le gaz naturel, la Loi sur lassainissement de lenvironnement, la Loi sur lassainissement de lair et la Loi sur lassainissement de leau. Certaines des recommandations proposes dans le document intitul Gestion environnementale responsable des activits gazires et ptrolires au Nouveau-Brunswick Recommandations soumises aux fins de discussion publique (mai 2012) sont des mesures qui incombent la Province, notamment :

lamlioration des exigences en matire de certification et de formation pour les exploitants de puits de ptrole et de gaz;

le suivi du dveloppement en cours des fluides de fracturation et des technologies de fracturation;

la dtermination des options supplmentaires de traitement et dlimination des eaux uses;

lamlioration du rseau provincial de surveillance de leau; llaboration dune stratgie de gestion de leau pour lexploitation ptrolire et gazire; lvaluation de la possibilit de dlivrer des permis dutilisation de leau; la prise en considration dune meilleure surveillance de la qualit de lair ambiant par la

Province; le partage des revenus; la mise en place dun fonds relatif aux puits de ptrole et de gaz naturel abandonns; lexamen de llaboration de lignes directrices pour les baux; lvaluation de ltablissement dun systme de gestion des incidents amlior; la prise en considration de linstauration dun nouveau mcanisme de rsolution de

conflits; lexamen de la cration dun fonds durgence destin rgler les ventuels problmes

environnementaux qui pourraient survenir; la publicisation des exigences et des normes environnementales provinciales rgissant les

activits ptrolires et gazires; la communication publique des renseignements de lvaluation environnementale;

vii

lamlioration de laccs accord en ligne aux renseignements propres aux diffrents projets;

le maintien des examens de projets chelonns en vertu du Rglement sur les tudes dimpact sur lenvironnement;

lvaluation des capacits dexcution de la loi de la Province; la collecte de renseignements scientifiques supplmentaires; lamlioration continue du programme de rglementation du ptrole et du gaz de la

Province; lamlioration de la coordination interministrielle au sein du gouvernement provincial; ltablissement dexigences en matire de formation destine aux exploitants de puits de

ptrole et de gaz, au sujet du rgime de rglementation environnementale du Nouveau-Brunswick.

Les mesures susmentionnes seront examines dans le cadre des initiatives gouvernementales futures, y compris le plan directeur pour le ptrole et le gaz venir.

Ncessit dune amlioration continue

La mise en place de rgles assurant la gestion environnementale responsable des activits gazires et ptrolires au Nouveau-Brunswick ne constitue nullement une activit ponctuelle. La technologie rattache au dveloppement du ptrole et du gaz non classiques volue rapidement. Qui plus est, lexprience venir relativement aux activits ptrolires et gazires au Nouveau-Brunswick, et partout ailleurs, pourrait donner lieu de nouvelles options. Les prsentes rgles serviront assurer la gestion des activits ptrolires et gazires pour les deux prochaines annes environ, ce qui permettra la Province, lindustrie et aux citoyens du Nouveau-Brunswick dobtenir davantage de renseignements au sujet de ltendue des ressources de ptrole et de gaz dans la province et de la faisabilit de son extraction. Les donnes issues des diffrentes activits de surveillance environnementales exiges par le gouvernement provincial constitueront aussi une prcieuse source de renseignements pour la gestion future des activits ptrolires et gazires en contexte no-brunswickois.

Porte Les rgles nonces dans le prsent document concernent les activits et installations ptrolires et gazires et visent autant les terres provinciales que les terrains privs. Elles se rapportent toutes les tapes de la production de ptrole et de gaz naturel excutes sur la terre ferme, de la prospection la fermeture du puits. Elles accordent nanmoins une importance particulire au forage et la compltion des puits de production de ptrole et de gaz, y compris la fracturation hydraulique.

viii

Sauf indication contraire, les recommandations ne sappliquent pas rtroactivement aux puits et aux installations dj approuvs et construits. Les renseignements contenus dans le prsent document ne constituent pas une liste exhaustive des exigences imposes aux promoteurs dactivits ptrolires et gazires au Nouveau-Brunswick. Les personnes entreprenant de telles activits dans la province sont tenues de satisfaire chacune des exigences applicables en vertu des lois pertinentes.

1

1.0 EXAMEN DES PROCCUPATIONS POTENTIELLES ASSOCIES AUX LEVS GOPHYSIQUES (SISMIQUES) Adopter des mesures dans le but de rduire les risques lis la scurit publique, aux biens privs et lenvironnement lors des levs sismiques. 1.1. DISTANCES DE RECUL POUR LES SOURCES DNERGIE SISMIQUE Les distances de recul minimales entre les sources dnergie sismique et les structures, notamment les puits deau, sont dcrites lannexe 1. 1.2. PROTECTION DES EAUX DE SURFACE ET DES EAUX SOUTERRAINES Tous les trous de tir doivent tre fors laide de mthodes et de matriel approuvs par lorganisme de rglementation comme le dcrivent les sections 1.3, 1.4 et 1.5 ci-aprs. 1.3. AMLIORATION DES MESURES VISANT CONTENIR LEAU DANS LES TROUS DE TIR Si leau souterraine scoule et monte la surface par suite du forage dun trou de tir ou de lexplosion dune source dnergie explosive, lexploitant doit sassurer : a) que tout forage en cours est interrompu et que lorganisme de rglementation en est avis; b) quaucune charge explosive nest insre dans le trou de tir; c) que le tour de tir est colmat la satisfaction de lorganisme de rglementation* de sorte que leau scoulant du trou de tir est contenue dans laquifre ou la couche dorigine; d) que les procdures de forage systmatique** sont mises en place pour le forage subsquent des trous de tir adjacents; e) quun rapport de puits ruptif est immdiatement prsent lorganisme de rglementation. * Les mthodes acceptables comprennent celles dcrites dans la plus rcente version de la directive dexploration 2006-17 (Flowing Holes and Encountering Gas) prpare par le ministre du Dveloppement durable des ressources de lAlberta ainsi que dautres mthodes approuves au pralable par lorganisme de rglementation. ** Les procdures de forage systmatique signifient quil faut ajuster la profondeur des trous de tir subsquents aux environs de lendroit o on a constat lcoulement deau afin dviter de nouveaux coulements. Une description dtaille est prsente dans la directive ci-dessus. 1.4. DCOUVERTE DUN GAZ DANS UN TROU DE TIR Si lon dtecte un gaz (p. ex. du mthane) lors du forage dun trou de tir, lexploitant doit sassurer : a) que le gaz est immdiatement confin sa source ou son emplacement dorigine de faon prvenir tout effet indsirable sur lenvironnement*, la sant humaine, les biens matriels ou la scurit publique; b) de prsenter un rapport lorganisme de rglementation, et ce, immdiatement avoir confin le gaz conformment au point a). * Les mthodes acceptables comprennent celles dcrites dans la plus rcente version de la directive dexploration 2006-17 (Flowing Holes and Encountering Gas) prpare par le ministre du

2

Dveloppement durable des ressources de lAlberta ainsi que dautres mthodes approuves au pralable par lorganisme de rglementation. 1.5. COLMATAGE ET FERMETURE DES TROUS DE TIR Lexploitant dun programme de prospection sismique est tenu de veiller ce que les trous de tir soient ferms comme suit : a) il faut placer un bouchon dans le trou de tir au moins un mtre de profondeur, sous la surface du sol; b) il faut recouvrir le bouchon dune couche dau moins 50 cm de produit dtanchit fabriqu de bentonite* (ou un produit dtanchit quivalent approuv par lorganisme de rglementation), puis de dblais et dautre matriau issus du trou de tir, le tout tant bien bourr; c) il faut pandre tous les dblais de forage ne servant pas au colmatage du trou uniformment sur le sol entourant le trou; d) il faut tirer tous les fils menant la charge de sorte quil ny ait pas de lche; de plus, il faut couper les fils au niveau de la surface du sol une fois la charge explose. * La bentonite est une sorte dargile qui se gonfle au contact de leau. 1.6. RATS Un exploitant doit laborer et instaurer un code de pratique dcrivant les mesures qui seront entreprises advenant quune charge explosive nexplose pas. Ce code doit tre cr en consultation avec Travail scuritaire Nouveau-Brunswick et le ministre de lnergie et des Mines et doit veiller ce que : a) toutes les mesures ncessaires soient prises de faon que toute charge nayant pas explos ne constitue aucun danger pour la vie humaine ou les biens matriels; b) lachvement dun projet, le titulaire de permis signale lemplacement de toute charge non explose au ministre de lnergie et des Mines.

