Le mercredi 28 août, l'Office national de l'énergie est devenu la Régie de l'énergie du Canada. Pour de plus amples renseignements, consultez la page d'information sur la mise en oeuvre de la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie

Lignes directrices de l’Office national de l’énergie sur les rapports d'événement

Lettre en date du 12 janvier 2018 et Lignes directrices de l’Office national de l’énergie sur les rapports d'événement [PDF 589 ko]

Résultats de la consultation sur les révisions aux Lignes directrices sur les rapports d'événements de l'ONE

Dossier OF-Gen 0201
Le 12 janvier 2018

Destinataires : Toutes les sociétés du ressort de l’Office national de l’énergie

  • Objet : Lignes directrices visant les rapports d’événement, guichet unique de signalement dont il est question dans les règlements pris en application de la Loi sur l’Office national de l’énergie et de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et situations dangereuses selon le Code canadien du travail, Partie II

Madame, Monsieur,

Les Lignes directrices visant les rapports d’événement, ci-jointes, ont été mises à jour en date de décembre 2017 (les « lignes directrices »). L’Office fournit dans la mise à jour des éclaircissements quant à ses attentes et exigences en matière de signalement d’événement aux termes des lois et règlements qu’il administre.

Il importe de souligner que la nouvelle version des lignes directrices ne change en rien l’entente conclue avec le Bureau de la sécurité des transports (le « BST ») relativement au guichet unique pour le signalement d’événement. Sauf en ce qui concerne les événements à déclaration obligatoire immédiate (voir la section 3 des lignes directrices), les sociétés sont encore tenues de signaler au BST les événements liés à des installations réglementées par l’Office, par l’entremise du système de signalement d’événements en ligne de l’Office.

Les événements devant être signalés à l’aide du système en ligne sont les suivants :

  • les incidents visés par le Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres, le Règlement de l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement et le Règlement sur le forage et la production des puits de pétrole et de gaz au Canada ou tout autre règlement sur le forage de puits de pétrole et de gaz;
  • les activités non autorisées aux termes de la Loi sur l’Office national de l’énergie et du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation);
  • les dommages aux pipelines et la suspension du consentement selon les dispositions du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières);
  • la combustion d’urgence ou le brûlage à la torche selon le Règlement sur les usines de traitement;
  • la détermination des dangers suivant le Règlement sur les usines de traitement;
  • la suspension des activités d’exploitation selon le Règlement sur les usines de traitement;
  • les quasi-incidents suivant le Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines;
  • les accidents graves ou les incidents visés par le Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada ou par les autres règlements sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz;
  • les urgences ou accidents visés par le Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada ou par les autres règlements sur les installations pétrolières et gazières;
  • les accidents, maladies et incidents visés par le Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada ou par les autres règlements sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières.

Par ailleurs, les lignes directrices décrivent les attentes de l’Office en ce qui concerne la déclaration des coûts liés à l’incident, s’il s’agit d’un incident faisant partie d’un sous-ensemble particulier.

Les sociétés réglementées sont tenues de suivre les lignes directrices à compter du 1er avril 2018. D’ici là, la dernière version des lignes directrices demeure en vigueur.

Le système de signalement se trouve à l’adresse Web :

https://apps.cer-rec.gc.ca/ERS/Accueil/Index/

Si le système en ligne n’est pas disponible, les sociétés sont priées de signaler les événements au numéro d’urgence du BST : 819-997-7887 (appels à frais virés acceptés). L’Office rappelle aux sociétés de réviser leurs manuels d’intervention en cas d’urgence et autres mesures d’urgence en fonction des nouvelles directives sur le signalement des événements.

Veuillez agréer, Madame, Monsieur, mes sincères salutations.

La secrétaire de l’Office,

Original signé par

Sheri Young


 

Office national de l’énergie
Lignes directrices
visant les rapports d’événement
Révisées en décembre 2017

Loi sur l’Office national de l’énergie
Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres
Règlement de l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement
Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation)
Règlement de l’Office national 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
Règlement sur les installations pétrolières et gazières
Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz
Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières

 

Table des matières

1.0 But

Le présent document a pour but de clarifier les attentes de l’Office national de l’énergie 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 l’Office 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 l’Office. Il renferme aussi des exemples de tels événements. Il précise en outre les attentes de l’Office 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 l’Office

Toutes les sociétés réglementées par l’Office en vertu de la Loi sur l’Office national 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.

