Régie de l’énergie du Canada – Lignes directrices sur les rapports d’événement

Régie de l’énergie du Canada
Lignes directrices sur les rapports d’événement
Révisées en octobre 2020

Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres
Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement
Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation)
Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières)

Loi sur les opérations pétrolières au Canada
Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada
Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada
Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada
Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada

Table des matières

1.0 But

Le présent document a pour but de clarifier les attentes de la Régie de l’énergie du Canada à l’égard des rapports d’événement (incident, quasi-incident, etc.) pour les sociétés relevant de sa réglementation. Il fournit aux sociétés de l’information utile, car il précise a) les attentes de la Régie en la matière et b) les renseignements requis aux fins d’un suivi approprié.

En cas d’incompatibilité entre le présent document et une exigence contenue dans un texte de loi, cette dernière prévaut.

2.0 Contexte

Le présent document décrit les événements à déclaration obligatoire aux termes des règlements appliqués par la Régie. Il renferme aussi des exemples de tels événements. Il précise en outre les attentes de la Régie relativement aux délais à respecter, aux renseignements à fournir dans un rapport d’événement et aux documents à transmettre au moyen du système de signalement d’événements en ligne (le « SSEL ») de la Régie.

Toutes les sociétés réglementées par la Régie en vertu de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie et de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (qui vise les réserves prouvées de la région de Norman Wells et les zones au large des côtes) doivent respecter les exigences relatives aux rapports d’événement énoncées dans le présent document. Certaines sociétés peuvent aussi être assujetties à d’autres exigences, notamment celles du Code canadien du travail ou de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest; il leur incombe donc de faire rapport de tout événement aux ministères ou organismes gouvernementaux concernés.

2.1 Rapport d’évènements : Guichet unique de la Régie & du BST

La Régie et le Bureau de la sécurité des transports du Canada (le « BST ») ont établi un guichet unique pour faire rapport des événements. Toutefois, dans certains domaines, les exigences de rapport du BST diffèrent quelque peu de celles de la Régie. Pour un complément d’information sur les exigences du BST, les sociétés doivent consulter le Règlement sur le Bureau de la sécurité des transports du Canada et le site Web du BST.

Il convient de souligner que les renseignements exigés par le BST au titre de sa réglementation sont identifiés dans le SSEL. Les sociétés ont l’obligation de saisir ces renseignements dans le délai prescrit de 30 jours. Le SSEL transmet automatiquement les renseignements au BST dans ce délai.

2.2 Approche fondée sur la prudence

La priorité absolue de la Régie de l’énergie du Canada est la sûreté et la sécurité des personnes de même que la protection de l’environnement et des biens. La Régie compte donc sur les sociétés pour qu’elles préconisent une approche fondée sur la prudence en ce qui a trait aux rapports d’événement. Cela signifie que si une société hésite à faire rapport d’un événement, un tel rapport est justifié. En d’autres termes, en cas de doute, il vaut mieux signaler l’événement! Cette approche est conforme à la responsabilité des sociétés de prévoir, de prévenir, d’atténuer et de gérer les incidents, sans égard à l’ampleur ou à la durée.

Le SSEL comporte un champ permettant à la société d’indiquer qu’il s’agit d’un rapport fondé sur la prudence. À partir des renseignements fournis, la Régie déterminera s’il s’agit d’un incident à déclaration obligatoire. S’il s’avère, après la transmission du rapport établi par prudence et des renseignements utiles, qu’il ne s’agit pas d’un événement à déclaration obligatoire, les dossiers de la Régie en feront état et l’événement ne sera pas inscrit au dossier de la société ni indiqué sur la carte interactive des incidents de la Régie.

2.3 Examen de la Régie des rapports d’événement

Conformément à l’article 32 de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie, la Régie examine tous les événements ayant fait l’objet d’un rapport afin de déterminer si les sociétés ont pris les mesures correctives appropriées et s’il se dégage des tendances des événements. Au besoin, la Régie applique des mesures d’exécution lorsque l’examen révèle des cas de non-conformité.

La Régie peut également, de son propre chef ou en collaboration avec d’autres organismes gouvernementaux (p. ex., le BST), ouvrir une enquête officielle sur un événement.

3.0 Événements à déclaration obligatoire immédiate

Lorsqu’il est précisé dans un règlement qu’un événement doit être déclaré « immédiatement »Note de bas de page 1, la société doit aussi se demander si l’événement répond aux définitions ci-après :

  • un incident qui a des répercussions négatives sur les personnes ou l’environnement :
    • un décès;
    • une blessure grave (au sens du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres ou du Règlement sur le Bureau de la sécurité des transports);
    • un rejet, non intentionnel ou non contrôlé, d’hydrocarbures à basse pression de vapeur (« BPV »), de plus de 1,5 m³ et qui s’étend au-delà des limites de la propriété de la société ou de l’emprise;
    • un rejet, non intentionnel ou non contrôlé, de gaz naturel non corrosif ou d’hydrocarbures à haute pression de vapeur (« HPV »), de plus de 30 000 m³;
    • un rejet, non intentionnel ou non contrôlé, de gaz naturel sulfureux ou de sulfure d’hydrogène;
    • un effet négatif important sur l’environnement.
  • une rupture :
    • un rejet instantané qui compromet immédiatement l’exploitation d’un tronçon de pipeline du fait qu’il n’est plus possible de maintenir la pression dans la canalisation.
  • un panache toxique :
    • une bande de fluide de service ou d’un autre contaminant (p. ex., sulfure d’hydrogène ou fumée) découlant d’un incident qui force des personnes, y compris des employés de la société, à prendre des mesures de protection (p. ex., se rendre à un point de rassemblement ou dans un abri sur place, ou à évacuer les lieux).

Quand un événement répond aux définitions ci-dessus, il est considéré comme un événement à déclaration obligatoire immédiate et la société a l’obligation d’en informer le BST au numéro d’urgence de celui-ci, le 819-997-7887. Par la suite, la société doit fournir les renseignements exigés par le BST (voir le Règlement sur le Bureau de la sécurité des transports) et par la Régie dans le SSEL. La communication par téléphone et la saisie de l’information dans le SSEL doivent se faire le plus rapidement possible et, quoi qu’il arrive, dans les trois heures suivant la découverte de l’incident. L’appel téléphonique initial vise à permettre aux organismes compétents de mobiliser leur personnel d’intervention en cas d’incident, au besoin. Il est à noter que le SSEL déterminera automatiquement si l’événement répond à la définition d’un « incident qui a des répercussions négatives sur les personnes ou l’environnement »; la société doit cependant préciser si l’incident concorde avec la définition de « rupture » et de « panache toxique ».

Quand un événement ne répond pas aux définitions données ici, la société n’est pas tenue d’appeler au numéro d’urgence du BST; elle doit tout de même faire rapport de l’événement dès que cela est possible et, quoi qu’il arrive, dans les 24 heures suivant la découverte de l’incident.

4.0 Incidents multiples

Un même événement peut comporter plusieurs incidents. En pareil cas, la société doit signaler tous les types d’incidents dans un seul rapport.

Voici des exemples de situations de ce genre (la liste n’est pas exhaustive) :

  • une rupture de pipeline (événement) provoquant un rejet de gaz (type d’incident) et une explosion (type d’incident);
  • un incident industriel (événement) causant le décès d’une personne (type d’incident), une blessure grave (type d’incident) et un incendie (type d’incident);
  • une anomalie opérationnelle (événement) provoquant une surpression (type d’incident) et un rejet de produit (type d’incident);
  • une anomalie opérationnelle (événement) provoquant plusieurs surpressions simultanées ou consécutives et immédiates (types d’incidents).

Si un second incident survient durant l’intervention visant l’incident initial (p. ex., un incendie durant le nettoyage d’un rejet), le second incident est considéré comme un incident distinct et doit faire l’objet d’un autre rapport séparé.

5.0 Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres

5.1 Définition du terme « incident »

L’article 52 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres exige qu’une société signale à la Régie tout incident mettant en cause la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation de son pipeline.

L’article 1 de ce règlement définit le terme « incident » comme suit :

  • Événement qui entraîne :
    • (a) le décès d’une personne ou une blessure grave;
    • (b) un effet négatif important sur l’environnement;
    • (c) un incendie ou une explosion non intentionnel;
    • (d) un rejet d’hydrocarbures à BPV non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³;
    • (e) un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV non intentionnel ou non contrôlé;
    • (f) l’exploitation d’un pipeline au-delà de ses tolérances de conception déterminées selon les normes CSA Z662 ou CSA Z276 ou au-delà des limites d’exploitation imposées par la Régie.

La Régie juge utile d’apporter ci-dessous des précisions pour les alinéas a), b), c), e) et f).

5.1.1 « Décès d’une personne ou blessure grave »

La société est tenue de signaler le décès d’une personne ou une blessure grave uniquement si le décès de la personne ou la blessure est attribuable à un événement qui met en cause la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un « pipeline »Note de bas de page 2. L’établissement d’un lien entre le décès d’une personne ou la blessure et la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline dépendra de ce qui suit : si la personne décédée ou blessée travaillait au moment de l’incident ou si le travail exécuté a été une cause ou un facteur contributif de l’incident. Il importe de noter que, contrairement au Code canadien du travail, le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres n’établit pas différents types de personnes. La société doit donc faire rapport de tous les décès ou de toutes les blessures graves, sans égard à la personne, si la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline est en cause, que la personne ait été ou non à l’emploi direct de la société.

La définition de « blessure grave » contenue dans le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres n’est pas exhaustive et englobe de nombreuses blessures pouvant être considérées comme graves, notamment « la fracture d’un os important ». Pour la Régie, un « os important » désigne le crâne, la mandibule, la colonne vertébrale, l’omoplate, le bassin, le fémur, l’humérus, le péroné, le tibia, le radius et le cubitus.