2.0 MAINTIEN DES CONTAMINANTS POTENTIELS DANS LE PUITS DE FORAGE Prserver lintgrit du puits de forage et rduire les rejets involontaires potentiels de substances, dont les fluides de fracturation et de forage, leau de reflux, leau produite et le gaz naturel provenant des segments horizontaux et verticaux dun puits de ptrole ou de gaz naturel. 2.1. UTILISATION DE FLUIDES DE FORAGE PRESCRITS LORS DUN FORAGE DANS DE LEAU SOUTERRAINE PEU PROFONDE (NON SALE) Lexploitant dun puits doit utiliser de lair, de leau douce, un fluide base deau douce ou un autre fluide de forage approuv par lorganisme de rglementation lors du forage dun puits, et ce, jusqu ce que le trou de surface ait t for et que la couche poreuse contenant leau souterraine non sale ait t isole du fluide de forage par le tubage de surface install et ciment. 2.2. TUBAGE DISPOSITIONS GNRALES Lexploitant est dans lobligation dinstaller un tubage en acier ou en acier alli pouvant supporter la tension, lcrasement et lclatement. Le tubage sera soumis de telles forces au cours de linstallation et de la cimentation et pendant les activits subsquentes de forage, de fracturation et de production de ptrole et de gaz. Le tubage doit galement tre conu pour supporter dautres conditions

3

anticipes, entre autres la corrosion cause par les agents de soutnement utiliss lors de la fracturation hydraulique et la gochimie souterraine. Le tubage doit tout le moins satisfaire aux critres de conception prciss dans la dernire version de la directive 010 (Minimum Casing Design Requirements) prpare par lEnergy Resources Conservation Board (ERCB) de lAlberta. Lexploitant devrait tout le moins installer un tubage fabriqu selon les normes dfinies dans les plus rcentes versions des normes 5CT (Specification for Casing and Tubing) de lAmerican Petroleum Institute (API) et 11960 (Steel Pipes for use as Casing or Tubing for Wells) de lOrganisation international de normalisation (ISO). Le tubage devrait aussi respecter, voir surpasser, les normes de performance nonces dans le plus rcent rapport technique TR5C3T (Technical Report on Equations and Calculations for Casing, Tubing, and Line Pipe Used as Casing) de lAPI. 2.3. TUBAGE CAPACIT DE PRESSION ET GE Exception faite du tube-guide, lensemble du tubage dans un puits qui sera soumis la fracturation hydraulique dans le cadre de la compltion doit avoir une capacit de pression interne au moins 10 p. 100 plus leve que la pression maximale anticipe auquel le tubage sera expos au cours de la fracturation hydraulique et pendant la dure de vie du puits. Si on installe du tubage usag ou remis neuf, celui-ci doit tre mis lessai afin de veiller ce quil satisfasse aux exigences en matire de performance dun nouveau tubage du American Petroleum Institute (API). Si un exploitant envisage de soumettre un puits de forage une fracturation hydraulique cinq ans ou plus aprs linstallation et la cimentation initiales du tubage, il doit fournir lorganisme de rglementation, dans la demande de permis dexploitation, la preuve (sous la forme de diagraphie dusure du tubage, de diagraphies dadhrence du ciment, dvaluations de la corrosion et dessais dintgrit mcanique) que la cimentation du puits et le tubage utilis sont suffisamment solides et en bon tat pour prserver lintgrit du puits de forage pendant la fracturation hydraulique propose. 2.4. TUBAGE JOINTS Tous les joints des tubages utiliss dans un puits de forage, y compris le tubage initial, mais lexception du tube-guide, doivent tre filets plutt que souds. La soudure au niveau des ttes de repchage coins doit tre effectue conformment aux procds de soudage labors partir de la version la plus rcente des sources suivantes : a) la norme 6A (Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment) de lAPI; b) la norme Z184 (Rseaux de canalisations de gaz) de lAssociation canadienne de normalisation (CSA); c) la norme MR-01-75 (Materials for use in H2S-containing Environments in Oil and Gas Production) de la National Association of Corrosion Engineers (NACE); d) la section IX du Boiler and Pressure Vessel Code de lAmerican Society of Mechanical Engineers (ASME). Les procdures de blocage et de torsion pour lassemblage du tubage filet et des joints de tuyaux doivent respecter les normes prcises dans la plus rcente version de la pratique recommande 5C1 (Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing) de lAPI. Pour ce qui est des puits qui seront complts par fracturation hydraulique, les donnes relatives la torsion du tubage doivent tre consignes dans les rapports de forage quotidiens pour toutes les colonnes de tubage ou les colonnes faisant office de barrire primaire ou secondaire lors des activits de fracturation hydraulique.

4

Lexploitant doit consigner ces donnes et les mettre la disposition de lorganisme de rglementation sur demande. Toutes les composantes destines lassemblage des joints utilises par lexploitant doivent tre conformes aux normes de performance tablies dans la dernire version de la pratique recommande 5A3 (Recommended Practice on Thread Compounds for Casing, Tubing, Line Pipe, and Drill Stem Elements) du American Petroleum Institute (API) et de la norme 13678 (Evaluation and Testing of Thread Compounds for Use with Casing, Tubing and Line Pipe) de lOrganisation international de normalisation (ISO). 2.5. TUBABE VENTS DE TUBAGE DE SURFACE Tous les puits complts dans un but de production de ptrole ou de gaz naturel (y compris ceux qui sont inexploits en vue dune production future) doivent tre dots dvents de tubage de surface qui laissent lannulaire se trouvant entre la deuxime colonne de tubage et le tubage de surface en contact avec latmosphre (sauf lors dessais de pression ou pendant des activits dentretien ou des travaux dune autre nature sur le puits). Cette mesure permet de garantir, en cas de fuite, que la pression gazeuse accumule dans lannulaire, entre la deuxime colonne de tubage et le tubage de surface, sera facilement dtecte et quelle ne donnera pas lieu un coulement gazeux dans laquifre ou les formations gologiques environnants. Lorsquil est prfrable de contrler le dbit du gaz passant dans lvent de tubage de surface, lexploitant peut alors choisir dinstaller une plaque de rupture ou une soupape de surpression sur lvent. Les vents de tubage doivent avoir un diamtre dau moins 50 mm, slever au moins 60 cm au-dessus du sol et tre positionns lair libre de faon que tout dbit soit dirig soit vers le bas ou paralllement au sol. La capacit de pression dutilisation (en kilopascals) de toutes les parties de lvent de tubage de surface doit tre au moins 25 fois suprieure lquivalent numrique de la profondeur du tubage de surface (en mtres). Lexploitant du puits doit surveiller, signaler, valuer et corriger les dbits provenant dun vent de tubage de surface (DETS) conformment aux exigences dcrites lannexe 2. Consulter aussi les intertitres Surveillance de lintgrit des puits de ptrole et de gaz la section 5.0 et Enqute et intervention dbits de lvent de tubage de surface, migration de gaz et gaz isols plus loin dans la prsente section. 2.6. TUBAGE UTILISATION DUN TUBE-GUIDE ET DU TUBAGE INITIAL Lexploitant doit effectuer linstallation du tube-guide ncessaire au maintien de la stabilit du puits de forage, servant viter linfiltration de leau souterraine et essentiel la retenue en place des matires de surface non consolides pendant les activits de forage. Le recours au tubage initial pour faciliter le contrle du puits est requis dans les situations suivantes : a) lorsque lexploitant fore un emplacement o les pressions de formation sont inconnues (Iors du forage dun puits dexploration/de dlimitation par exemple); b) lorsquil y a possibilit de pntrer dans une zone contenant des hydrocarbures pendant le forage du trou de surface; c) lorsque la profondeur du tubage de surface requise dpasse 450 mtres.

5

Si on se sert dun tube-guide en vue de faciliter le contrle du puits, ce tube doit tre introduit une profondeur dau moins 20 mtres et on doit y installer un systme de drivation de classe 1, conformment la directive 036 (Drilling Blowout Prevention Requirements and Procedures) de lEnergy Resources Conservation Board (ERCB) de lAlberta. 2.7. TUBAGE PROFONDEUR DU TUBAGE DE SURFACE Un tubage de surface doit tre utilis pour tous les puits de ptrole et de gaz naturel for au Nouveau-Brunswick. De plus, lexploitant est dans lobligation de sassurer que la profondeur de ce tubage atteigne la plus importante des profondeurs suivantes : a) au moins 25 mtres sous la couche poreuse qui contient de leau souterraine non sale telle que la dfinie un professionnel qualifi; b) une profondeur de tubage calcul en fonction de la version la plus rcente de la directive 008 (Surface Casing Depth Minimum Requirements) du Energy Resources Conservation Board (ERCB) de lAlberta. Lexploitant ne doit pas se servir de la colonne de surface comme colonne de tubage de production. Nonobstant toute autre disposition nonce dans la prsente section, lorganisme de rglementation peut obliger lexploitant installer le tubage de surface une profondeur suprieure ou infrieure, selon ce quil juge convenable pour la gologie propre au site. Outre la disposition prcdente, lexploitant doit veiller ce que : a) le tubage de surface soit fix dans une zone comptente qui peut supporter la pression interstitielle prvue pendant la compltion de la prochaine section de forage; b) le tubage de surface soit install et ciment aussitt que possible aprs ltablissement dune circulation et dun conditionnement dans le trou de surface. Le tubage de surface ne devrait pas pntrer des zones o la prsence de gaz peu profonds est confirme. Advenant le cas o lon rencontrerait une telle zone avant que leau souterraine non sale ne soit recouverte, lexploitant doit obligatoirement prendre toutes les mesures ncessaires prescrites pour contrler la production du puits et empcher linfiltration de gaz de formation dans les zones deau souterraine non sale. Il doit aviser lorganisme de rglementation dans les douze heures suivant pareil incident. Si un incident li au contrle de puits (venue) survient lors du forage du trou de surface, lexploitant du puits doit immdiatement signaler les renseignements suivants lorganisme de rglementation : a) lemplacement du puits; b) lheure et la date de lincident; c) la profondeur laquelle lincident sest produit et sa dure; d) le volume de la venue; e) le poids final du fluide de forage requis afin de contrler lincident. 2.8. TUBAGE BARRIRE DE PROTECTION MINIMALE Le tubage utilis dans tous les puits destins la fracturation hydraulique doit tre conu de sorte servir de barrire de protection acceptable pendant les activits de stimulation par fracturation hydraulique. Lobjectif principal dune barrire de protection est dempcher la perte de contrle du puits. Le tubage de surface et le ciment formant le tubage ne sont pas perus comme des barrires de pression et ne doivent donc jamais tre exposs aux pressions cres par la stimulation par fracturation hydraulique.

