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

Réseau de tuyauterie

• 35 (1) Le réseau de tuyauterie et les équipements connexes de toute installation doivent être conçus et mis en place conformément au document RP 14E de l’American Petroleum Institute intitulé Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems.

• (2) Tout récipient sous pression ou chaudière de l’installation de production doivent être conçus et construits conformément aux normes suivantes :

  • a) le document Spec 12J de l’American Petroleum Institute intitulé Specification for Oil and Gas Separators;

  • b) les articles I, II, IV, V, VII, VIII et IX du document de l’American Society of Mechanical Engineers intitulé ASME Boiler & Pressure Vessel Code;

  • c) la norme B51-M1991 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Code des chaudières, appareils et tuyauteries sous pression.

• (3) Tout compresseur affecté aux opérations touchant les hydrocarbures de l’installation de production doit être conçu conformément aux normes suivantes :

  • a) la norme CAN/CSA-Z184-M92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Réseaux de canalisations de gaz;

  • b) la norme STD 617 de l’American Petroleum Institute intitulée Centrifugal Compressors for General Refinery Service;

  • c) la norme STD 618 de l’American Petroleum Institute intitulée Reciprocating Compressors for General Refinery Services;

  • d) la norme STD 619 de l’American Petroleum Institute intitulée Rotary-Type Positive Displacement Compressors for General Refinery Services.

• (4) Le matériel et les méthodes utilisés dans l’installation de production produisant ou traitant du gaz sulfuré doivent être conformes à la norme MR-01-75 de la National Association of Corrosion Engineers (U.S.) intitulée Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oil Field Equipment.

• (5) Lorsque du pétrole, du gaz ou de l’eau contenant de l’hydrogène sulfuré doivent être manipulés, traités ou transformés, l’exploitant doit le faire selon les règles de l’art afin de limiter au minimum le rejet d’hydrogène sulfuré dans l’environnement et faire en sorte que les opérations se déroulent efficacement et en toute sécurité.

Systèmes de communication

• 36 (1) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée à moins que celle-ci ne soit munie :

  • a) d’un système de communication radiophonique ou téléphonique;

  • b) d’un système de communication d’urgence.

• (2) Les systèmes de communication visés au paragraphe (1) doivent être en état de fonctionnement continuel.

• (3) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée à moins que celle-ci ne soit munie d’un système de communication radiophonique bidirectionnelle qui :

  • a) permette de maintenir des communications radiophoniques efficaces entre l’installation et les hélicoptères, la base terrestre, les navires de service, les navires de secours, les aéronefs de recherche et de sauvetage et les autres installations avoisinantes;

  • b) permette des communications efficaces avec le trafic maritime aux alentours.

• (4) L’exploitant de l’installation habitée doit s’assurer que les systèmes de communication radiophonique soient conformes au Règlement de 2020 sur la sécurité de la navigation, comme si l’installation était un navire visé par ce règlement.

• (5) L’installation doit être conforme au Règlement de 2020 sur la sécurité de la navigation, comme si elle était un navire visé par ce règlement.

• (6) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée à moins que celle-ci ne soit munie :

  • a) d’un réseau téléphonique interne;

  • b) d’un système de sonorisation dont les haut-parleurs sont placés de façon que les messages puissent être entendus dans toute l’installation;

  • c) d’un système de transmission des données écrites à la base terrestre de l’installation.

• (7) Il est interdit d’exploiter l’installation normalement inhabitée à moins que celle-ci ne soit munie :

  • a) d’un système de communication radiophonique bidirectionnelle en état de fonctionnement durant toute période où l’installation est habitée;

  • b) d’un système capable de déceler, dans les conditions ambiantes, une situation dangereuse qui pourrait mettre en danger l’installation ou causer des dommages à l’environnement et de transmettre une alerte au sujet des conditions dangereuses à la salle de commande.

PARTIE IIAnalyse et conception

Considérations générales en matière de conception

• 37 (1) L’installation et tous ses éléments doivent être conçus selon les règles de l’art en ingénierie, compte tenu de ce qui suit :

  • a) la nature des activités effectuées à l’installation et autour de celle-ci;

  • b) le type et l’ampleur des charges de fonctionnement, environnementales et accidentelles prévisibles;

  • c) les températures ambiante et d’exploitation;

  • d) les conditions de corrosion qui peuvent survenir durant la construction, l’exploitation et la maintenance de l’installation;

  • e) la prévention des avaries à toute partie de l’installation pouvant en entraîner l’affaissement progressif;

  • f) les conditions du sol.