5.1.2 « Effet négatif important sur l’environnement »

Pour les besoins du rapport visé par l’article 52 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres, la Régie applique la définition suivante du terme « effet négatif important sur l’environnement » :

Rejet d’un produit chimique ou d’une substance quelconque à une concentration ou à un volume suffisant pour causer un changement irréversible, à long terme ou permanent sur le milieu ambiant et pouvant nuire à la vie humaine, la faune ou la végétation.

Cette définition englobe les événements suivants (la liste n’est pas exhaustive) :

  • le rejet d’une substance toxique (au sens du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres) dans un milieu vulnérable (p. ex., cours d’eau ou milieu humide) ou dans une zone ou un parc national ou provincial désigné (p. ex., parc national, parc provincial, réserve faunique);
  • un accident de fracturation avec rejet direct dans un cours d’eau pendant des activités de forage directionnel horizontal;
  • le rejet d’une substance toxique dans une zone comportant une voie vers un récepteur qui a été impacté par une substance toxique (p. ex., eau souterraine ou de surface servant d’eau potable ou d’irrigation ou à l’abreuvement du bétail);
  • la destruction d’un habitat essentiel, au sens de la Loi sur les espèces en péril.

Il est à noter que si des effets négatifs sont causés par une contamination résiduelle découlant d’un événement passé ou de l’accumulation de contaminants au fil du temps, la contamination doit être déclarée dans le SSEL au moyen d’un avis de contamination. Ce processus est décrit plus en détail dans le Guide sur le processus de réhabilitation de la Régie.

5.1.3 « Incendie ou explosion non intentionnel »

Pour les besoins du rapport visé par l’article 52 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres, la Régie applique la définition suivante du terme « incendie ou explosion non intentionnel » :

Tout incendie ou explosion non intentionnel causé par la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline, ou se répercutant sur la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline.

Cette définition englobe les événements suivants (la liste n’est pas exhaustive) :

  • l’explosion d’une batterie;
  • un incendie causé par un arc ou la défaillance d’un câble ou d’une composante du système d’alimentation sans coupure (UPS) ou de la génératrice de secours;
  • un feu de végétation ou de forêt qui cause des dommages à l’infrastructure pipelinière ou se répercute sur la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline;
  • un incendie de faible envergure lié à des travaux de soudage ou d’entretien.

Événements à déclaration non obligatoire en vertu de la présente section (la liste n’est pas exhaustive) :

  • tout événement qui n’est pas attribuable à la construction, à l’exploitation ou à la cessation d’exploitation d’un pipeline et qui n’a pas de répercussions sur la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline (p. ex., feu d’herbe ou de végétation provoqué par une tierce partie, sans incidence sur les installations pipelinières ou leur exploitation).

5.1.4 « Rejet de gaz ou d’hydrocarbures à haute pression de vapeur (HPV) non intentionnel ou non contrôlé »

La Régie s’attend à ce que les sociétés réduisent le plus possible les émissions produites par tous leurs systèmes d’exploitation utilisant du gaz naturel et des hydrocarbures à HPV. Pour les besoins du rapport visé par l’article 52 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres, dans le contexte d’un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV, la Régie entend ce qui suit par « non intentionnel ou non contrôlé » :

  • un événement qui ne fait pas partie d’une activité planifiée d’exploitation ou d’entretien d’un pipeline, qui se produit pendant la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline et qui entraîne ce qui suit :
    1. un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV d’un débit supérieur à 0,1 kg/s, provenant d’un tronçon de pipeline, d’une installation ou d’un accessoire défaillant ou défectueux, notamment d’un joint d’étanchéité, d’une garniture, d’un joint torique, d’un bouchon ou d’une vanne;
    2. un rejet, quel qu’en soit le débit, provenant du corps de la canalisation ou d’un assemblage soudé.

Au nombre des événements qui ne correspondent pas à cette définition (la liste n’est pas exhaustive) se trouvent :

  • le brûlage à la torche ou le rejet dans l’atmosphère, intentionnel et contrôlé, de gaz naturel ou d’hydrocarbures, y compris le rejet par l’intermédiaire de vannes de sûreté ou de soupapes de surpression fonctionnant correctement.

Nota : Lorsqu’elles signalent un événement au moyen du SSEL, les sociétés doivent fournir une estimation quant au débit du rejet et au volume rejeté jusque-là.

Les sociétés devraient utiliser la formule suivante pour estimer le débit du rejetNote de bas de page 3 :

formule

Où :

h = équivalent du diamètre du trou (en mm)
D = densité du gaz (en kg/m³)
P = pression du gaz (en bara, pression absolue)

Les sociétés devraient utiliser la formule suivante pour estimer le volume total rejeté :

Masse totale (en kg) = Débit (en kg/s) x durée du rejet (en secondes)

  • Pour calculer la durée du rejet, les sociétés devraient suivre les lignes directrices suivantes, dans l’ordre indiqué.
    • Si l’heure de début et de fin du rejet est connue : durée réelle du rejet.
    • Si l’heure de début n’est pas connue : heure à laquelle a eu lieu la dernière inspection, activité de surveillance ou visite de cette partie de l’installation ou du pipeline, jusqu’à l’heure à laquelle le rejet a été découvert.
    • Si l’heure de la dernière inspection, activité de surveillance ou visite du site n’est pas connue, il faut choisir la moins longue des deux durées suivantes : 30 jours ou date de la mise en service de l’installation ou du pipeline.

Les sociétés devraient utiliser la formule suivante pour estimer le volume du rejetNote de bas de page 4 :

formule

Où :

V = volume (en m³)
n = nombre de moles de produit
R = 0,08205 L atm/mol-1 K-1

NOTA – La pression normale étant de 1 atm et la température normale, de 288 K, ces paramètres ne sont pas indiqués.

5.1.5 « Exploitation d’un pipeline au-delà des tolérances de conception... »

Pour les besoins du rapport visé par l’article 52 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres, la Régie applique la définition suivante du terme « exploitation au-delà des tolérances de conception » :

  • Exploitation, quelle qu’en soit la durée, d’un pipeline au-delà de ses tolérances de conception ou des limites imposées par la Régie pour atténuer un problème lié au pipeline. Cela comprend les problèmes nécessitant une évaluation technique pour déterminer l’aptitude fonctionnelle du pipeline.

    Nota – La Régie estime qu’une société qui a mis en place des contrôles opérationnels, conformément à l’article 3.1.2f)iv) de la norme CSA Z662-15, est apte à exploiter son réseau pipelinier dans les limites des tolérances de conception. Par conséquent, si la société n’est pas en mesure d’exploiter son réseau pipelinier dans les limites des tolérances de conception, la Régie doit en être avisée, afin d’exercer une surveillance de la cause et des mesures correctives et préventives mises en place.

Les présentes ont été rédigées selon les définitions énoncées ci-après.

  1. Pression maximale d’exploitation (« PME ») : Pression maximale admissible pour l’utilisation d’un tuyau. Il s’agit de la pression maximale autorisée par la Régie dans l’annexe A qui est jointe au certificat ou à l’ordonnance visant le pipeline.
  2. PME modifiée : PME réduite, approuvée, revue à la baisse, etc.
  3. Pression d’exploitation restreinte (« PER ») : Restriction de pression imposée par la Régie, notamment au moyen d’une ordonnance de sécurité, d’une ordonnance générale, d’une ordonnance d’inspecteur ou d’une lettre d’instructions.
  4. Autorestriction de pression : Restriction de pression que s’impose la société pour des raisons de sécurité ou d’intégrité.

Cette définition englobe les événements suivants (la liste n’est pas exhaustive) :

  • l’exploitation d’un pipeline à une pression supérieure au seuil de protection contre la surpression de conception établi par la norme CSA Z662 (c’est-à-dire que la pression d’exploitation excède la PME autorisée ou modifiée de 10 % ou de 35 kPa, selon la valeur la plus élevée);
  • l’exploitation d’un pipeline à une pression excédant 100 % de la PER;
  • l’exploitation d’un pipeline à une pression excédant 110 % de la pression restreinte que s’est imposée la société pour des raisons de sécurité ou d’intégrité;
  • l’exploitation d’un pipeline à une température supérieure à la température de conception;
  • les mouvements de pente supérieurs aux prévisions utilisées à l’étape de la conception ou qui n’étaient pas prévus dans la conception;
  • la mise à nu non intentionnelle d’un pipeline, notamment dans un plan d’eau (p. ex., une rivière, un milieu humide) ou sur terre;
  • l’introduction d’un produit inadéquat dans le pipeline (p. ex., produit corrosif dans une canalisation ou une installation conçue pour des produits non corrosifs; dépassement des seuils relatifs aux propriétés chimiques du produit établis dans le tarif).

5.1.6  Délais pour faire rapport

L’article 52 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres exige qu’une société signale immédiatement à la Régie tout incident. La section 3 du présent document précise les délais à respecter à cet égard.

L’article 52 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres exige qu’une société présente à la Régie un rapport d’incident préliminaire et un rapport d’incident détaillé « aussitôt que possible ». En général, le signalement initial d’un incident par la société dont le pipeline est en cause satisfait aux exigences relatives au rapport d’incident préliminaire. Les renseignements exigés pour établir le rapport d’incident détaillé doivent être transmis dans les 12 semaines qui suivent le signalement de l’incident lui-même. Dans le cas d’un incident complexe, une société peut demander une prolongation du délai pour présenter son rapport détaillé.

5.2 Déclaration d’établissement de rapport annuel

Le paragraphe 6.6(2) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres stipule ce qui suit :

  • « La compagnie présente à la Régie, au plus tard le 30 avril de chaque année, une déclaration signée par le dirigeant responsable indiquant qu’elle a établi son rapport annuel. »
  • La société téléversera une copie officielle de la lettre modèle signée par le dirigeant responsable dans le portail du SSEL.

6.0 Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement

Ce règlement renferme plusieurs articles pertinents, notamment sur les rapports d’incidents, le brûlage à la torche d’urgence, les dangers et les arrêts d’urgence. Les sections qui suivent décrivent les attentes de la Régie pour chaque exigence relative au rapport.