6

Dans un puits for : a) dans un nouveau bassin, une nouvelle formation ou une nouvelle rgion gologique dsign par lorganisme de rglementation; ou b) dans un bassin, une formation ou une rgion gologique connu o un changement important est apport aux activits de stimulation par fracturation hydraulique, le tubage utilis doit tre conu de sorte servir de barrire de protection primaire et secondaire pendant les activits de stimulation par fracturation hydraulique par le recours une combinaison de tubage intermdiaire, de tubage de production, de colonnes de production, de tubage divers ou de colonnes de raccordement. La barrire secondaire doit tre conue et installe de sorte : a) assurer une protection advenant une dfaillance mcanique de la barrire primaire (le tubage ou la colonne utiliss pour lacheminement des fluides de fracturation vers la formation soumise une pression) pendant les activits de stimulation par fracturation hydraulique; b) permettre le contrle du puits et la possibilit de rparer ou de remplacer la barrire primaire si elle devait se rvler dfectueuse. 2.9. TUBAGE UTILISATION DUNE COLONNE DE PRODUCTION Dans les puits de forage qui seront soumis des activits de fracturation hydraulique mais qui ne comportent aucun tubage intermdiaire, il faut installer, dans le puits de forage, un tubage de production stendant jusqu la surface. Dans les puits de forage o aucun tubage intermdiaire nest install, lorganisme de rglementation pourrait autoriser lutilisation dune colonne de production plutt que dun tubage de production pour le segment menant la surface. Toute demande dutilisation de colonne de production doit tre prsente par crit et doit comprendre les documents lappui montrant que le tubage intermdiaire est conu adquatement afin dassurer la protection de la sant et de la scurit du public et de veiller ce que la protection environnementale ne soit pas compromise. Dans les cas o lemploi dune colonne de production a t autoris par lorganisme de rglementation, lexploitant est tenu dinstaller, dans le puits de forage, une colonne ou un tubage de raccordement avec isolement mcanique du coup de fond (p. ex. garniture dtanchit ou rcipient de forage poli) pour utilisation dans les activits de stimulation par fracturation hydraulique. 2.10. CIMENTATION DUN PUITS DISPOSITIONS GNRALES Le tubage dun puits de ptrole ou de gaz doit tre suffisamment ciment pour : a) scuriser le tubage lintrieur du puits de forage; b) assurer un contrle de puits efficace et viter en tout temps la migration ascendante de fluides, et ce, malgr ltat du rservoir (p. ex. une cimentation adquate du tubage dans les zones impermables verticales et les zones deau souterraine); c) veiller ce que toutes les zones contenant de leau souterraine non sale soient isoles et scelles afin dviter la contamination de leau ou la diminution des rserves deau; d) veiller ce que toutes les zones productives potentielles (les zones pouvant occasionner une pression trop leve dans lannulaire) ou les zones corrosives soient isoles et scelles dans la mesure o pareille isolation simpose afin dviter la migration verticale de fluides ou de gaz derrire le tubage (p. ex. un dbit de gaz dans lannulaire). Il faudrait tout le moins : a) que lensemble du ciment soit conforme la dernire version de la norme 10A (Specifications for Cement and Material for Well Cementing) de lAPI ou quivalent; b) que le coulis de ciment soit prpar de sorte limiter sa teneur en leau libre en vertu de la norme de lAPI indique ci-dessus.

7

La densit du coulis de ciment doit tre fonde sur un essai de rsonance magntique nuclaire men en laboratoire et montrant une perte moyenne de fluides natteignant pas plus de 6 millilitres par 250 millilitres de ciment soumis lessai, conformment la plus rcente version de la pratique recommande 10 B-2 (Recommended Practice for Testing Well Cements) de lAPI. Dans les rgions comportant des zones o la prsence de gaz peu profonds qui pourraient nuire ladhrence et lintgrit du ciment est confirme, lexploitant est tenu dexaminer lutilisation de mthodes dattnuation de la migration de gaz, notamment les systmes qui rduisent la porosit et la permabilit du coulis de ciment, amliorent le contrle de la perte de fluides ou renforcent rapidement la force de prise du ciment. Lorganisme de rglementation pourrait exiger quun mlange de ciment prescrit soit utilis dans tous les puits ou toutes les zones lorsque les conditions locales portent croire quun mlange particulier de ciment simpose. Il peut aussi exiger tout changement ncessaire au procd de cimentation. Le conditionnement du puits de forage doit se faire avant la cimentation du tubage de surface, du tubage intermdiaire et du tubage de production afin de veiller ce que ladhrence du ciment entre le tubage et la formation est adquate. Le ciment devrait tre mlang et pomp une vitesse et un rgime assurant une densit uniforme et empchant le renardage de ciment dans lannulaire. Pour toute activit de cimentation du tubage, lexploitant du puits doit dsigner un reprsentant de lemplacement qui doit tre sur place tout au long du processus de cimentation et qui doit en assurer la surveillance pendant le mlange et le pompage. Lorsque lon procde la cimentation, le reprsentant dsign doit surveiller la vitesse de pompage dans le but de vrifier si elle respecte les paramtres de conception de sorte permettre une bonne efficacit de dplacement. Lexploitant doit tenir des rapports sur la cimentation du puits pendant toute la dure de vie du puits et doit les prsenter lorganisme de rglementation sur demande. Ces rapports doivent obligatoirement comprendre : a) les volumes de ciment pomp; b) les types de ciment utiliss; c) une description des additifs ciment utiliss; d) les dates et heures de la cimentation; e) le poids du coulis de ciment; f) le volume de retours de ciment la surface (le cas chant); g) le niveau de ciment estim ou mesur dans lannulaire (en labsence de retour de ciment); h) les dtails de tout problme prouv en ce qui a trait au ciment et aux travaux de restauration* effectus. * Consulter lintertitre Cimentation dun puits localisation du sommet du ciment et cimentation corrective dans la prsente section. 2.11. CIMENTATION DUN PUITS CENTREURS Tout tubage doit tre centr adquatement pour positionner la colonne de tubage lintrieur du puits dans le but de veiller ce quune gaine de ciment entoure lextrieur du tubage. Les exigences suivantes doivent tre respectes : a) le tubage de surface doit tre centr au sommet et au bas du tubage et des intervalles de 50 mtres (maximum) sur toute la longueur du tubage; b) le tubage intermdiaire et le tubage de production doivent tre centrs au sommet et au bas de toute formation productrice et des intervalles de 50 mtres (maximum) dans les parties qui seront cimentes, et ce, jusquau sommet du ciment.

8

Il faut installer tout centreur supplmentaire essentiel pour veiller ce que toutes les colonnes de tubage soient centres de faon permettre une isolation zonale adquate du ciment. En outre, les centreurs et lendroit o ils sont placs doivent respecter les normes tablies dans la version la plus rcente de la pratique recommande RP 10D-2 (Recommended Practice for Centralizer Placement and Stop Collar Testing) du American Petroleum Institute (API), ainsi que dans la dernire version du rapport technique TR 10TR4 (Technical Report on Considerations Regarding Selection of Centralizers for Primary Cementing Operations) de lAPI. 2.12. CIMENTATION DUN PUITS AMPLEUR DU CIMENT DU TUBAGE INITIAL Le tubage initial doit tre ciment sur toute sa longueur, et la largeur du diamtre du trou de forage doit tre suprieure dau moins 100 millimtres celle du tubage de surface. Le forage doit tre interrompu et des mesures correctives doivent tre prises si la cimentation ne parvient pas prserver lintgrit du puits. Tout dflecteur install sur le tubage initial doit tre ciment sur toute sa longueur au moyen de la mthode de circulation. 2.13. CIMENTATION DUN PUITS AMPLEUR DU CIMENT DU TUBAGE DE SURFACE On exige que le tubage de surface soit install et ciment aussitt que possible aprs ltablissement dune circulation et dun conditionnement dans le trou et que le tubage de surface soit ciment sur toute sa longueur grce la mthode de circulation. Les charges ou additifs rduisant la rsistance la compression du ciment du tubage de surface un point infrieur la force minimale requise ne doivent pas tre utiliss. Le volume de ciment requis doit tre calcul en fonction des mesures du trou, auxquelles on ajoute au moins 50 p. 100 de volume de ciment excdentaire, ou des mesures du trou issues dune diagraphie de diamtrage, auxquelles on ajoute au moins 20 p. 100 de volume de ciment excdentaire. Les retours de dbit doivent faire lobjet dune surveillance visuelle. 2.14. CIMENTATION DUN PUITS AMPLEUR DU CIMENT DU TUBAGE INTERMDIAIRE Si on installe un tubage intermdiaire dans un puits de ptrole ou de gaz, le tubage intermdiaire doit tre ciment depuis le sabot jusqu une profondeur dau moins 200 mtres au-dessus de celui-ci ou, si toute zone poreuse est dcouvert dans le puits de forage au-dessus du sabot de tubage, il faut cimenter le tubage partir du sabot jusqu au moins 200 mtres au-dessus de la zone poreuse la moins profonde ou jusqu au moins 50 mtres au-dessus du sabot de la prochaine colonne de tubage moins profonde. La cimentation doit tre effectue grce la mthode de circulation, moins que lorganisme de rglementation approuve le recours une autre mthode. Le volume de ciment requis doit tre fond sur les mesures du trou, issues dune diagraphie de diamtrage, auxquelles on ajoute au moins 20 p. 100 de volume de ciment excdentaire, et le sommet du ciment doit tre localis au moyen dune diagraphie de contrle de cimentation des tubages et signal lorganisme de rglementation. Les additifs ciment ou autres additifs utiliss pour accrotre lintgrit de ladhrence du ciment, sa force ou le confinement dans la zone sont autoriss.