• (2) La conception de l’installation doit être fondée sur des analyses ou des essais avec modèle, notamment des simulations, autant que faire se peut, pour déterminer le comportement de l’installation et du sol qui la supporte ou des systèmes d’ancrage dans toutes les conditions de transport, d’installation et d’exploitation prévisibles.

Conception des installations

38 L’installation doit être conçue conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

• a) l’article 4 de la norme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne de normalisation intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges;

• b) dans le cas des fondations, l’article 5 de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations;

• c) dans le cas d’une plate-forme en acier, l’article 7 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

• d) dans le cas d’une plate-forme en béton, les articles 3 et 7 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures;

• e) pour le transport et la mise en place de l’installation, les articles 5, 6 et 7 de la norme intitulée Preliminary Standard S475-M1989, Sea Operations.

Conception des plates-formes

39 La plate-forme doit être conçue conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

• a) dans le cas des parois composites à résistance aux glaces, l’article 13 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

• b) dans le cas des fondations, l’article 5 de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations;

• c) dans le cas d’une plate-forme en acier, les articles 9, 10, 11, 12 et 16 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

• d) dans le cas d’une plate-forme en béton, les articles 8, 9, 10 et 12 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures;

• e) dans le cas d’une plate-forme à embase-poids, à remblai, à rétention de remblai ou sur piles, les articles 6, 7, 8 ou 9, selon le cas, de la norme CAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations.

Analyses

• 40 (1) Les analyses réalisées à l’égard de l’installation en application du paragraphe 37(2) doivent porter sur tous les éléments de structure de l’installation, être effectuées selon les règles de l’art en ingénierie et comprendre :

  • a) un calcul des constructions;

  • b) une analyse de fatigue;

  • c) une analyse de la stabilité des éléments de structure;

  • d) une analyse de la stabilité globale de l’installation;

  • e) dans le cas de la plate-forme mobile, une analyse de stabilité en condition intacte et en condition avariée;

  • f) une analyse hydrodynamique.

• (2) Les analyses réalisées à l’égard de la plate-forme en application du paragraphe 37(2) doivent être effectuées conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

  • a) l’article 4.6.7 de la norme CAN/CSA-S471-92 intitulée Exigences générales, critères de calcul, conditions environnementales et charges;

  • b) dans le cas d’une plate-forme en acier, l’article 8 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

  • c) dans le cas d’une plate-forme en béton, les articles 8 et 9 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures.

• (3) L’analyse de fatigue de la plate-forme réalisée en application du paragraphe 37(2) doit être effectuée conformément aux normes suivantes de l’Association canadienne de normalisation :

  • a) dans le cas d’une plate-forme en acier, l’article 14 de la norme CAN/CSA-S473-92 intitulée Steel Structures, Offshore Structures;

  • b) dans le cas d’une plate-forme en béton, l’article 8.5 de la norme intitulée Preliminary Standard S474-M1989, Concrete Structures.

• (4) L’assise des machines et des équipements importants de l’installation doit être analysée pour déterminer si les déviations, les contraintes et les vibrations résultantes sont en deçà des limites nominales de résistance structurale de l’équipement.

Innovations pour les installations

41 Des méthodes de conception, des matériaux, des techniques d’assemblage ou des méthodes de construction qui n’ont pas été préalablement utilisés dans des situations comparables ne peuvent être utilisés lors de la conception de l’installation à moins que :

• a) des études d’ingénierie, des essais avec prototypes ou modèles ne démontrent le caractère adéquat de ces méthodes, matériaux ou techniques;

• b) l’exploitant met en application un plan de surveillance et d’inspection destiné à déterminer l’à-propos de ces méthodes, matériaux ou techniques.

Enlèvement et abandon des installations fixes de production

42 Lorsque l’enlèvement de l’installation fixe de production est une condition de l’approbation du plan de mise en valeur, l’exploitant doit incorporer dans la conception de l’installation les mesures nécessaires pour en faciliter l’enlèvement sans que cela entraîne de conséquences importantes pour la navigation ou l’environnement marin.