6.1 Définition du terme « incident »

Les exigences relatives au rapport d’incident sont énoncées à l’article 46 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement. Le terme « incident » est défini à l’article 1 de ce règlement comme un fait qui produit ou pourrait produire un effet négatif important sur les biens, l’environnement ou la sécurité des personnes.

Pour les besoins du rapport d’incident visé par le Règlement de l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement, les événements ci-dessous sont compris dans cette définition (la liste n’est pas exhaustive) :

  • a) le décès d’une personne ou une blessure grave (se reporter à la section 5.1.1);
  • b) un effet négatif important sur l’environnement (se reporter à la section 5.1.2);
  • c) un incendie ou une explosion non intentionnel qui cause ou pourrait causer des dommages à la société ou à des biens publics ou personnels (se reporter à la section 6.1.1; pour de plus amples renseignements sur le rôle du brûlage à la torche, se reporter à la section 6.3);
  • d) un rejet non intentionnel ou non contrôlé de fluides de traitement ou de fluides hydrocarbonés (se reporter à la section 6.1.3);
  • e) un rejet non intentionnel ou non contrôlé de gaz, d’hydrocarbures à HPV, de sulfure d’hydrogène ou d’autres gaz toxiques (se reporter à la section 6.1.2);
  • f) l’exploitation d’une usine au-delà des tolérances de conception ou des limites imposées par la Régie (se reporter à la section 6.1.4).

La Régie juge utile d’apporter des précisions, ci-dessous, pour les alinéas c), d), e) et f).

6.1.1 Incendie ou explosion non intentionnel

Pour les besoins du rapport visé par l’article 46 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement, la Régie applique la définition suivante du terme « incendie ou explosion non intentionnel » :

  • Tout incendie ou explosion non intentionnel causé par la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’une usine de traitement ou de son équipement.

Cette définition englobe les événements suivants (la liste n’est pas exhaustive) :

  • une mauvaise utilisation d’un équipement produisant une flamme qui cause des dommages au matériel connexe;
  • une activité de brûlage à la torche qui entraîne une excursion de chaleur à l’extérieur du périmètre de la fosse de brûlage et met feu à la végétation ou endommage des biens.

6.1.2 Rejet non intentionnel ou non contrôlé de gaz, d’hydrocarbures à HPVNote de bas de page 5, de sulfure d’hydrogène ou d’autres gaz toxiques

La Régie s’attend à ce que les sociétés réduisent le plus possible les émissions produites par tous leurs systèmes d’exploitation utilisant du gaz naturel et des hydrocarbures à HPV. Pour les besoins du rapport visé par l’article 46 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement, dans le contexte d’un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV, la Régie entend ce qui suit par « non intentionnel ou non contrôlé » :

  • un événement qui ne fait pas partie d’une activité planifiée d’exploitation ou d’entretien d’une usine, qui se produit pendant la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’une usine et qui entraîne ce qui suit :
    1. un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV dont le débit est supérieur à 0,1 kg/s provenant d’une partie d’une installation;
    2. un rejet de gaz contenant du sulfure d’hydrogène ou un autre gaz dangereux (p. ex., du dioxyde de carbone) suffisant pour déclencher le signal d’alarme d’un moniteur individuel ou d’une station/installation;
    3. un rejet de gaz contenant du sulfure d’hydrogène pouvant avoir entraîné une concentration de sulfure d’hydrogène supérieure à 10 ppm dans un rayon de 1 mètre autour du point de rejet.

Au nombre des événements qui ne correspondent pas à cette définition (la liste n’est pas exhaustive) se trouvent :

  • le brûlage à la torche de gaz naturel ou d’hydrocarbures (pour les obligations en matière de signalement d’événement aux termes de l’article 48 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement, se reporter à la section 6.3).

Nota : Lorsqu’elles signalent un événement au moyen du SSEL, les sociétés doivent fournir une estimation quant au débit du rejet et au volume rejeté jusque-là. Les sociétés devraient utiliser la formule suivante pour estimer le débit du rejetNote de bas d page 6 :

formule

Où :

h = équivalent du diamètre du trou (en mm)
D = densité du gaz (en kg/m³)
P = pression du gaz (en bara, pression absolue)

Les sociétés devraient utiliser la formule suivante pour estimer le volume total rejeté :

  • Masse totale (en kg) = Débit (en kg/s) x durée du rejet (en secondes)

Pour calculer la durée du rejet, les sociétés devraient suivre les lignes directrices suivantes, dans l’ordre indiqué.

  • Si l’heure de début et de fin du rejet est connue : durée réelle du rejet.
  • Si l’heure de début n’est pas connue : heure à laquelle a eu lieu la dernière inspection, activité de surveillance ou visite de cette partie de l’installation ou du pipeline, jusqu’à l’heure à laquelle le rejet a été découvert.
  • Si l’heure de la dernière inspection, activité de surveillance ou visite du site n’est pas connue, il faut choisir la moins longue des deux durées suivantes : 30 jours ou date de la mise en service de l’installation ou du pipeline.

Les sociétés devraient utiliser la formule suivante pour estimer le volume du rejetNote de bas de page 7 :

formule

Où :

V = volume (en m³)
n = nombre de moles de produit
R = 0,08205 L atm/mol-1 K-1

NOTA – La pression normale étant de 1 atm et la température normale, de 288 K, ces paramètres ne sont pas indiqués.

6.1.3 Rejet non intentionnel ou non contrôlé de fluides de traitement ou de fluides hydrocarbonés

La Régie a adopté le Système général harmonisé (le « SGH »)Note de bas de page 8 comme norme de référence pour évaluer et classifier les dangers associés aux fluides de traitement et aux fluides hydrocarbonés et elle a établi les seuils ci-après en ce qui concerne le volume de liquide rejeté à une usine de traitement.

Rejet d’un volume supérieur à 0,1 m³ (100 L)

  • Classe des liquides inflammables du SGH : catégories de danger 1, 2 ou 3 (p. ex., condensats, méthanol)
  • Toute classe du SGH qui s’applique à des liquides (exception faite des dangers par aspiration) : catégorie de danger 1 ou mention d’avertissement

Rejet d’un volume supérieur à 1 mètre cube

  • Classe des liquides inflammables du SGH : catégorie de danger 4 (p. ex., huile pauvre)
  • Soufre liquide (peu importe la classification du SGH)

Rejet d’un volume supérieur à 10 m³

Tous les autres liquides qui ne font pas partie de l’une des classes ci-dessus.

6.1.4 Exploitation d’une usine au-delà des tolérances de conception ou des limites d’exploitation imposées par la Régie

Pour les besoins du rapport visé par l’article 46 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement, la Régie applique la définition suivante du terme « exploitation au-delà des tolérances de conception » :

  • Exploitation, quelle qu’en soit la durée, d’un équipement au-delà de ses tolérances de conception ou des limites imposées par la Régie pour atténuer un problème lié à l’équipement de l’usine. Cela comprend les problèmes nécessitant une évaluation technique pour déterminer l’aptitude fonctionnelle de l’équipement.

Cette définition englobe les événements suivants (la liste n’est pas exhaustive) :

  • dans le cas d’un équipement servant au traitement qui est protégé des surpressions par un seul limiteur de pression, un dépassement de la pression au-delà de 110 % de la pression de service maximale autorisée;
  • dans le cas d’un équipement muni de multiples limiteurs de pression, un dépassement de la pression au-delà de 116 % de la pression de service maximale autorisée.

6.1.5 Délais pour faire rapport

L’article 46 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement exige qu’une société signale immédiatement à la Régie tout incident. La section 3 du présent document précise les délais à respecter à cet égard.

Il exige également qu’elle présente à la Régie un rapport d’incident préliminaire et un rapport d’incident détaillé « dès que possible ». En général, le signalement initial d’un incident par la société dont le pipeline est en cause satisfait aux exigences relatives au rapport d’incident préliminaire. Les renseignements exigés pour établir le rapport d’incident détaillé doivent être transmis dans les 12 semaines qui suivent le signalement de l’incident lui-même. Dans le cas d’un incident complexe, une société peut demander une prolongation du délai pour présenter son rapport détaillé.

6.2 Danger pouvant rendre l’exploitation d’une usine de traitement dangereuse

Aux termes de l’article 47 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement, une société doit signaler immédiatement à la Régie tout danger qui rend ou peut rendre l’exploitation de l’usine de traitement dangereuse.

Pour les besoins du rapport d’incident exigé par cet article, les événements suivants sont compris dans cette définition (la liste n’est pas exhaustive) : dangers naturels comme les tremblements de terre, glissements de terrain ou inondations, protestations ou autres genres d’agitation civile pouvant nuire à l’exploitation de l’usine.

La section 12 du présent document précise les renseignements qui doivent être fournis dans un rapport.

6.2.1 Délais pour faire rapport

Aux termes de l’alinéa 47a) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement, une société doit signaler immédiatement à la Régie tout danger qui rend ou peut rendre l’exploitation de l’usine de traitement dangereuse. La section 3 du présent document précise les délais à respecter à cet égard.

En outre, l’alinéa 47b) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement exige qu’une société remette à la Régie, « dès que possible », un rapport évaluant le danger. Les renseignements exigés dans ce rapport étant semblables à ceux du rapport d’incident détaillé (se reporter à la section 12), la Régie s’attend à ce que ce rapport lui soit remis dans les 12 semaines qui suivent le signalement.

6.3 Combustion ou brûlage à la torche d’urgence

L’article 48 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement exige que la société signale à la Régie toute combustion :

  • d’un hydrocarbure gazeux,
  • d’un sous-produit du traitement d’un hydrocarbure gazeux, qui se produit en raison d’une situation d’urgence.

Tout brûlage à la torche par suite d’une situation d’urgence, y compris un arrêt d’urgence complet ou partiel, doit faire l’objet d’un rapport. La société n’est pas tenue de signaler un brûlage à la torche habituel consécutif au raclage des pipelines ou à l’entretien régulier ou obligatoire.

Pour les besoins du rapport exigé par cet article, une « situation d’urgence » désigne toute situation où une procédure d’urgence est déclenchée, incluant le brûlage à la torche découlant d’un dérapage du processus entraînant un arrêt d’urgence automatique ou manuel.