9

2.15. CIMENTATION DUN PUITS AMPLEUR DU CIMENT DU TUBAGE DE PRODUCTION Il faut que le tubage de production soit ciment depuis le sabot jusqu une profondeur dau moins 200 mtres au-dessus de celui-ci ou, si toute zone poreuse est dcouvert dans le puits de forage au-dessus du sabot de tubage, il faut cimenter le tubage partir du sabot jusqu au moins 200 mtres au-dessus de la zone poreuse la moins profonde ou jusqu au moins 50 mtres au-dessus du sabot de la prochaine colonne de tubage moins profonde. La cimentation doit tre effectue grce la mthode de circulation, moins que lorganisme de rglementation approuve le recours une autre mthode. Le volume de ciment requis doit tre fond sur les mesures du trou, issues dune diagraphie de diamtrage, auxquelles on ajoute au moins 20 p. 100 de volume de ciment excdentaire. Le sommet du ciment doit tre localis au moyen dune diagraphie de contrle de cimentation des tubages et signal lorganisme de rglementation. Si lorganisme de rglementation permet lemploi de colonnes de production, il faut les cimenter sur toute leur longueur. Dautres mthodes de compltion peuvent savrer acceptables dans la mesure o on peut prouver quelles procurent un isolement hydraulique quivalent. Le volume de ciment requis doit tre calcul en fonction des mesures du trou, issues dune diagraphie de diamtrage, auxquelles on ajoute au moins 20 p. 100 de volume de ciment excdentaire; 2.16. CIMENTATION DUN PUITS LOCALISATION DU SOMMET DU CIMENT ET CIMENTATION CORRECTIVE Tubage de surface En labsence de retour de ciment la surface ou si le niveau du ciment dans lannulaire descend sous la surface, les rsultats de la diagraphie du contrle de cimentation des tubages et le programme de cimentation corrective propos doivent tre prsents lorganisme de rglementation aux fins dapprobation*. La cimentation corrective doit tre effectue avant le forage de la prochaine section du trou, et ce, conformment au plan approuv. Tubage intermdiaire Si on nobtient pas le sommet du ciment requis, il faut prsenter lorganisme de rglementation les rsultats dune diagraphie du contrle de cimentation des tubages accompagns du plan de cimentation corrective propos aux fins dapprobation* avant sa mise en uvre. La cimentation corrective doit tre effectue avant le forage de la prochaine section du trou, et ce, conformment au plan approuv. Tubage de production Si on nobtient pas le sommet du ciment requis, il faut prsenter lorganisme de rglementation les rsultats dune diagraphie du contrle de cimentation des tubages accompagns du plan de cimentation corrective propos aux fins dapprobation*. Le plan approuv doit tre instaur : a) avant le dbut des activits de fracturation hydraulique; b) dans les 60 jours suivant le retrait de la tige de forage; ou c) avant le dbut des activits de compltion du puits. * Un exploitant peut prsenter davance ses plans de cimentation corrective lorganisme de rglementation, qui pourront alors tre approuvs avant lchance et mis en uvre immdiatement, suivant les besoins.

10

2.17. CIMENTATION DUN PUITS PRIODE DE PRISE (ATTENTE) ET RSISTANCE REQUISE Aprs avoir coul le ciment derrire un tubage install sous le tube-guide, lexploitant ne doit exercer aucune pression sur le tubage jusqu ce que le ciment atteigne une rsistance la compression dau moins 3 500 kPa. Quelle que soit la situation, il ne faut pas toucher au tubage pendant au moins huit heures. Lexploitant dun puits peut demander, auprs de lorganisme de rglementation, lautorisation dcourter la priode dattente prescrite (8 heures) avant dexercer de la pression sur le tubage dans lune ou lautre des situations suivantes : a) sil a procd des essais au banc du mlange de ciment utilis, que le mlange a t fait partir deau provenant de la source de travail en question et quil a tabli quil ne fallait pas 8 heures pour obtenir une rsistance la compression de 3 500 kilopascals; b) sil a eu recours un ciment ou des additifs spciaux temps de prise rduit. Une telle autorisation peut tre accorde la discrtion de lorganisme de rglementation. Il faut attendre au moins sept jours aprs la fin de la cimentation initiale du tubage ou des colonnes avant de procder un essai de pression* sur ces composantes qui seront exposes aux pressions cres par la stimulation par fracturation hydraulique.

* Se reporter lintertitre Essai de pression sur le puits et le matriel de surface dans la prsente section. 2.18. CIMENTATION DUN PUITS ESSAIS ET VALUATION Essais relatifs aux proprits du ciment On exige que des essais soient effectus sur des chantillons reprsentatifs des mlanges de ciment et dadditifs, en utilisant la source deau dont on se servira pour prparer le coulis. Ces essais doivent tre raliss laide de lquipement et des procdures adoptes par lAmerican Petroleum Institute (API) publies dans la plus rcente version de la pratique recommande RP 10B de lAPI (Recommended Practice for Testing Well Cements). Les donnes dessais indiquant que le mlange de ciment propos rpond aux exigences tablies doivent tre gardes au dossier par lexploitant et prsentes, sur demande, lorganisme de rglementation. Essais de pression de fuite/dintgrit de la formation Sauf indication contraire de la part de lorganisme de rglementation, lexploitant doit effectuer un essai de pression de fuite ou un essai dintgrit de la formation aprs avoir for sous le sabot du tubage de surface et du tubage intermdiaire dans le but : a) de vrifier lintgrit du ciment dans lannulaire la hauteur du sabot du tubage; b) dtablir que lintgrit de la formation est adquate et que cette dernire peut supporter la pression de puits maximale anticipe tout au long du forage de la prochaine section ou la profondeur totale du puits. valuation du ciment gnralits Lorganisme de rglementation peut exiger de lexploitant quil value la qualit de la cimentation, notamment la qualit de ladhrence entre le ciment et le tubage et celle de ladhrence entre le ciment et la formation. Parmi les diagraphies dvaluation du ciment acceptables, signalons les diagraphie

11

dadhrence du ciment radial ou les diagraphies dadhrence du ciment omnidirectionnel raliss en association avec une diagraphie dadhrence du ciment. Lorsquune diagraphie dvaluation du ciment simpose (selon la description qui suit), elle doit tre interprte et signe par un professionnel comptent. Linterprtation en question devra comprendre lavis de ce professionnel quant la capacit du ciment install remplir sa fonction, cest--dire, notamment, prvenir la migration de fluides dans lannulaire. valuation du ciment tubage de surface Les situations suivantes doivent amener lexploitant raliser une diagraphie dvaluation du ciment ou recourir une autre technique dvaluation du ciment approuve par lorganisme de rglementation afin dtablir la qualit du ciment lextrieur du tubage de surface : a) des indications de surveillance anormales lors des activits de cimentation ou de lanalyse ultrieure du ciment laissent planer le moindre doute quant lefficacit de la cimentation du tubage de surface; b) une zone de gaz peu profonds est dcouverte avant linstallation du tubage de surface, lorsque celui-ci traverse la zone de production du gaz. Si ladhrence du ciment nest pas suffisante pour isoler le puits de forage des eaux souterraines non sales et viter la migration ascendante de fluides dans lannulaire, une cimentation corrective simposera, et un plan de restauration devra tre prsent lorganisme de rglementation pour approbation. valuation du ciment tubage intermdiaire Lexploitant doit raliser une diagraphie dvaluation du ciment depuis la zone poreuse la moins profonde jusquau sommet du ciment afin de dterminer si on est parvenu obtenir lisolement hydraulique. Si ladhrence du ciment nest pas suffisante pour isoler ces zones, une cimentation corrective simposera, et un plan de restauration devra tre prsent lorganisme de rglementation aux fins dapprobation*. Ce plan devra tre mis en application avant que lon entreprenne le forage. valuation du ciment tubage de production Avant de perforer le tubage ou dentreprendre un programme de fracturation hydraulique, lexploitant doit raliser une diagraphie dvaluation du ciment depuis la zone poreuse la moins profonde jusquau sommet du ciment afin de dterminer si on est parvenu obtenir lisolement hydraulique. Si ladhrence du ciment est insuffisante, encore une fois, il faudra procder une cimentation corrective. Un plan de restauration devra tre soumis lapprobation* de lorganisme de rglementation et mis en application avant le dbut de la fracturation hydraulique. *Un exploitant peut prsenter davance lorganisme de rglementation ses plans de cimentation corrective, qui pourront alors tre approuvs avant lchance et mis en uvre immdiatement, suivant les besoins.