Analyse de sécurité conceptuelle pour installations de production

• 43 (1) Au moment de demander l’approbation d’un plan de mise en valeur à l’égard de l’installation de production, l’exploitant soumet au délégué conformément au paragraphe (5) l’analyse de sécurité conceptuelle de l’installation qui tient compte de tous les composants et activités connexes à chaque phase de la durée de vie de l’installation, notamment sa construction, sa mise en place, son exploitation et son enlèvement.

• (2) L’analyse de sécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) doit :

  • a) être conçue et effectuée d’une manière qui permette aux résultats d’être pris en considération dans les décisions sur le niveau de sécurité de toutes les activités liées à chaque phase de la durée de vie de l’installation de production;

  • b) tenir compte du programme d’assurance de la qualité choisi conformément à l’article 4.

• (3) Pour ce qui est des risques à la vie et à l’environnement, les niveaux de sécurité cibles propres aux activités de chaque phase de la durée de vie de l’installation de production doivent être déterminés et soumis au délégué au moment où l’exploitant demande l’approbation du plan de mise en valeur.

• (4) Les niveaux de sécurité visés au paragraphe (3) doivent être fondés sur des évaluations :

  • a) quantitatives, lorsqu’il peut être montré que des données initiales sont disponibles en quantité et en qualité suffisantes pour démontrer la fiabilité des résultats;

  • b) qualitatives, si une méthode d’évaluation quantitative n’est pas appropriée.

• (5) L’analyse de sécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) doit comprendre :

  • a) pour chaque accident potentiel, une détermination de sa probabilité ou de sa possibilité et de ses conséquences potentielles, compte non tenu des plans et des mesures visés aux alinéas b) à d);

  • b) pour chaque accident potentiel, les plans d’urgence qui permettront de prévenir ou d’atténuer un tel accident ou d’y faire face;

  • c) pour chaque accident potentiel, les mesures de sécurité relatives au personnel qui permettront :

    • (i) de protéger la vie de tout le personnel hors des environs immédiats des lieux de l’accident,

    • (ii) d’effectuer une évacuation sécuritaire et ordonnée de tout le personnel de l’installation de production lorsque l’accident pourrait entraîner une situation impossible à maîtriser,

    • (iii) de fournir un emplacement sécuritaire pour le personnel en attendant la mise en marche de l’évacuation lorsque l’accident pourrait entraîner une situation impossible à maîtriser,

    • (iv) de vérifier que la salle de commande, les installations de communications ou les dispositifs d’alarme directement en cause dans l’intervention faisant suite à l’accident demeurent en fonctionnement pendant que le personnel est en danger;

  • d) pour chaque accident potentiel, les mesures à prendre qui réduiront au minimum les risques de dommages à l’environnement;

  • e) pour chaque accident potentiel, une évaluation de la détermination visée à l’alinéa a) et de la mise en oeuvre des plans et des mesures visés aux alinéas b) à d);

  • f) une détermination de l’effet de tout dommage additionnel potentiel résultant de la mise en oeuvre des plans et des mesures visés aux alinéas b) à d);

  • g) un énoncé des situations et des conditions, ainsi que des changements aux procédures ou pratiques d’exploitation, qui nécessiteraient une mise à jour de l’analyse de sécurité conceptuelle.

• (6) Les déterminations et les évaluations visées aux alinéas (5)a) et e) doivent être respectivement :

  • a) quantitatives, lorsqu’il peut être montré que des données initiales sont disponibles en quantité et en qualité suffisantes pour démontrer la fiabilité des résultats;

  • b) qualitatives, si une méthode d’évaluation quantitative n’est pas appropriée.

• (7) Les plans et les mesures visés aux alinéas (5)b) à d) doivent être conçus pour permettre d’atteindre les niveaux de sécurité cibles visés au paragraphe (3).

• (8) L’exploitant doit maintenir et mettre à jour l’analyse de sécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) selon l’énoncé des situations, des conditions et des changements visé à l’alinéa (5)g) pour tenir compte de l’expérience acquise en cours d’exploitation, des changements survenus aux activités ou des progrès technologiques.