Si un brûlage à la torche a ou risque d’avoir un effet négatif important sur les biens, l’environnement ou la sécurité des personnes, il constitue aussi un événement à déclaration obligatoire, comme un incident aux termes de l’article 46 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement (se reporter à la section 6.1).

La section 12 du présent document précise les renseignements qui doivent être fournis dans un rapport.

6.3.1 Délais pour faire rapport

Le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement ne précise pas les délais pour présenter les rapports sur la combustion ou le brûlage à la torche prescrits par l’article 48. La Régie s’attend à ce qu’une société fasse rapport de ces événements dans la semaine qui suit un tel événement.

6.4 Suspension de l’exploitation

L’article 49 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement énonce les exigences relatives aux avis et aux rapports concernant la suspension de l’exploitation d’une usine de traitement.

La section 12 du présent document précise les renseignements qui doivent être fournis dans un rapport.

6.4.1 Délais pour faire rapport

Le paragraphe 49(1.1) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement exige qu’une société avise la Régie, dès que possible, de toute suspension visée par l’article 49. La Régie s’attend à ce qu’une société l’avise dans les 24 heures suivant la suspension :

  • de l’exploitation de toute l’usine pour une durée de plus de 24 heures;
  • de l’exploitation d’une partie de l’usine pour une période de plus de sept jours.

Pour les besoins du rapport détaillé exigé par le paragraphe 49(2), la Régie s’attend à ce qu’une société lui fournisse l’information dans la semaine suivant l’avis.

7.0 Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines

Le paragraphe 11(1) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) exige qu’une société signale immédiatement à la Régie :

  • a) toute contravention au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation);
  • b) tout dommage à ses conduites survenu ou relevé au cours de la construction d’une installation au-dessus, au-dessous ou le long d’un pipeline, de l’exploitation, de l’entretien ou de l’enlèvement d’une installation, d’une activité qui a occasionné un remuement du sol dans la zone réglementaireNote de bas de page 9 ou du franchissement du pipeline par un véhicule ou de l’équipement mobile;
  • c) toute activité relative à la construction d’une installation au-dessus, au-dessous ou le long d’un pipeline, à une activité qui occasionne un remuement du sol dans la zone réglementaire ou au franchissement du pipeline par un véhicule ou de l’équipement mobile qui, selon elle, risque de compromettre la sûreté ou la sécurité d’une conduite.

7.1 Contravention au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation)

Les contraventions au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) sont couramment appelées activités non autorisées. Les activités suivantes sont considérées comme des activités non autorisées aux termes de l’article 335 de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie et du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation).

  • Remuement du sol : Contravention aux articles 10 et 11 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) relativement à une activité de remuement du sol dans la zone réglementaire, à savoir une bande de terre de 30 mètres mesurée perpendiculairement de part et d’autre de l’axe central de la conduite. Un « remuement du sol » est une activité qui comporte ce qui suit :
    • une activité à une profondeur de 30 cm ou plus;
    • une réduction de l’épaisseur du sol au-dessus du pipeline par rapport à son épaisseur au moment où il a été construit. Si l’épaisseur du sol au moment de la construction est inconnue, une réduction de l’épaisseur du sol actuelle; ou
    • une culture à une profondeur de 45 cm ou plus.
  • Construction d’une installation : Contravention aux articles 7 à 9 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) relativement à la construction d’une installation au-dessus, au-dessous ou le long d’un pipeline (incluant l’emprise). Voici des exemples (la liste n’est pas exhaustive) :
    • les activités comme la construction d’une structure ou d’une installation (p. ex., clôture, terrasse, piscine, patinoires) sur une emprise;
    • le placement d’une structure ou d’une installation (p. ex., hangar, conteneur maritime, fossés d’irrigation, conduites d’irrigation) sur une emprise; et
    • l’entreposage ou le stockage de matériaux (p. ex., bois, terre/berme) sur une emprise.
  • Franchissement du pipeline par un véhicule : Utilisation d’un véhicule ou d’équipement mobile sur une emprise, hors de la partie carrossable d’une route ou d’un chemin public sans le consentement écrit de la société pipelinière conformément aux articles 12 et 13 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation).

7.2 Dommages à une conduite

L’alinéa 11(1)b) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) exige qu’une société signale à la Régie :

  • tout dommage aux conduites survenu ou relevé pendant la construction d’une installation au-dessus, au-dessous ou le long d’un pipeline, pendant l’exploitation, l’entretien ou l’enlèvement d’une installation, lors d’une activité qui a entraîné un remuement du sol dans la zone réglementaire ou du passage d’un véhicule ou d’équipement mobile.

Le terme « conduite », qui est défini à l’article 1 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) et du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation), désigne une conduite d’un pipeline qui sert ou est destinée à servir au transport d’hydrocarbures ou de tout autre produit.

La Régie définit le terme « dommage » comme un dégât matériel causé par une personne à une canalisation en état de fonctionnement (même si elle est désactivée) ou à son revêtement si le dégât :

  • était non intentionnel (p. ex., une rétrocaveuse entre en contact avec la conduite lors d’une fouille d’intégrité, un tiers enfonce un poteau de clôture dans une conduite, le passage d’un véhicule ou d’un équipement mobile sur le pipeline exerce une contrainte de charge en surface);
  • a été découvert au cours d’activités d’exploitation ou d’entretien et indique qu’il y a eu contact avec la canalisation (p. ex., dommage antérieur).

Au nombre des événements qui ne correspondent pas à cette définition se trouvent les activités planifiées, gérées et autorisées au cours desquelles il y a contact avec la conduite (p. ex., le remplacement ou la réparation d’une conduite au cours d’une fouille d’intégrité, ou le contact prévu d’une conduite et la prise de mesures d’atténuation en conséquence pendant des travaux de stabilité des pentes). Si une activité a entraîné à la fois une contravention au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) et des dommages à une conduite (p. ex., la conduite a été endommagée pendant une contravention), le rapport fera état des deux types d’événements.

Si les dommages causés à une conduite ne sont pas liés à une contravention au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) (p. ex., dommages antérieurs), l’événement peut être signalé comme un dommage à une conduite seulement.

7.3 Suspension du consentement

Le paragraphe 10(2) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) exige des sociétés qu’elles avisent la Régie si elles décident de suspendre le consentement donné à une partie devant effectuer des travaux visés par le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation). Le paragraphe 10(1) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) précise les cas dans lesquels les sociétés peuvent suspendre leur consentement. Si une société suspend le consentement donné, elle doit en aviser la Régie par l’entremise du SSEL.

7.4 Délais pour faire rapport

Un rapport de « contravention », de « dommage à une conduite » ou de « suspension de consentement » doit être transmis immédiatement à la Régie. La section 3 du présent document précise les délais à respecter pour faire rapport.

La Régie est consciente du fait que les renseignements exigés puissent ne pas tous être disponibles dans le délai prévu pour faire rapport « immédiatement » (se reporter à la section 3 du présent document). La société doit tout de même faire rapport immédiatement et fournir le plus de renseignements possible. Si l’information est incomplète, les sociétés doivent fournir les renseignements manquants dans les 12 semaines suivant le rapport initial. La section 12 du présent document précise les renseignements qui doivent être fournis dans un rapport.

8.0 Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada

Les exigences relatives aux rapports qui sont énoncées à l’article 75 du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada visent les « incidents » et les « quasi-incidents ». Les sections qui suivent expliquent les exigences de ces règlements en la matière.

8.1 Rapport d’incident

Le paragraphe 1(1) du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada définit le terme « incident » comme suit :

  • a) Événement qui entraîne l’une ou l’autre des situations suivantes :
    • (i) une blessure entraînant une perte de temps de travail,
    • (ii) une perte de vie,
    • (iii) un incendie ou une explosion,
    • (iv) une défaillance du confinement d’un fluide provenant d’un puits,
    • (v) une menace imminente à la sécurité d’une personne, d’une installation ou d’un véhicule de service,
    • (vi) de la pollution;
  • b) événement à la suite duquel une personne est portée disparue;
  • c) événement qui nuit :
    • (i) soit au fonctionnement d’une structure, de matériel, d’un équipement ou d’un système essentiel au maintien de la sécurité des personnes ou de l’intégrité d’une installation ou d’un véhicule de service,
    • (ii) soit au fonctionnement d’une structure, de matériel, d’un équipement ou d’un système essentiel à la protection de l’environnement.

La Régie juge utile d’apporter ci-dessous des précisions pour les sous-alinéas a)iv), a)v) et a)vi).

8.1.1 « Défaillance du confinement d’un fluide provenant d’un puits »

Une « défaillance de confinement » est un événement permettant à un fluide dans le trou de sonde de contourner les barrières de puits et d’atteindre la surface ou potentiellement d’avoir des effets négatifs sur un réservoir renfermant des hydrocarbures au fond du trou. Cela inclut les jaillissements, ou éruptions de puits, ou la perte de circulation dans un réservoir renfermant des hydrocarbures. Cela ne comprend toutefois pas la perte de circulation dans une zone ne renfermant pas d’hydrocarbures à une profondeur plus grande que celle du tubage de surface.

La perte de circulation d’un fluide dans le puits au-dessus du tubage de surface peut constituer un incident selon cette définition, s’il y a risque d’effet négatif sur l’environnement (p. ex., contamination du sol ou de l’eau de surface ou souterraine).

8.1.2 « Menace imminente à la sécurité d’une personne, d’une installation ou d’un véhicule de service »

Une menace imminente à la sécurité signifie qu’une personne, une installation ou un véhicule de service risque de subir des dommages dans un proche avenir, à moins que la menace puisse être évitée, que des mesures de contrôle supplémentaires soient mises en place pour la prévenir ou qu’un plan d’intervention d’urgence soit mis en œuvreNote de bas de page 10.