12

2.19. CIMENTATION DUN PUITS TMOIN ET NOTIFICATION Lexploitant doit aviser lorganisme de rglementation au moins 24 h avant dentreprendre la cimentation du tubage de surface. Lorganisme peut galement demander dtre avis, au cas par cas, avant linstallation et la cimentation dautres colonnes de tubage. Lexploitant du puits doit faire appel un professionnel comptent (c.--d. un superviseur de chantier, un reprsentant dun service dentretien de puits ou dune autre entreprise tierce) pour observer les activits et certifier par crit quelles ont t menes conformment au programme approuv. 2.20. PLANS DE TUBAGE ET DE CIMENTATION Il faudrait exiger que des plans de tubage et de cimentation soient prsents lorganisme de rglementation pour tayer une demande dapprobation dun puits. Ces plans doivent tre accessibles lemplacement du puits pour la dure des activits de tubage et de cimentation. Toute rvision des plans dcoulant des modifications apportes sur place doit tre consigne par lexploitant et transmise sur-le-champ lorganisme de rglementation. 2.21. ESSAI DE PRESSION SUR LE TUBAGE DU PUITS ET LQUIPEMENT DE SURFACE Avant de dbourrer le tubage intermdiaire, le tubage de surface et de production, lexploitant doit sassurer que les composantes suivantes soient soumises un essai de pression, conformment la directive 036 (Drilling Blowout Prevention Requirements and Procedures) du Energy Resources Conservation Board (ERCB) de lAlberta : obturateur anti-ruption, colonne de tubage, vanne dintervention durgence, obturateur anti-ruption interne, robinet de tige de forage infrieur, collecteur de duses, conduite dvacuation et dinjection et toute valve connexe. Il faut exiger deffectuer, avant le dbut dun programme de fracturation hydraulique, des essais laide deau douce, de boue ou de saumure sur toutes les colonnes de tubage cimentes et toutes les colonnes qui seront sollicites pendant la fracturation, et ce, une pression atteignant au moins 3 500 kPa de plus que la pression maximale anticipe lors de la fracturation hydraulique ou lors de la dure de vie de la compltion. Si, aprs 30 minutes dessai, la pression indique une diminution de 10 p. 100 ou plus par rapport la pression dessai de dpart, il faut en aviser lorganisme de rglementation, et la fracturation hydraulique ne doit pas avoir lieu tant que la condition pertinente nest pas corrige. La condition dun tubage soustrait des activits, conformment la phrase prcdente, ne sera rpute corrige que lorsque le tubage prsentera une diminution de la pression infrieure 10 p. 100 par suite dun essai de pression de 30 minutes, tel quil a t dcrit ci-dessus. Avant le dbut dun rgime de fracturation hydraulique et du pompage des fluides de fracturation, il faut procder lessai des conduites dinjection et du collecteur de duses, des valves connexes, de la tte ou de larbre de fracturation ou de toute autre composante ou tout autre raccord faisant partie de la tte de puits qui naurait pas t mis lpreuve une pression dau moins 3 500 kilopascals. Cet essai doit tre fait laide deau douce, de boue ou de saumure une pression quivalente la pression maximale anticipe pendant la fracturation, la perte de pression ne pouvant pas dpasser 10 p. 100. Si, aprs 30 minutes dessai, la pression indique une diminution de 10 p. 100 ou plus par rapport la pression dessai de dpart, lorganisme de rglementation doit en tre avis, et la fracturation hydraulique ne doit pas avoir lieu tant que la condition pertinente nest pas corrige. La condition dune composante soustraite des activits, conformment la phrase prcdente, ne sera rpute corrige

13

quune fois que la composante aura t soumise un autre essai et quelle aura prsent une diminution de la pression de moins de 10 p. 100 par suite dun essai de pression de 30 minutes, tel quil a t dcrit ci-dessus. Les registres de tous les essais de pression doivent tre conservs par lexploitant et prsents, sur demande, lorganisme de rglementation. 2.22. PLAN DE TRAITEMENT DE FRACTURATION HYDRAULIQUE ET NOTIFICATION Au moins trois jours avant le dbut dun programme de fracturation, lexploitant dun puits est dans lobligation de prsenter, titre informatif, lorganisme de rglementation un plan de traitement de fracturation hydraulique. Ce plan doit prciser : a) la date de dbut prvue de la fracturation; b) un profil des pressions et volumes de fluides anticips pour le pompage chacune des tapes; c) une description de lintervalle de traitement prvu (p. ex. lemplacement des perforations suprieures et infrieures, exprim en profondeur verticale relle et en profondeur mesure relle); d) le nombre total dtapes et le volume total estim de leau* et des fluides de fracturation qui sera utilis pour toutes les tapes de la fracturation hydraulique; e) les pressions dessai sur lquipement de surface et le tubage. Qui plus est, le plan doit faire tat du fait que lexploitant du puits a communiqu avec tout exploitant voisin excutant des activits de forage, de compltion ou dexploitation dun puits de ptrole ou de gaz dans un rayon correspondant la demi-longueur prvue de la fracture et quil a pris des dispositions pour collaborer, au moyen de notifications et de la surveillance des activits de forage et de compltion, dans le but de rduire la possibilit dune entre involontaire deau, de gaz, de ptrole ou de tout autre fluide de formation lintrieur dun puits. Il faut exiger que les renseignements ci-dessus soient mis jour lissue du programme de fracturation hydraulique de faon comparer les caractristiques prvues du programme de fracturation aux caractristiques relles. Ces renseignements doivent en outre tre compris dans le rapport de compltion de puits et prsents lorganisme de rglementation dans les 30 jours suivant la fin du programme de fracturation. *Voir aussi Plan de gestion de leau Surveillance et dclaration de lutilisation de leau la section 6.0 et valuation des risques et communication des additifs prsents dans les fluides de fracturation la section 11.0. ** La demi-longueur de la fracture est la distance radiale sparant le trou de forage en question et lextrmit extrieure dune fracture propage par fracturation. 2.23. LISTE DE VRIFICATION ET ATTESTATION PRALABLES LA FRACTURATION HYDRAULIQUE Lexploitant dun puits de ptrole ou de gaz qui sera stimul par fracturation hydraulique doit obligatoirement remplir, signer et prsenter une liste de vrification et une attestation pralables la fracturation au moins trois jours avant le dbut dun programme de fracturation hydraulique. La liste de vrification doit tre signe et date de la main dun reprsentant autoris de lexploitant. Elle doit galement, entre autres choses, exiger que lexploitant atteste avoir satisfait ou entendre satisfaire toutes les exigences pertinentes en matire dessais quant au tubage, la cimentation et la pression, et quil reconnaisse son obligation de surveiller la pression, daviser lorganisme de rglementation et de cesser lactivit de fracturation hydraulique comme on le dcrit la section 2.24, ci-aprs.

14

Une liste de vrification et un formulaire dattestation pralables la fracturation hydraulique sont fournis lannexe 3. 2.24. SURVEILLANCE DE LA PRESSION, PRESSION MAXIMALE PERMISE ET CESSATION DE LA FRACTURATION EN RAISON DVNEMENTS INATTENDUS Lexploitant doit assurer une surveillance constante et consigner, chaque tape dun programme de fracturation hydraulique, les paramtres suivants : a) pression dinjection en surface; b) dbit de coulis; c) concentration de lagent de soutnement; d) taux de fluides; e) toutes les pressions dans lannulaire (ce qui comprend, dans le cas dactivits de stimulation impliquant un tubage intermdiaire, la pression entre ce tubage et le tubage de production). La pression du traitement de fracturation hydraulique ne doit dpasser en aucun temps la pression dessai de toute composante donne au cours de la fracturation hydraulique. Les pressions diffrentielles contre les parois dune colonne de tubage ne doivent pas tre suprieures 80 p. 100 de la pression de rupture interne minimale du tubage tablie par lAPI, et ce, tout au long du traitement de fracturation hydraulique. Les registres de surveillance de la pression tenus par lexploitant doivent tre prsents lorganisme de rglementation dans les 30 jours suivant lachvement des activits de stimulation, sauf si une notification immdiate simpose en vertu des exigences qui suivent. Lexploitant doit immdiatement interrompre la fracturation hydraulique et aviser lorganisme de rglementation dans les 24 heures si : a) la pression maximale dcrite ci-dessus est dpasse; b) le volume de fluides qui monte la surface excde le volume pouvant raisonnablement tre attendu des suites de laugmentation de la temprature et de la pression; c) la pression de lannulaire augmente de plus de 3 500 kilopascals au cours de la stimulation; d) on enregistre une pression ou un dbit anormal, voire les deux, qui saccompagne dun important cart du plan de traitement; e) un exploitant a des raisons de souponner une faille dans le tubage ou le ciment du tubage, ou encore labsence disolement dune source deau souterraine non sale, quelle quelle soit. Sil y a interruption de la fracturation hydraulique pour lune ou lautre des raisons dcrites dans la prsente section, lexploitant doit a) rapporter lorganisme de rglementation, dans les 15 jours, tous les dtails relatifs lincident; b) procder des tests de diagnostic et, si ces tests rvlent la prsence dune faille, fermer le puits et isoler la portion perfore du tubage ds quil est possible de le faire. La fracturation hydraulique ne doit pas reprendre moins que la situation nait t rgle la satisfaction de lorganisme de rglementation. 2.25. CESSATION NCESSAIRE DES ACTIVITS POUR PROTGER LA SANT DU PUBLIC, LA SCURIT ET LENVIRONNEMENT Si lexploitant dun puits nest pas en mesure de rparer convenablement un dfaut de conception, de construction, de compltion ou dexploitation dtect dans un puits de ptrole ou de gaz de sorte protger la sant du public, la scurit et lenvironnement, notamment dans le cas de toutes les sources deau souterraine non sale et de toutes les eaux de surface pouvant tre touches par le puits, lexploitant doit cesser toute exploitation, et colmater et fermer le puits de faon quil ne reprsente pas un danger lgard de la sant du public, de la scurit ou de lenvironnement.