Une menace imminente comprend ce qui suit :

  • un contact prévisible avec un véhicule, un navire ou un aéronef transportant du personnel d’exploitation;
  • une personne tombée à la mer depuis une installation extracôtière ou un véhicule de service;
  • un navire non autorisé qui entre dans la zone de sécurité d’une installation ou un navire qui ne peut être joint par radio ou pour lequel un véhicule de service est dépêché pour l’intercepter;
  • une évacuation préventive totale ou partielle (p. ex., retrait du personnel non essentiel);
  • la sécurisation du puits ou la dépressurisation des conduites d’écoulement;
  • un atterrissage d’urgence d’un hélicoptère;
  • une alerte aux ressources de recherche et sauvetage;
  • le déploiement d’un hélicoptère de recherche et sauvetage ou une demande de mise en alerte pour un atterrissage d’urgence en raison de problèmes à bord d’un hélicoptère.

8.1.3 « Pollution » et événement de pollution important

Le paragraphe 1(1) du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada définit le terme « pollution » comme étant l’introduction dans le milieu naturel de toute substance ou forme d’énergie au-delà des limites applicables à l’activité visée par l’autorisation, ce qui comprend les rejets.

Une société est tenue de déclarer l’introduction de toute substance ou forme d’énergie en tant que pollution si celle-ci excède les limites de rejet indiquées dans le plan de protection de l’environnement dressé en vue d’obtenir une autorisation (articles 6 et 9 du règlement susmentionné). En l’absence de limite, une société doit déclarer tout rejet de cette substance ou forme d’énergie dans le milieu naturel.

Le sous-alinéa 75(2)b)vi) du règlement établit, entre autres, les exigences en matière de rapport pour les incidents constituant un événement de pollution important. Ces événements comprennent ce qui suit :

  • un rejet d’hydrocarbures, de fluides de formation ou de fluides de puits;
  • l’évacuation de substances entraînant un dépassement des critères de qualité pertinents comme les Recommandations canadiennes pour la qualité de l’environnement du Conseil canadien des ministres de l’environnement.

Par exemple, si la limite de rejet pour le gaz naturel en torche ne pouvant pas être conservé correspond à un débit gazeux de 100 x 10³ m³/j, un débit de 150 x 10³ m³/j excède la limite de rejet et constitue de la pollution. Si le rejet excède également les critères ou normes de qualité des objectifs nationaux de qualité d’air ambiant ou les normes de qualité de l’air des Territoires du Nord-Ouest, il est considéré comme un événement de pollution important.

8.2 « Quasi-incident »

Le paragraphe 1(1) du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada définit un « quasi-incident » comme étant un événement qui serait susceptible d’entraîner une des situations visées à l’alinéa a) de la définition de « incident » mais qui, en raison de circonstances particulières, n’en entraîne pas.

À l’article 75 de ce même règlement, il n’est fait aucune distinction entre les renseignements exigés pour un quasi-incident et un incident. Une société doit donc fournir à la Régie des rapports équivalents pour les deux types d’événement.

8.3 Délais pour faire rapport

L’alinéa 75(1)a) du règlement précise qu’un exploitant doit veiller à ce que la Régie soit avisée, « aussitôt que les circonstances le permettent »Note de bas de page 11 de tout incident ou quasi-incident. Dans ce contexte, ce libellé correspond essentiellement à « immédiatement »; le délai pour le signalement est donc le même que dans les cas où le terme « immédiatement » est employé. La section 3 du présent document précise les délais à respecter à cet égard.

L’alinéa 75(1)b) du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada exige que la Régie soit avisée, au moins 24 heures avant la diffusion de tout communiqué ou la tenue de toute conférence de presse par l’exploitant, de tout incident ou quasi-incident, sauf en situation d’urgence, auquel cas avis est donné sans délai avant le communiqué ou la conférence de presse.

Une société doit alors composer le numéro de la ligne téléphonique établie par la Régie pour signaler les incidents (403-807-9473) et préciser l’objet du communiqué ou de la conférence de presse, la date et l’heure de l’événement survenu ainsi que les coordonnées de la personne à contacter.

Il est en outre exigé à l’alinéa 75(2)b) du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada que la société présente à la Régie un rapport d’enquête précisant la cause première de l’incident ou du quasi-incident, les facteurs contributifs et les mesures correctives prises, au plus tard 21 jours après l’incident ou quasi-incident, s’il s’agit :

  • d’une blessure entraînant une perte de temps de travail;
  • le décès d’une personne;
  • d’un incendie ou d’une explosion;
  • d’une défaillance du confinement d’un fluide provenant d’un puits;
  • d’une menace imminente à la sécurité d’une personne, d’une installation ou d’un véhicule de service;
  • d’un événement de pollution important.

La section 12 du présent document précise les renseignements qui doivent être fournis dans un rapport.

9.0 Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada

9.1 Rapport d’accident ou incident grave

L’article 40 du Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada stipule que tout accident ou incident grave survenu au cours d’une étude géophysique doit être signalé s’il a :

  • fait des morts ou des blessés;
  • causé des dommages matériels;
  • constitué une menace pour l’environnement.

La Régie juge utile d’apporter ci-dessous des précisions pour les termes « dommages matériels » et « menace pour l’environnement ».

9.1.1 « Biens »

Les biens incluent ce qui suit (la liste n’est pas exhaustive) :

  • les terres ou terrains;
  • les bâtiments;
  • les véhicules;
  • l’équipement appartenant à l’exploitant;
  • le matériel de chasse, de trappage, de pêche, etc., appartenant à un tiers.

9.1.2 « Menace pour l’environnement »

Une menace pour l’environnement comprend ce qui suit (la liste n’est pas exhaustive) :

  • un rejet de carburant hors d’un réservoir de confinement doublé;
  • l’obstruction de pistes de gibier à l’aide d’andains;
  • un raté d’allumage d’une charge explosive;
  • un cratère susceptible d’entraîner une érosion;
  • l’écoulement de gaz naturel ou d’eau à partir d’un trou de prospection.

9.2 Délais pour faire rapport

L’article 40 du Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada stipule qu’un exploitant doit informer sans délai le délégué à l’exploitation et le délégué à la sécurité, par les moyens les plus rapides et les plus pratiques, de tout accident ou incident grave. Un avis donné à l’aide du système de signalement en ligne ou du numéro d’urgence du BST satisfait à cette exigence.

10.0 Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada

10.1 Rapport d’urgence ou d’accident

Le paragraphe 71(1) du Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada exige qu’un exploitant informe le délégué à la sécurité de tout événement ou situation comportant un danger et un accident qui met en cause une personne ou un bien et qu’il énumère les événements en question.

10.2 Délais pour faire rapport

Le paragraphe 71(1) exige qu’un exploitant informe le délégué à la sécurité, « par les moyens les plus rapides et les plus pratiques », de tout événement ou situation mentionné. Un avis donné à l’aide du SSEL ou du numéro d’urgence du BST satisfait à cette exigence. La section 3 du présent document précise les délais à respecter à cet égard.

Le paragraphe 71(2) exige en outre le dépôt d’un rapport écrit complet au délégué. Ce rapport étant semblable au rapport d’incident détaillé, la société dispose de 12 semaines après le signalement initial pour soumettre son rapport. La section 12 du présent document précise les renseignements qui doivent être fournis dans un rapport.

11.0 Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada

11.1 Rapport d’accident, de maladie et d’incident

Les alinéas 6(1)i) et 6(1)j) du Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada énoncent les exigences en matière de rapport lors d’un accident ou d’une maladie grave d’un membre d’une équipe de plongée et d’un incident lié à un programme de plongée.

La section 12 du présent document précise les renseignements qui doivent être fournis dans un rapport.

11.2 Délais pour faire rapport

Les alinéas 6(1)i) et 6(1)j) du Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada exigent que les accidents, maladies graves et incidents fassent l’objet d’un rapport « de la façon la plus rapide et pratique possible » et « le plus tôt possible » respectivement. Dans ce contexte, ces libellés correspondent essentiellement à « immédiatement »; le délai pour le signalement est donc le même que dans les cas où le terme « immédiatement » est employé. La section 3 du présent document précise les délais à respecter à cet égard.

Ces mêmes alinéas exigent aussi qu’une société présente un rapport dans la forme qui est prescrite en cas d’accident, de maladie grave et d’incident. Ce rapport étant semblable au rapport d’incident détaillé, la société dispose de 12 semaines après le signalement initial pour soumettre son rapport. La section 12 du présent document précise les renseignements qui doivent être fournis dans un rapport.

12.0 Renseignements exigés lors du signalement d’un événement

12.1 Rapport d’incident

La présente section vise les événements suivants (désignés collectivement les « incidents ») :

  • incidents (Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement, Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres, Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada);
  • accidents, maladies graves et incidents (Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada);
  • urgences ou accidents (Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada);
  • incidents ou accidents graves (Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada).

Les renseignements exigés dans les rapports d’incident correspondent généralement à ceux indiqués à l’annexe H de la norme CSA Z662-11 de l’Association canadienne de normalisation (annexe H de la norme). Outre les renseignements techniques figurant à l’annexe H de la norme, une société doit préciser à la Régie la cause première de l’incident et les détails des mesures correctives prises pour éviter un nouvel incident du genre.

Les autres exigences en matière de rapport (p. ex., détermination des dangers selon le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement) et les renseignements supplémentaires à l’appui (p. ex., rapports d’analyse de métallurgie) peuvent être téléversés directement à partir du SSEL pour l’événement en question.

12.1.1 Avis et rapport d’incident préliminaire

L’avis initial relatif à tous les incidents ainsi que les rapports d’incident préliminaires (incidents visés par le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres et le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement) transmis par l’entremise du SSEL doivent comprendre les renseignements suivants (dans la mesure de ce qui est connu au moment du rapport préliminaire) :

  • les coordonnées de la société;
  • la date et l’heure de l’événement ou de sa découverte;
  • la façon dont l’incident a été découvert (p. ex., patrouille périodique, signalement par un propriétaire foncier ou un membre du public);
  • le type d’incident déclaré (p. ex., décès d’une personne, rejet d’une substance, incendie, explosion);
  • le type de substance rejetée et le volume estimatif initial, s’il y a lieu;
  • l’information qualitative sur le type d’incident (p. ex., os fracturé dans le cas d’une blessure grave, exposition d’un pipeline dans un plan d’eau si l’exploitation excède les tolérances de conception, etc.);
  • le centre de population le plus proche;
  • les coordonnées GPS de l’endroit où l’événement s’est produit, en degrés décimaux;
  • le nom de l’installation ou du pipeline;
  • un exposé des faits, dont une description des circonstances qui ont mené à l’événement ou à sa découverte et les mesures prises immédiatement pour assurer la sécurité du public, des employés de la société ou la protection de l’environnement (p. ex., évacuation, confinement du produit);
  • les renseignements initiaux sur la composante qui a connu une défaillance, s’il y a lieu;
  • les terres ou terrains touchés (p. ex., événement limité au terrain de la société, à l’emprise, terre privée, terre publique).

12.1.2 Rapport d’incident détaillé

Pour l’un ou l’autre de ce qui suit :

  • rapport d’incident détaillé exigé par le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres et le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement (sections 5 et 6 du présent document);
  • rapports à présenter dans les 21 jours aux termes de l’alinéa 75(2)b) du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada (section 8 du présent document);
  •  rapports écrits complets aux termes du paragraphe 71(1) du Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada (section 9 du présent document);
  • rapports d’enquête sur les causes aux termes des alinéas 6(1)i) et 6(1)j) du Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada (section 10 du présent document);

Une société doit fournir les renseignements suivants par l’entremise du SSEL :

  • lles mises à jour pertinentes des renseignements contenus dans l’avis ou les rapports d’incident préliminaires;
  • des renseignements détaillés sur la composante du pipeline ou de l’installation (p. ex., type d’équipement, tel que robinet-vanne, et composante en cause, comme la garniture de vanne) qui a connu une défaillance, s’il y a lieu;
  • les conditions d’exploitation du pipeline ou de l’installation au moment de la découverte de l’incident (p. ex., pression d’exploitation, type de produit, épaisseur de la couverture), s’il y a lieu;
  • le registre d’entretien de la composante qui a connu une défaillance (p. ex., date de la dernière inspection ou activité d’entretien, type d’inspection – inspection visuelle ou essai non destructif), s’il y a lieu;
  • les mesures correctives prises (ou prévues) par la société pour prévenir d’autres événements du genre à l’échelle locale (voir l’annexe 1 pour de plus amples renseignements);
  • les mesures préventives prises (ou prévues) par la société pour prévenir d’autres incidents du même genre dans l’ensemble de son réseau (voir l’annexe 1 pour de plus amples renseignements);
  • une analyse de la cause première, incluant au moins une cause immédiate (p. ex., équipement ou composante qui a connu une défaillance) et au moins une cause première (p. ex., usure normale);
  • les renseignements à l’appui (p. ex., rapports de métallurgie), s’il y a lieu.

12.1.3 Coûts liés à l’incident

La Régie s’attend désormais à ce que les sociétés fassent état des coûts précisés ci-après, pour tous les incidents qui répondent à la définition de « incident » fournie dans l’un ou l’autre des règlements appliqués par la Régie :

  • i) un rejet d’hydrocarbures à BPV non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³ au-delà de la propriété de la société;
  • ii) un effet négatif important sur l’environnement;
  • iii) une rupture;
  • iv) un panache toxique;
  • v) une défaillance du confinement d’un fluide provenant d’un puits.

Les sociétés doivent déclarer les coûts liés à l’incident, selon les catégories de coûts, de la façon indiquée ci-après.

  • Catégorie 1 – Coûts réels (déclarés séparément) engagés pour :
    • l’intervention d’urgence, y compris le confinement du produit rejeté;
    • le nettoyage du rejet et l’assainissement des lieux;
    • la réparation ou le remplacement des installations réglementées.
  • Catégorie 2 – Valeur réelle ou estimative des pertes ou des dommages non inclus dans la catégorie 1.

La Régie attend des sociétés qu’elles déclarent les coûts indiqués ci-dessus tous les ans (année civile), à partir de l’année où est survenu l’incident jusqu’à ce qu’il n’y ait plus de coûts liés à l’incident ou cinq ans après le signalement de l’incident (incluant l’année du signalement), selon la première éventualité.

La fonction de déclaration des coûts sera ajoutée au SSEL à une date ultérieure; après quoi, le système déterminera automatiquement la période au cours de laquelle la société devra déclarer des coûts. D’ici là, cependant, la Régie communiquera avec les sociétés au besoin et pour leur donner des instructions et leur fournir le formulaire de déclaration des coûts.

12.2 Rapport de quasi-incident (Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada)

Les renseignements exigés dans un rapport de quasi-incident sont les mêmes que ceux des rapports d’incident aux termes du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada. Une société doit donc fournir, par l’intermédiaire du SSEL, les mêmes détails, qu’il s’agisse d’un incident ou d’un quasi-incident.

12.3 Combustion ou brûlage d’urgence (Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement)

Une société doit fournir, au moyen du SSEL, les renseignements suivants pour satisfaire aux exigences relatives à la combustion ou au brûlage d’urgence énoncées à l’article 48 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement :

  • le nom de la société;
  • la personne à contacter;
  • l’endroit;
  • un compte rendu sommaire des circonstances qui ont mené à la combustion ou au brûlage d’urgence.

12.4 Détermination des dangers (Règlement la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement)

Une société doit fournir, au moyen du SSEL, les renseignements suivants pour satisfaire aux exigences relatives à la détermination des dangers conformément à l’alinéa 47b) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement :

  • un plan des mesures d’urgence proposées;
  • une description de la cause, de la durée et des conséquences potentielles;
  • les réparations à effectuer;
  • les mesures visant à prévenir une défaillance future.

12.5 Suspension de l’exploitation (Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement)

Une société doit fournir, au moyen du SSEL, les renseignements suivants pour satisfaire aux exigences relatives à la suspension de l’exploitation conformément aux paragraphes 49(1.1) et (2) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement :

  • les détails des activités qui seront suspendues;
  • les motifs de la suspension;
  • la durée de la suspension;
  • les effets de la suspension sur le débit de l’usine, sur la sécurité des personnes et sur l’environnement.

12.6 Rapport concernant une contravention au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) (selon la définition du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines [obligations des compagnies pipelinières])

La présente section concerne les contraventions au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation).

Les renseignements exigés dans les rapports correspondent généralement à ceux indiqués à l’annexe H de la norme CSA Z662 de l’Association canadienne de normalisation (annexe H de la norme). Outre les renseignements techniques figurant à l’annexe H de la norme, une société doit préciser à la Régie les causes à l’origine de l’événement et les détails des mesures correctives et préventives prises pour éviter un nouvel incident du genre.

12.6.1 Rapport d’événement préliminaire concernant une contravention au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation)

L’avis initial relatif à toute contravention au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) transmis au moyen du SSEL doit comprendre les renseignements suivants (dans la mesure de ce qui est connu au moment du rapport préliminaire) :

  • les coordonnées de la société;
  • la date et l’heure de l’événement ou de sa découverte;
  • la façon dont l’événement a été découvert (p. ex., patrouille aérienne régulière, propriétaire foncier);
  • le type d’activité qui se rapporte à l’événement (p. ex., remuement du sol, construction d’une installation ou circulation de véhicules ou d’équipement mobile);
  • le centre de population le plus proche;
  • les coordonnées GPS de l’endroit où l’événement s’est produit, en degrés décimaux;
  • le nom du pipeline;
  • un exposé des faits, dont une description des circonstances qui ont mené à l’événement ou à sa découverte et les mesures prises immédiatement pour assurer la sécurité du public, des employés de la société ou la protection de l’environnement (p. ex., restriction de pression, évacuation);
  • l’utilisation des terres et la densité de la population au lieu de l’événement.

12.6.2 Rapport d’événement détaillé concernant une contravention au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation)

  • Les mises à jour pertinentes des renseignements contenus dans l’avis ou le rapport préliminaire.
  • Le type d’activité et l’équipement à l’origine de l’infraction, s’ils sont connus.
  • Les parties en cause, si elles sont connues.
  • Les mesures correctives prises (ou prévues) par la société pipelinière pour prévenir d’autres événements du genre à l’échelle locale (voir l’annexe 1 pour de plus amples renseignements).
  • Les mesures préventives prises (ou prévues) par la société pipelinière pour prévenir d’autres événements du même genre dans l’ensemble de son réseau (voir l’annexe 1 pour de plus amples renseignements).
  • L’analyse des causes fondamentales comprenant au moins une cause immédiate (p. ex., aucun avis envoyé à un centre d’appels) et au moins une cause fondamentale (p. ex., ne pas être au courant de l’obligation d’envoyer un avis à un centre d’appels).

12.7 Dommage à une conduite

Lorsqu’un dommage à une conduite survient ou est constaté et qu’il est lié à un rapport de contravention au titre du Règlement de la Régie de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation), la société pipelinière doit en informer la Régie au moyen du type d’événement « Dommage à une conduite » dans le SSEL.

12.7.1 Rapport préliminaire d’événement concernant un dommage à une conduite

L’avis initial relatif à tout dommage à une conduite transmis au moyen du SSEL doit comprendre les renseignements suivants (dans la mesure de ce qui est connu au moment du rapport préliminaire) :

  • les coordonnées de la société;
  • la date et l’heure de l’événement ou de sa découverte;
  • l’auteur de la découverte de l’événement (p. ex., la société pipelinière);
  • les préoccupations immédiates, le cas échéant, concernant la sécurité des personnes et des installations réglementées ou la protection des biens et de l’environnement;
  • la description des dommages (p. ex., égratignure de l’enduit, rainure ou bosselure);
  • le centre de population le plus proche;
  • l’endroit où l’événement s’est produit, en degrés décimaux jusqu’à quatre décimales;
  • le nom du pipeline;
  • un exposé des faits, dont une description des circonstances qui ont mené à l’événement ou à sa découverte et les mesures prises immédiatement pour assurer la sécurité du public, des employés de la société ou la protection de l’environnement (p. ex., réduction de la pression, évacuation);
  • l’utilisation des terres et la densité de la population au lieu de l’événement.