15

2.26. RECOURS UN PERSONNEL ACCRDIT EN CONTRLE DES PUITS Il est obligatoire que le sous-traitant de forage dont lexploitant a retenu les services possde un certificat valide en prvention des ruptions pour surveillant immdiat ou pour le personnel dentretien des puits, dlivr par un service de formation dans lindustrie ptrolire reconnu (p. ex. ENFORM*) la suite dune formation portant sur les procdures de prvention des ruptions et de contrle des venues. Lexploitant dun puits dsigne la fois a) un reprsentant de lemplacement du puits (autre que le chef de linstallation de forage), qui est charg de superviser les activits de forage et dentretien et b) un chef de linstallation de forage sur place, qui est charg de superviser lappareil de forage et dentretien. Le reprsentant de lemplacement du puits et le chef de linstallation de forage possdent tous deux un certificat valide en contrle de puits pour surveillant de chantier de forage, dlivr par un service de formation dans lindustrie ptrolire reconnu (p. ex. ENFORM), la suite dune formation portant sur les procdures de contrle dun puits. Le reprsentant de lemplacement du puits et le chef de linstallation de forage ne supervisent jamais les activits de forage ou dentretien de puits plus dun emplacement la fois. Le reprsentant de lemplacement du puits et le chef de linstallation de forage aient la possibilit de se dplacer hors du site, mais ils doivent pouvoir y revenir en deux heures tout au plus, et ce, en tout temps. En cas de pntration dune zone contenant des hydrocarbures, le reprsentant de lemplacement du puits ou le chef de linstallation de forage soit sur place pendant toute activit de monte ou de descente dune tige de forage. Sil savrait ncessaire deffectuer, de faon imprvue, la monte ou la descente dune tige de forage tandis quaucune de ces personnes nest prsente, lopration pourrait dbuter ds que le reprsentant de lemplacement du puits ou le chef de linstallation de forage auront t joints. Les personnes avises doivent alors se rendre sur place immdiatement. Le reprsentant de lemplacement et le chef de linstallation de forage doivent tous deux se trouver sur le site pendant toute activit lie au contrle du puits. Si lon constate que lune ou lautre de ces personnes ne possde pas le certificat valide exig ci-dessus, lorganisme de rglementation pourrait demander lexploitant dinterrompre les activits de forage aussitt quil est scuritaire de le faire et exiger quelles ne soient pas reprises tant que ces personnes nauront pas t remplaces par du personnel possdant les certificats requis. * ENFORM est une association de scurit au service de lindustrie ptrolire et gazire du Canada. 2.27. ACTIONNEUR DE PRVENTION DES RUPTIONS DISTANCE Il faut exiger que lquipement de prvention des ruptions install dans les puits et soumis un processus de fracturation hydraulique comprenne un actionneur distance qui : a) fonctionne mme une autre source dnergie que le systme hydraulique de lappareil de forage; b) est situ au moins 25 mtres de la tte du puits. Toutes les conduites et valves et tous les raccords situs entre lquipement de prvention des ruptions et lactionneur distance ou tout autre actionneur doivent tre ininflammables et avoir une capacit de pression dutilisation suprieure la pression de surface maximale anticipe au niveau de la tte de puits.

16

2.28. MESURES AMLIORES DE PROTECTION CONTRE LES RUPTIONS La Province doit amliorer ses mesures actuelles de prvention et de contrle des ruptions et, cette fin, elle doit adopter et imposer des procdures de forage et dentretien des puits semblables celles nonces dans les versions les plus rcentes des directives 036* (Drilling Blowout Prevention Requirements and Procedures) et 037 (Service Rig Inspection Manual) du Energy Resources Conservation Board (ERCB) de lAlberta. Lorsque les forages ont lieu des endroits o du mthane peut tre prsent faible profondeur, il faut exiger que les mesures de scurit qui simposent soient prises, y compris lutilisation des mesures appropries de contrle des puits et la mise en place de torches ou de circuits de torches. 2.29. ENQUTE ET INTERVENTION DBITS DE LVENT DE TUBAGE DE SURFACE, MIGRATION DE GAZ ET GAZ ISOLS La Province a mis au point une srie dexigences sur les enqutes et les interventions lies aux dbits de lvent de tubage de surface, la migration des gaz et aux gaz isols. De plus amples dtails cet effet sont fournis lannexe 4. 2.30. COLMATAGE ET FERMETURE DES PUITS La Province doit amliorer ses exigences en matire de colmatage et de fermeture des puits et, cette fin, doit adopter et imposer les procdures dcrites dans la version la plus rcente de la directive 020 (Well Abandonment) du Energy Resources Conservation Board (ERCB) de lAlberta.

3.0 VALUATION DU CONFINEMENT GOLOGIQUE LEXTRIEUR DU PUITS DE FORAGE Rduire la possibilit que des substances telles que les fluides de fracturation hydraulique, les fluides de forage et les hydrocarbures natteignent les puits deau ou la surface en passant par des fractures souterraines, des failles, des puits de ptrole ou de gaz ferms ou une couche encaissante inadquate de quelque manire que ce soit. 3.1. VALUATION DE LA COMMUNICATION LINTRIEUR DU TROU DE FORAGE AVANT LA FRACTURATION HYDRAULIQUE Avant le dbut dun programme de fracturation hydraulique dans un puits de ptrole ou de gaz, lexploitant doit prparer une valuation de la fracturation (un modle) analysant le potentiel de communication lintrieur du trou de forage entre le puits stimul et les puits de ptrole ou de gaz adjacents ferms, obturs ou en production. Cette valuation doit : a) examiner toutes les donnes gologiques et gophysiques pertinentes auxquelles lexploitant a accs; b) inclure une distance danalyse couvrant le double de la demi-longueur de fracture planifie* sur toute la profondeur du trou de forage.

17

Lexploitant doit transmettre lorganisme de rglementation les rsultats de lexamen du modle de fracturation. Lexamen doit : a) tre sign par un professionnel comptent; b) tre remise lorganisme de rglementation avant le dbut du programme de fracturation hydraulique. Dans le cas o lvaluation susmentionne donnerait penser que les fractures induites stendront un trou de forage de ptrole ou de gaz adjacent, la fracturation hydraulique ne sera pas autorise, moins que le programme de fracturation propos ne soit modifi de manire liminer cette possibilit. *La demi-longueur de la fracture est la distance radiale sparant le trou de forage en question et lextrmit extrieure dune fracture propage par fracturation. 3.2. VALUATION DU CONFINEMENT GOLOGIQUE AVANT DE PROCDER LA FRACTURATION HYDRAULIQUE Avant dentreprendre pour la premire fois un programme de fracturation hydraulique dans un bassin, une formation ou une rgion gologique dsigne par lorganisme de rglementation, lexploitant est tenu de prparer une valuation de la capacit de la zone tampon (entre la couche ptrolifre ou gazifre et la base dun aquifre deau souterraine non sale) agir comme une couche encaissante et contenir le traitement de fracturation hydraulique, prvenant la migration verticale des fluides de fracturation, de leau de formation, des hydrocarbures ou dautres contaminants potentiels vers une couche contenant de leau souterraine non sale. Cette valuation doit : a) tenir compte de toutes les donnes pertinentes auxquelles lexploitant a accs, notamment : le gradient hydraulique, la vitesse de percolation, le temps de parcours, la capacit de stockage dans les pores et la gochimie (solubilit, adsorption, etc.); b) contenir une analyse de la mobilit du fluide de fracturation dans la couche situe entre le tubage de puits perfor et la couche qui contient de leau souterraine non sale; c) inclure une analyse de lemplacement et de lampleur des failles gologiques (horizontales et verticales) ainsi que des zones comportant des fractures naturelles; d) inclure une distance danalyse couvrant le double de la demi-longueur de fracture planifie* sur toute la profondeur du trou de forage. Lexploitant doit tenir compte des rsultats de lvaluation dcrite prcdemment lorsquil conoit le programme de fracturation hydraulique afin de sassurer que les fluides de fracturation, leau de formation ou les hydrocarbures ne migreront pas verticalement dans une formation gologique pour ainsi venir en contact avec toute couche qui contient de leau souterraine non sale. Lexploitant doit transmettre les rsultats du confinement gologique lorganisme de rglementation. Ces rsultats doivent : a) tre signs par un professionnel comptent; b) tre remis lorganisme de rglementation avant le dbut du programme de fracturation hydraulique. *La demi-longueur de la fracture est la distance radiale sparant le trou de forage en question et lextrmit extrieure dune fracture propage par fracturation.