12.7.2 Rapport d’événement détaillé

  • Les mises à jour pertinentes des renseignements contenus dans l’avis ou le rapport préliminaire.
  • La description des dommages, ainsi qu’un résumé des résultats de tout essai non destructif (s’il y a lieu).
  • L’étendue (la dimension) connue des dommages.
  • Les interactions avec d’autres éléments (le cas échéant).
  • Les mesures qui ont été prises ou qui seront prises pour atténuer les dommages.
  • Les parties concernées (s’il y a lieu; la Régie ne recueillera pas de renseignements personnels au moment du signalement. Si de tels renseignements sont nécessaires plus tard, un membre du personnel de la Régie communiquera avec la société).

12.8 Suspension du consentement (Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines [obligations des compagnies pipelinières])

Quand une société suspend un consentement qu’elle avait donné en vertu du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation), elle doit établir un rapport dans le SSEL qui comprend notamment ce qui suit :

  • le nom de la société;
  • la personne-ressource;
  • le moment où le consentement a été révoqué;
  • le type de partie (p. ex., municipalité, propriétaire foncier) dont le consentement a été révoqué;
  • le motif de la révocation.

Annexe 1 – Mesures correctives et préventives

Un événement (qu’il s’agisse d’un incident ou d’une contravention à la réglementation) est le résultat de causes multiples : la cause immédiate (p. ex., défaillance ou défectuosité entraînant une piqûre dans la paroi de la canalisation), découlant de la cause fondamentale, laquelle est attribuable à une déficience liée à une procédure d’inspection de la paroi de la canalisation ou à l’un des processus du système de gestion définissant la manière dont les procédés du système sont élaborés et mis en œuvre. Par conséquent, chaque cause entraînera la prise d’au moins une mesure corrective ou préventive.

La Régie s’attend à ce que la société s’efforce de déterminer ce qui suit pour chaque événement signalé :

  • la nature et l’étendue des causes, y compris les causes liées au système de gestion et aux divers programmes;
  • les mesures nécessaires pour corriger les causes aux endroitsNote de bas de page 12 en question, ainsi qu’aux endroits similaires, afin d’assurer immédiatement la conformité et la protection des gens et de l’environnement;
  • les mesures nécessaires pour éviter qu’un événement se produise ou se reproduise à une installation ou pendant une activité ou pour éviter qu’un événement ayant la même cause ne se produise à une installation semblable ou pendant des activités similaires.

La Régie attend des sociétés qu’elles aient recours à des processus structurés et justifiables pour analyser les événements et déterminer les causes ainsi que les mesures correctives et préventives. Dans la boîte de commentaires suivant la liste des mesures correctives et préventives, la société devrait inscrire ce qui suit :

  1. la méthode utilisée pour déterminer les causes, afin de mettre au point des mesures correctives et préventives qui sont adéquates;
  2. tout autre renseignement connexe sur la nature de chacune des mesures correctives et préventives mises en œuvre ou dont la mise en œuvre est prévue.

La Régie reconnaît que les termes « mesures correctives » et « mesures préventives » sont parfois définis différemment.

La Régie définit ces termes comme suit.

  • Mesures correctives : Mesures de suppression ou de contrôle de la cause (habituellement, la cause immédiate), prises dans le but d’éliminer le danger ou de réduire le plus possible le risque connexe (p. ex., remédier à un problème)Note de bas de page 13.
  • Mesures préventives : Mesures de suppression ou de réduction de la probabilité qu’un événement se produise ou se reproduise, prises dans le but de prévoir un danger ou de réduire le plus possible le risque qu’un événement se produise (p. ex., prendre des mesures pour résoudre un problème potentielNote de bas de page 11. En règle générale, les mesures qui visent des causes comparables ou potentielles sont des mesures préventives.
  • Les mesures préventives peuvent être divisées en niveaux :
  • Niveau I – Mesures prises pour remédier à des causes à d’autres endroits, dont la situation est similaire ou identique, afin d’éliminer de manière proactive le risque cerné.
  • Niveau II – Mesures prises pour remédier à des causes systémiques; ce type de cause est habituellement lié à des changements ayant été apportés au système de gestion d’une société et ayant des effets sur l’ensemble de la société ou du réseau pipelinier.

La figure 1 illustre la distinction que fait l’Office entre les mesures correctives et les mesures préventives.

Figure 1 – Représentation graphique illustrant les mesures correctives et préventives

Figure 1 – Représentation graphique illustrant les mesures correctives et préventives

  • Mesure ponctuelle normalement prise à un endroit, afin de remédier à la cause la plus immédiate
  • Ex. : Remplacer la composante dont la déaillance a entraîné un rejet.
    • Mesures prises pour remédier à des causes à d’autres endroits, dont la situation est similaire ou identique, afin d’éliminer de manière proactive le risque cerné
    • Ex. : Inspecter et remplacer des composantes similaires se trouvant sur le site de l’événement ou dans l’ensemble des installations d’exploitation de la société.
      • Mesures prises pour remédier à des causes systémiques, lesquelles sont normalement liées à des changements ayant été apportés au système de gestion d’une société et ayant des effets sur l’ensemble de la société ou du réseau pipelinier
      • Ex. : Modifier les procédés d’inspection et de surveillance et mettre en œuvre une procédure modifiée, prévoyant davantage d’inspections à tous les sites pertinents.

Les tableaux ci-après fournissent des définitions et des exemples des diverses mesures correctives et préventives présentes dans le SSEL. À noter que bien que le terme « incident » soit utilisé dans la plupart des exemples, les exemples peuvent s’appliquer à tous les événements à déclaration obligatoire. Les diverses mesures correctives et préventives, les descriptions et les exemples se trouvent sous « Amélioration continue ». Veuillez adresser toute question ou tout commentaire au sujet des options à DLERSSupport@rec-cer.gc.ca.

Nota : La Régie s’attend à ce qu’une description détaillée soit inscrite dans la boîte de commentaires correspondant à chacune des mesures correctives et préventives sélectionnées dans le SSEL.

Exemples de mesures correctives

Mesure

Description

Aucune mesure prise

Aucune mesure n’a été prise à l’échelle du site pour donner suite à l’incident.

Mise à jour des procédés, normes, caractéristiques techniques

Après avoir découvert qu’une lacune relativement aux procédés, normes ou caractéristiques techniques avait contribué à l’incident, des changements ont été apportés aux procédés, normes ou caractéristiques techniques en question et communiqués au personnel concerné.
Exemple : Un procédé désuet, qui ne tenait pas compte des pratiques d’exploitation ou auquel il manquait une étape a directement contribué à l’incident. Le procédé a été mis à jour en conséquence.

Création de nouveaux procédés, normes, caractéristiques techniques

Après avoir découvert qu’une lacune relativement aux procédés, normes ou caractéristiques techniques avait contribué à l’incident, de nouveaux procédés, normes ou caractéristiques techniques ont été conçus et mis en œuvre (p. ex., ils ont été communiqués au personnel concerné et, le cas échéant, une formation a été fournie).
Exemple : Il a été déterminé qu’un procédé manquait à un processus et que ce manque avait contribué directement à l’incident. Un nouveau procédé a été créé et les étapes nécessaires à son application ont été documentées.

Prise d’une mesure visant du personnel

Des mesures de gestion du rendement ont été prises à l’égard d’un ou de plusieurs membres du personnel à la suite de l’incident.
Par exemple :
(Mesure non officielle) – La société a organisé, à l’intention des superviseurs, une activité de sensibilisation à l’importance de mener des activités d’inspection qui font en sorte que : i) les procédés sont mis en œuvre de manière adéquate et ii) les travailleurs ont les compétences requises pour exécuter des activités particulières.
(Mesure officielle) – La société a recouru à un processus disciplinaire.
Assurez-vous de préciser dans la boîte de commentaires la nature de la mesure de gestion du rendement utilisée (p. ex., précisez le type de mesure de gestion du rendement utilisée et le personnel visé, notamment, un membre de la direction ou membre du personnel sur le terrain, ou les deux).

Évaluation des compétences, formation, formation d’appoint du personnel impliqué

Les membres du personnel directement impliqués dans l’incident ont suivi des activités d’évaluation des compétences, de formation ou de formation d’appoint.
Exemple : Les compétences des membres du personnel impliqués dans l’incident étaient limitées. Ils ont suivi une formation d’appoint.
Assurez-vous de préciser dans la boîte de commentaires la nature de l’évaluation des compétences ou de la formation.

Réparation, remplacement

À la suite de l’incident, une réparation a été faite ou du matériel a été remplacé.
Par exemple, un joint torique a été remplacé par un joint torique neuf, fait du même matériau.
Assurez-vous de préciser dans la boîte de commentaires le type de réparation (p. ex., réparation permanente ou temporaire).

Mise à niveau

À la suite de l’incident, une mise à niveau a eu lieu (remplacement de matériel ou de matériaux par du matériel ou des matériaux nouveaux ou améliorés).
Par exemple, un joint torique a été remplacé par un joint torique dont la durée utile est plus longue.

Modification du calendrier des travaux, du plan de travail

Le calendrier des travaux ou le plan de travail a été modifié.
Exemple : L’un des facteurs ayant contribué à l’incident est le manque de temps pour communiquer au moment des changements de quart.
Le plan de travail a ainsi été modifié pour allouer davantage de temps à la communication entre l’équipe qui termine son quart de travail et celle qui prend la relève.

Correction du rôle et des responsabilités des membres du personnel impliqués dans l’incident

Des corrections ont été faites ou des éclaircissements ont été apportés aux rôles et responsabilités des membres du personnel.
Exemple : La personne qui dirige ou qui prend les décisions a été identifiée clairement et par écrit. Des précisions ont été données en ce qui concerne la communication de renseignements aux autres groupes, notamment la personne à qui incombe la responsabilité de communiquer les renseignements, le type de renseignements à communiquer et le moment de les communiquer.