18

3.3. ANALYSE DE LA RACTION DES FORMATIONS GOLOGIQUES LA FRACTURATION HYDRAULIQUE Dans le cadre de toute activit de compltion dun puits qui comporte un processus de fracturation hydraulique, lexploitant du puits doit effectuer une surveillance et une analyse suffisamment pousses ou toute autre technique de surveillance adquate afin de comprendre fond les rgimes de contraintes inhrents la formation gologique en question et la manire dont cette formation a ragi la fracturation hydraulique. Parmi les exemples de surveillance et danalyse, mentionnons lanalyse de la courbe de pression, qui comprend la surveillance de la pression de tubage des puits dcals, lajout de traceurs chimiques dans le fluide de fracturation hydraulique et la surveillance des pressions de traitement lors de la fracturation. Dans les 30 jours suivant lachvement dun programme de fracturation hydraulique, lexploitant doit fournir la preuve que les rsultats de la fracturation hydraulique taient ceux qui taient prvus. 3.4. RESTRICTIONS ET EXIGENCES PARTICULIRES RESPECTER EN CE QUI A TRAIT LA FRACTURATION HYDRAULIQUE FAIBLE PROFONDEUR La fracturation hydraulique faible profondeur* est interdite. Il est galement interdit de recourir la fracturation hydraulique aux fins de prospection ou dexploitation ptrolire ou gazire dans des formations gologiques contenant de leau souterraine non sale. *On qualifie de fracturation hydraulique faible profondeur la fracturation hydraulique ciblant une zone situe moins de 600 mtres sous la surface (profondeur verticale relle) ou toute autre profondeur fixe par lorganisme de rglementation selon la gologie du site.

4.0 GESTION DES DCHETS ET MAINTIEN DES CONTAMINANTS POTENTIELS DANS LA PLATEFORME DEXPLOITATION Rduire le risque dchappement de substances la surface la suite de dversements, de fuites, de lentreposage ou de la manutention inappropris de produits chimiques ou encore du traitement ou de llimination inadquats de dchets comme leau de reflux et leau produite. 4.1. CONSTRUCTION DES PLATEFORMES DEXPLOITATION Les exploitants de puits de ptrole et de gaz doivent prsenter lorganisme de rglementation, aux fins dexamen et dapprobation, le plan dune plateforme dexploitation propose (gradients, dimensions, type de matriau de remblai que lon envisage dutiliser, etc.), et ce, avant la construction de la plateforme en question. Le plan et la construction dune plateforme doivent comprendre des mesures visant viter la migration descendante de contaminants potentiels de la surface vers le sol sous-jacent et leau souterraine pendant le forage et la fracturation hydraulique. Il sagira notamment de mesures de confinement secondaire comme celles dcrites ailleurs dans cette section.

19

Se reporter aussi aux intertitres Rservoirs de stockage, citernes et cuves , Plan de gestion des coulements et Contrle de laccs dans la prsente section. La section 9.0 traite de lemplacement de la plateforme dexploitation. 4.2. UTILISATION DE SYSTMES DE FLUIDE DE FORAGE BOUCLE FERME Lorsquils forent sous le trou de surface*, les exploitants doivent employer des systmes boucle ferme sans fosse pour la gestion du fluide de forage. * On dsigne par trou de surface un trou for pour permettre linstallation du tubage de surface. Comme on le mentionne la section 2.0, le trou de surface doit tre for en utilisant de lair, un fluide base deau douce ou un autre fluide de forage prescrit. 4.3. CONFINEMENT DURGENCE DU FLUIDE DE FRACTURATION HYDRAULIQUE Une soupape de sret de dimension adquate ayant fait lobjet dun test fonctionnel ainsi quune conduite de dviation de la bonne taille doivent tre installes et servir dtourner le flux du tubage utilis pour la fracturation hydraulique vers un rservoir couvert tanche leau en cas de dfaillance de la colonne de fracturation hydraulique. La soupape de sret doit tre rgle de manire ce que la pression lintrieur du tubage nexcde pas 95 p. 100 de la pression de rupture interne minimale. Pendant le pompage du fluide de fracturation hydraulique dans le trou de forage et durant les 72 premires heures de la phase de reflux, lexploitant doit veiller ce quun camion aspirateur demeure en disponibilit et puisse intervenir aux abords du puits en moins dune heure. Dans lventualit o un exploitant de puits emploierait une technologie de fracturation hydraulique ne ncessitant pas lutilisation dun fluide liquide aux tempratures et aux pressions de surface, dautres dispositifs et procdures de confinement durgence pourraient tre exigs par lorganisme de rglementation. 4.4. PLAN DE GESTION DES DCHETS Les promoteurs de puits de ptrole ou de gaz doivent prsenter lorganisme de rglementation, aux fins dexamen et dapprobation, un plan de gestion des dchets, et ce, avant dentreprendre leurs activits. Ce plan doit : a) montrer quun effort raisonnable* a t dploy afin de limiter autant que possible la production de dchets et den assurer la gestion par le recyclage et la rutilisation; b) dcrire les dchets qui seront gnrs; c) dcrire la manire dont ils seront traits et entreposs; d) dcrire les mthodes et les emplacements proposs pour leur traitement, leur rutilisation ou leur limination; e) dcrire comment le promoteur entend se conformer aux exigences tablies par lorganisme de rglementation en matire de gestion des dchets (section 4.5, ci-aprs) et toute condition rattache aux permis, aux approbations ou aux licences dlivrs par lorganisme cet gard. *Un effort raisonnable consiste en lvaluation des technologies qui pourraient tre utilises pour recycler ou rutiliser les dchets, selon leur disponibilit dans la province ( la plateforme dexploitation ou ailleurs) et lchelle des activits ncessaires leur emploi efficace. La planification de la gestion des dchets entourant les interventions en cas de dversement est aborde lannexe 6, et la planification en lien avec la restauration des sites, lannexe 17.

20

4.5. GESTION DES DCHETS GNRALITS La Province a labor, lintention des promoteurs dinstallations ptrolires et gazires, des exigences relatives la gestion des dchets qui doivent tre respectes et prises en compte dans la prparation du plan de gestion des dchets susmentionn. Ces exigences concernent notamment : a) lchantillonnage et lanalyse (caractrisation) des dchets; b) les protocoles de stockage, de transport, de traitement et dlimination de dchets prcis; c) les limites de rejets des dchets traits; d) les exigences de dclaration et de notification en matire dlimination des dchets. Elles sont dcrites aux sections 4.6 4.10, ci-aprs, et lannexe 5. Bien que les plans de gestion des dchets approuvs puissent varier dune rgion de la province une autre en raison de la variabilit des dchets et de la disponibilit des options de gestion, les principes contenus dans les exigences relatives la gestion des dchets seront appliqus de manire uniforme dans toutes les rgions productrices de ptrole et de gaz. 4.6. GESTION DES DCHETS CARACTRISATION DES DCHETS Les dchets liquides et solides produits une plateforme dexploitation ou rcuprs dans un puits de forage doivent tre identifis, caractriss et dclars lorganisme de rglementation par lexploitant du puits de ptrole ou de gaz. Une fois que les dchets rcuprs a) du premier puits de ptrole ou de gaz for dans une formation ou un bassin gologique; ou b) du premier puits for sur une plateforme dexploitation ou les dchets produits par celui-ci auront t caractriss (cest--dire que les chantillons auront t envoys un laboratoire pour tre analyss), lorganisme de rglementation dterminera la frquence de prlvement de tout chantillon et de toute analyse supplmentaire pouvant tre ncessaire la vrification priodique des caractristiques des dchets pendant la priode o ils sont produits. Lorganisme de rglementation pourrait lever les analyses des dchets liquides ou solides ou en modifier la frquence lorsque des donnes de rfrence cohrentes et reprsentatives ont dj t tablies pour un ensemble standard de mthodes et dadditifs de forage et de compltion en terrain connu, o les dchets sont achemins vers les installations autorises. 4.7. GESTION DES DCHETS RESTRICTIONS CONCERNANT LLIMINATION SUR PLACE Aucune limination sur place des dchets nest permise sauf lorsque celle-ci a t explicitement autorise par lorganisme de rglementation et le propritaire foncier. Les propositions dlimination sur place ne seront prises en considration que pour les matires juges, par vrification, exemptes de toute contamination, conformment aux critres tablis par le ministre de lEnvironnement et des Gouvernements locaux. Llimination ou lpandage des dblais de forage mme le site pourraient par exemple tre envisags, condition que ceux-ci aient t adquatement tris, caractriss et asschs, et quils aient t jugs non contamins. Il convient de souligner que, dans le cadre de son examen dun projet en vertu du Rglement sur les tudes dimpact sur lenvironnement, le ministre de lAgriculture, de lAquaculture et des Pches du Nouveau-Brunswick pourrait dfinir dautres exigences si lapplication au sol des rsidus de forage est propose. Llimination de dchets tels que les dblais de forage, les fluides de forage et la boue lintrieur de lespace annulaire est interdite.

21

4.8. GESTION DES DCHETS EAU DE REFLUX ET EAU PRODUITE Lemploi de fosses creuses aux fins de stockage des eaux produites ou de reflux nest pas autoris. La totalit de leau de reflux et de leau produite rcupre dans un puits de ptrole ou de gaz doit tre achemine, dans des conduites, vers des rservoirs couverts tanches leau dots denceintes de confinement secondaire. Les rservoirs et conduites utiliss pour stocker et transporter leau produite et leau de reflux doivent tre faits de matriaux rsistants la chaleur et la corrosion compatibles avec les pressions oprationnelles ainsi quavec les proprits chimiques et physiques connues ou anticipes de leau, conformment un plan de gestion des dchets approuv. Le recyclage constitue le mode de gestion des eaux de reflux et des eaux produites privilgier. Cette mthode comprend notamment le recours des stratgies et des technologies telles que le mlange, la filtration, la distillation thermique, losmose inverse ou llectro-coagulation. Lorsque cette option nest pas envisage, le promoteur est tenu de montrer, dune manire juge satisfaisante par lorganisme de rglementation, que ce recyclage savre impossible.* Sous rserve de ce qui prcde, leau de reflux et leau produite doivent tre : a) traites selon un plan de gestion des dchets approuv et stockes, court terme, dans des rservoirs adquats pour ensuite tre rutilises sur place ou un autre emplacement (dans le cadre dactivits de fracturation hydraulique ou de forage, par exemple); b) transportes vers une installation de traitements des eaux uses appropries, dans la province, pour y tre traites et limines ou utilises dautres fins (lorsque le recours linstallation de destination a t expressment autoris par lorganisme de rglementation, et selon les conditions inhrentes cette autorisation); ou c) transportes vers une installation de traitement et dlimination des eaux uses approprie et autorise, lextrieur de la province. Leau de reflux et leau produite recycles ne peuvent tre utilises lors du forage jusqu ce que toutes les couches contenant de leau souterraine non sale aient t isoles des fluides de forage par linstallation et la cimentation dun tubage de surface. La dure du stockage sur le site des eaux de reflux ne devrait pas excder 90 jours compter du dernier jour des activits de compltion ou dentretien du puits, moins que lorganisme de rglementation nait donn son autorisation (si lexploitant prvoit recycler/rutiliser leau sur place, par exemple). * Selon une valuation des technologies pouvant tre utilises pour recycler leau, la disponibilit de ces technologies dans la province ( la plateforme dexploitation ou ailleurs) et lchelle des activits ncessaires leur emploi efficace. 4.9. GESTION DES DCHETS MATIRES RADIOACTIVES NATURELLES Les dchets rcuprs a) dun premier puits de ptrole ou de gaz for dans une formation ou un bassin gologique ou b) du premier puits for sur une plateforme dexploitation ou produits par celui-ci doivent tre tests avant leur retrait du site afin de dceler la prsence de matires naturelles radioactives, selon les procdures prsentes lannexe 5. Ces dchets comprennent leau de reflux extraite dun puits de ptrole ou de gaz aprs la fracturation hydraulique, les fluides rcuprs pendant la phase de production dun puits de ptrole ou de gaz (c.--d. leau produite), les dblais de forage et les fluides de forage uss. Les conduites et autres quipements ayant dj servi et tant entrs en contact avec les matires susmentionnes doivent galement faire lobjet dune valuation pour les matires radioactives naturelles avant dtre limins ou recycls.

22

De plus amples dtails sont fournis lannexe 5. 4.10. GESTION DES DCHETS UTILISATION DINSTALLATIONS DE TRAITEMENT DES EAUX USES EXISTANTES Llimination dun dchet (leau de reflux ou leau produite, par exemple) dans une installation de traitement des eaux uses (municipale, industrielle ou autre) no-brunswickoise ne sera pas autorise moins quil ait t dmontr que linstallation en question peut effectuer un traitement efficace. cette fin, lexploitant du systme de traitement des eaux uses, en concertation avec le promoteur ou lorganisme de rglementation, doit : a) bien caractriser les concentrations de contaminants dans les dchets liquides; b) laborer et mettre en uvre* tout processus de traitement ncessaire afin que le systme de traitement des eaux uses puisse recevoir et traiter les contaminants prsents dans les dchets liquides sans que sa viabilit long terme ni sa dure de vie nen soient affectes, et sans autre effet nfaste tel quune incidence ngative sur la qualit des eaux rceptrices. Le contrle de la qualit de leau en aval par le propritaire de linstallation de traitement des eaux uses sera exig par lorganisme de rglementation en tant que condition doctroi de lapprobation susmentionne pour toute installation de traitement des eaux uses avec dversement dans les eaux de surface, quil sagisse dune installation dj existante ou rcemment construite, spcialement cet effet. * La modification dune installation de traitement des eaux uses municipale ou industrielle existante (c.--d. un changement au processus de traitement ou une augmentation de la capacit) ou la construction dune nouvelle installation ncessiterait gnralement lenregistrement en vertu du Rglement sur les tudes dimpact sur lenvironnement Loi sur lassainissement de lenvironnement. 4.11. PRVENTION DES DVERSEMENTS, NOTIFICATION ET INTERVENTION Les exploitants dinstallations ptrolires et gazires doivent laborer, prsenter et mettre en uvre des plans de prvention des dversements, de notification et dintervention et signaler lorganisme de rglementation tout vnement inhabituel prsentant un risque pour la scurit du public, la sant publique ou lenvironnement. De plus amples dtails sur les exigences relatives la prvention des dversements et des fuites, leur dclaration et aux mesures adopter dans ce genre de circonstances sont fournis lannexe 6. Voir aussi Enqute et intervention dbits de lvent de tubage de surface, migration de gaz et gaz isols la section 2.0, Confinement durgence du fluide de fracturation hydraulique la section 4.0 et Scurit et planification des mesures durgence pour les activits ptrolires et gazires la section 8.0. 4.12. GESTION DES COULEMENTS Les exploitants de puits de ptrole et de gaz doivent adopter et maintenir des pratiques de gestion exemplaires afin de contrler la qualit et la quantit des coulements produits par la chute de pluie et la fonte des neiges, de manire prvenir lrosion et la propagation de sdiments et dautres polluants vers lextrieur du site. cette fin, la Province a labor des exigences relatives la prparation de plans de gestion des coulements pour les plateformes. Les promoteurs dun puits de ptrole ou de gaz doivent prparer et prsenter un plan de gestion des coulements rpondant ces exigences.

23

De plus amples renseignements ce sujet sont fournis lannexe 7. 4.13. GESTION DES PRODUITS CHIMIQUES DISPOSITIONS GNRALES Les exigences et normes de manutention et dentreposage des produits chimiques sont nonces dans le Rglement gnral affrent la Loi sur lhygine et la scurit au travail* et dans les conditions rattaches aux agrments de construction et dexploitation dlivrs aux termes du Rglement sur la qualit de lair Loi sur lassainissement de lair* et du Rglement sur la qualit de leau Loi sur lassainissement de lenvironnement*. * La partie VIII du Rglement gnral Loi sur lhygine et la scurit au travail touche un large ventail de sujets lis lentreposage et la manutention de produits chimiques. Le ministre de lEnvironnement et des Gouvernements locaux est par ailleurs habilit tablir des exigences ces chapitres au moyen de conditions rattaches aux agrments de construction et dexploitation dinstallations dlivrs aux termes du Rglement sur la qualit de lair Loi sur lassainissement de lair et du Rglement sur la qualit de leau Loi sur lassainissement de lenvironnement. Les conditions de lagrment stipulent gnralement que le titulaire doit sassurer que tous les produits chimiques utiliss linstallation sont entreposs dans un systme de stockage des produits chimiques dsign cette fin. Le systme doit tre conu de manire ce que tous les produits chimiques soient : a) rangs en toute scurit dans des contenants hermtiques et rsistants aux produits chimiques; b) loigns des zones de circulation intense et protgs des chocs causs par les vhicules; c) loigns des panneaux lectriques; d) placs dans une zone de confinement munie dune enceinte de confinement secondaire adquate pouvant contenir 110 p. 100 du volume du plus grand contenant, zone conue pour prvenir le dversement ou le rejet de produits chimiques dans le milieu ambiant la suite dune fuite; e) dans une zone conue pour prvenir tout contact entre les produits chimiques incompatibles. 4.14. GESTION DES PRODUITS CHIMIQUES TRANSPORT Tout transport de substances et de produits chimiques doit seffectuer dans le respect des rglements applicables au transport de marchandises dangereuses*. * Le Rglement gnral affrent la Loi sur le transport des marchandises dangereuses du Nouveau-Brunswick reprend les exigences du Rglement sur le transport des marchandises dangereuses fdral relativement au transport de marchandises dangereuses, dont celles touchant la classification, les documents dexpdition, les indications de danger, les contenants, la formation et les plans dintervention durgence. Voir aussi Scurit et planification des mesures durgence pour les activits ptrolires et gazires la section 8.0 et Circulation routire trac de litinraire la section 9.0. 4.15. GESTION DES PRODUITS CHIMIQUES INVENTAIRE DES PRODUITS CHIMIQUES Les exploitants doivent tenir un inventaire des produits chimiques utiliss ou entreposs sur chacun des sites dactivits ptrolires ou gazires, dont le combustible et les autres produits utiliss lors du forage, de la compltion et des oprations de reconditionnement, y compris la fracturation hydraulique.

24

Les inventaires tenus par les exploitants en vertu de la prsente section doivent tre actualiss suivant les besoins pendant toute la vie dune installation ptrolire ou gazire, et les dossiers connexes, conservs sous une forme facilement accessible au bureau de terrain local de lexploitant. 4.16. CONTRLE DE LACCS Si une plateforme dexploitation doit tre laisse sans surveillance, tous les produits chimiques, y compris les additifs chimiques utiliss pour la stimulation des puits et la fracturation hydraulique, doivent tre retirs du site ou stocks hors de porte du public. Les bouchons, les valves ou autres mcanismes douverture associs aux rservoirs et aux cuves de stockage ( lexception des rservoirs et des cuves contenant de leau douce ou des matires utilises dans la prvention des incendies et lors dinterventions, en cas de dversement) doivent tre verrouills lorsquils ne sont pas utiliss, moins que lexploitant du puits assure une prsence sur la plateforme dexploitation 24 h sur 24. Dans les 30 jours suivant sa construction, la batterie doit tre entoure dune clture dau moins deux mtres de hauteur, faite de matriaux petit maillage de calibre industriel et quipe dune grille pouvant tre verrouille lorsque lemplacement du puits est laiss sans surveillance. Dans les 30 jours suivant le retrait de la tige de forage, lexploitant doit entourer la tte de pu