Hausse de la fréquence d’inspection du matériel en cause ou d’examen de la pratique en cause

La fréquence des inspections ou la portée de celles-ci est augmentée relativement au matériel ou à la pratique en cause.
Exemple : Une inspection est faite toutes les deux semaines au lieu d’une fois par mois.

Exemples de mesures préventives (niveau I)

Exemples de mesures préventives (niveau I)

Mesures prises pour remédier à des causes à d’autres endroits*, dont la situation est similaire ou identique, afin d’éliminer de manière proactive le risque cerné.

* Le terme « endroit » peut désigner divers lieux sur un chantier ou sur plusieurs chantiers.

  • Exemple 1 (différents emplacements sur même un chantier) – En plus de corriger le matériel qui a contribué à l’incident, le même matériel est inspecté et remplacé, au besoin, sur de nombreuses structures du lieu de travail.
  • Exemple 2 (différents emplacements sur plusieurs chantiers) – En plus de corriger une lacune dans les procédés qui a contribué à l’incident, la procédure est mise à jour et communiquée de façon appropriée au personnel de tous les autres lieux de travail où le risque existe.

Mesure

Description

Communication avec le personnel à l’échelle locale et régionale

À l’échelle locale et régionale, le personnel a été informé des causes de l’incident et des leçons apprises. Cela comprend de l’information sur ce qui s’est produit, les facteurs qui y ont contribué, les mesures prises pour tenir compte de ces facteurs et prévenir les incidents futurs, ainsi que les facteurs importants que les sites locaux et régionaux doivent surveiller et traiter.
Exemple : alerte de sécurité émise pour tous les sites de la région où le risque existe.

Communication avec les parties prenantes externes

Les parties prenantes externes sont informées des causes de l’incident et des leçons à tirer. Cela comprend des informations sur ce qui s’est passé, les facteurs causaux et contributifs, les mesures prises pour remédier à ces facteurs et prévenir les événements futurs, et les facteurs importants que les parties prenantes externes doivent connaître et sur lesquels agir (le cas échéant).

Inclusion des données relatives à l’incident ou l’événement dans l’analyse holistique pour déterminer si les processus ou procédures à la grandeur de la société doivent être modifiés

L’information provenant de l’incident ou de l’événement fait partie de l’analyse afin d’examiner les tendances au fil du temps. Les conclusions aident à déterminer la nécessité d’apporter des changements à l’échelle de la société (p. ex., aux processus ou aux procédures).

Mise à jour de procédures, normes ou caractéristiques techniques à plus d’un endroitNote de tableau *

À la suite d’un incident, une modification est apportée à une procédure, à une norme ou à une caractéristique technique à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe.
Par exemple, les procédures ont été révisées pour décrire plus clairement les étapes nécessaires à l’exécution des travaux, puis mises en œuvre (communiquées de façon appropriée) au personnel de tous les endroitsNote de tableau * pertinents de la société.

Nouvelle procédure, norme ou caractéristique technique à plus d’un endroitNote de tableau *

À la suite d’un incident, une nouvelle procédure, norme ou caractéristique technique est élaborée et mise en œuvre (communication et formation donnée si nécessaire) à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe.
Par exemple, un nouveau procédé a été créé pour documenter correctement les étapes nécessaires à l’exécution d’une nouvelle tâche, puis mis en œuvre (communiqué de façon appropriée) au personnel de tous les endroitsNote de tableau * pertinents de la société.

Évaluation des compétences, formation et/ou formation d’appoint à plus d’un endroitNote de tableau *

À la suite de l’incident, l’évaluation des compétences et la formation ou la formation d’appoint offerte aux membres du personnel concerné ont été réalisées à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe.
Par exemple, le personnel concerné à tous les endroitsNote de tableau * où le risque existe reçoit une formation d’appoint.
Assurez-vous de préciser dans la boîte de commentaires la nature de l’évaluation des compétences ou de la formation.

Évaluation des compétences, formation et/ou formation d’appoint avec les parties concernées

L’évaluation des compétences et la formation ou la formation d’appoint offerte aux parties externes sont utilisées en réponse à l’incident pour les parties externes concernées où le risque existe.

Réparation ou remplacement effectué à plus d’un endroitNote de tableau *

À la suite de l’incident, une réparation a été faite ou du matériel a été remplacé à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe.
Par exemple, après qu’une fuite a été décelée dans un réservoir de stockage hors sol, les autres réservoirs du même type sur le site sont inspectés et, au besoin, réparés.
Assurez-vous de préciser dans la boîte de commentaires le type de réparation (p. ex., réparation permanente ou temporaire).

Mise à niveau effectuée à plus d’un endroitNote de tableau *

À la suite de l’incident, une mise à niveau a eu lieu (remplacement de matériel ou de matériaux par du matériel ou des matériaux nouveaux ou améliorés) à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe.
Par exemple, après qu’une fuite a été décelée dans un réservoir de stockage hors sol, les autres réservoirs du même type sur le site sont inspectés et, au besoin, remplacés par des réservoirs neufs (mis à niveau).

Modification du calendrier des travaux, du plan de travail pour plus d’un endroitNote de tableau *

À la suite d’un incident, une modification est apportée à un calendrier des travaux ou un plan de travail à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe.
Par exemple, pour tous les groupes de travail sur le chantier, les heures d’arrivée et de départ du personnel sont modifiées dans l’horaire de travail de façon à prévoir plus de temps pour le changement de quart.

Correction du rôle et des responsabilités à plus d’un endroitNote de tableau *

Les rôles et les responsabilités du personnel concerné ont été modifiés ou précisés à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe.
Par exemple, la personne qui dirige ou qui prend les décisions a été identifiée clairement à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe. Des précisions ont été données en ce qui concerne la communication de renseignements aux autres groupes, notamment la personne à qui incombe la responsabilité de communiquer les renseignements, le type de renseignements à communiquer et le moment de les communiquer, à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe.

Hausse de la fréquence des inspections ou examens à plus d’un endroitNote de tableau *

La fréquence des inspections ou la portée de celles-ci est augmentée à plus d’un endroitNote de tableau * où le risque existe.
Par exemple, une inspection est faite toutes les deux semaines au lieu d’une fois par mois.

Exemples de mesures préventives (niveau II)

 

Exemples de mesures préventives (niveau II)

Mesures prises pour remédier à des causes systémiques; ce type de cause est habituellement lié à des changements ayant été apportés au système de gestion d’une société et ayant des effets sur l’ensemble de la société ou du réseau pipelinier.

Mesure

Exemple*

Aucune mesure prise

Aucune mesure n’a été prise à l’échelle de la société ou du réseau à la suite de l’incident.

Communication à l’échelle de la société ou du réseau

Par exemple, alerte de sécurité émise pour toute la société (ou pour tous les sites de la société où le risque existe).

Modification et mise en œuvre de processus ou procédures à la grandeur de la société ou du réseau pour...

établir ou atteindre des buts, objectifs et cibles

Par exemple, la société établit des objectifs précis, des objectifs à court terme ou des mesures de rendement pour permettre à la haute direction de faire le suivi de l’inspection de toutes les installations semblables et ainsi assurer la surveillance des dangers et des risques soupçonnés.

déterminer les dangers et évaluer les risques

Par exemple, la société modifie et met en œuvre le processus révisé d’évaluation des dangers de première ligne afin d’y inclure des renseignements à jour sur des dangers ou des mesures de contrôle particuliers (p. ex., des renseignements sur les risques normaux).

gérer les dangers recensés

Par exemple, la société modifie et met en œuvre le processus révisé d’évaluation des dangers de première ligne afin d’y inclure des renseignements à jour sur des dangers et des risques particuliers (p. ex., changements aux valeurs normales de probabilité ou de conséquence).

déterminer et recenser les exigences légales

Par exemple, la société modifie et met en œuvre des procédures révisées de surveillance des changements apportés aux exigences légales afin d’inclure des normes techniques qui peuvent avoir contribué à la cause de l’incident ou l’avoir empêché.

gérer les changements

Par exemple, la modification et la mise en œuvre de procédures de gestion des changements afin d’inclure des exigences particulières pour la gestion des changements applicables à plusieurs emplacements qui sont nécessaires en raison d’enquêtes sur les incidents (p. ex., les changements requis pour les activités d’analyse des causes fondamentales).

déterminer les compétences exigées, établir les programmes de formation et vérifier les compétences

Par exemple, on a déterminé les besoins de formation ou de formation d’appoint et donné celles-ci à tous les secteurs opérationnels, ou le système de gestion de l’apprentissage a été mis à jour de façon à gérer les exigences actualisées ou modifiées en matière de compétences et de formation.
Cela comprend la détermination des compétences requises, l’établissement des programmes de formation et la vérification des compétences exigées pour les postes de direction.

inspecter et surveiller les activités et les installations de la société

Par exemple, les critères, protocoles et calendriers d’inspection des réservoirs hors-sol à tous les sites de la société ont été révisés.

élaborer des plans d’urgence pour se préparer aux événements anormaux

Par exemple, les procédures relatives aux personnes à contacter en cas d’anomalie de fonctionnement (p. ex., dépassement des tolérances de conception attribuable à un changement de pression, de débit ou de température en dehors des limites des conditions normales) sont révisées pour inclure d’autres parties.

informer ou communiquer des renseignements importants

Par exemple, la société modifie et met en œuvre des procédures révisées pour la documentation et la communication des leçons tirées des incidents.

contrôler et gérer documentation et dossiers, dont procédures, pratiques, normes

Par exemple, la modification des procédures de contrôle des documents pour s’assurer que les méthodes et les pratiques d’exploitation normalisées essentielles pour la sécurité, comme l’accès aux espaces clos, le jaugeage des réservoirs, l’évaluation des dangers sur le terrain, l’assemblage des conduites, etc., sont examinées et approuvées à une fréquence supérieure aux normes minimales qui tient compte de l’évaluation des risques ou des conséquences potentielles des activités contrôlées par chacune d’elles.

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