L’Office 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 l’Office. 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 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 l’Office est la sûreté et la sécurité des personnes et la protection de l’environnement et des biens. L’Office 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 qu’ont les sociétés réglementées par l’Office de prévoir, de prévenir, d’atténuer et de gérer les incidents, sans égard à l’ampleur ou à a 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, l’Office 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 l’Office en feront état et l’événement ne sera pas inscrit au dossier de la société ni indiqué sur la carte interactive des incidents de l’Office.

2.3 Examen de l’Office des rapports d’événement

Conformément à l’article 12 de la Loi sur l’Office national de l’énergie, l’Office 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, c’est-à-dire si son examen révèle un cas de non-conformité, il mettra en œuvre des mesures d’exécution.

L’Office 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 l’Office national 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 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 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 l’Office dans le SSEL. La communication par téléphone et la saisie de l’information dans le SSEL doivent se faire le plus rapidement possible et, quoiqu’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, quoiqu’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 Loi sur l’Office national de l’énergie – Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres

5.1 Définition du terme « incident »

L’article 52 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres exige qu’une société signale à l’Office 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 :

    1. le décès d’une personne ou une blessure grave;
    2. un effet négatif important sur l’environnement;
    3. un incendie ou une explosion non intentionnel;
    4. un rejet d’hydrocarbures à basse pression de vapeur (BPV) non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³;
    5. un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à haute pression de vapeur (HPV) non intentionnel ou non contrôlé;
    6. 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 l’Office.

L’Office 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 l’Office national 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 l’Office national 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 l’Office, 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 l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres, l’Office 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 l’Office national 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 situé à proximité (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 à la secrétaire de l’Office au moyen d’un avis de contamination. Ce processus est décrit plus en détail dans le Guide sur le processus de réhabilitation de l’Office.

5.1.3 « Incendie ou explosion non intentionnel »

Pour les besoins du rapport visé par l’article 52 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres, l’Office 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 »

L’Office 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 l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres, dans le contexte d’un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV, l’Office 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 répondent 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.

Remarque : 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 :

où :

formule

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 :

Où :formule

 

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

REMARQUE : 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 l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres, l’Office applique la définition suivante du terme « exploitation au-delà des tolérances de conception » :

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

    Remarque : L’Office 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, l’Office doit en être avisé, 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 l’Office 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 ») : Restrictions imposées par l’Office quant à la pression d’exploitation, notamment par l’entremise d’une ordonnance de sécurité, d’une ordonnance diverse, d’un ordre 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.

Les événements visés comprennent les 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 calcul;
  • 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 l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres exige qu’une société signale immédiatement à l’Office tout incident. La section 3 du présent document précise les délais à respecter à cet égard.

L’article 52 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres exige qu’une société présente à l’Office 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.

6.0 Loi sur l’Office national de l’énergie – Règlement de l’Office national 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 l’Office 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 l’Office national 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) :

  1. le décès d’une personne ou une blessure grave (se reporter à la section 5.1.1);
  2. un effet négatif important sur l’environnement (se reporter à la section 5.1.2);
  3. 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; se reporter à la section 6.3 pour de plus amples renseignements sur le rôle du brûlage à la torche);
  4. un rejet non intentionnel ou non contrôlé de fluides de traitement ou de fluides hydrocarbonés (se reporter à la section 6.1.3);
  5. 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);
  6. l’exploitation d’une usine au-delà des tolérances de conception ou des limites imposées par l’Office (se reporter à la section 6.1.4).

L’Office juge utile ci-dessous d’apporter des précisions 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement, l’Office 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

L’Office 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement, dans le contexte d’un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV, l’Office 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement, se reporter à la section 6.3).

Remarque : 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 :

Où :

formule

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

REMARQUE : 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

L’Office 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 il 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 l’Office

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

  • Exploitation, qu’elle qu’en soit la durée, d’un équipement au-delà de ses tolérances de conception ou des limites imposées par l’Office 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 pressions, 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement exige qu’une société signale immédiatement à l’Office tout incident. La section 3 du présent document précise les délais à respecter à cet égard.

L’article 46 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement exige qu’une société présente à l’Office 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement, une société doit signaler immédiatement à l’Office 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement, une société doit signaler immédiatement à l’Office 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement exige qu’une société remette à l’Office, « 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), l’Office 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement exige que la société signale à l’Office toute combustion :

  • d’un hydrocarbure gazeux ou
  • 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 l’Office national 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 l’Office national 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. L’Office 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 l’Office national 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement exige qu’une société avise l’Office, dès que possible, de toute suspension visée par l’article 49. L’Office 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), l’Office s’attend à ce qu’une société lui fournisse l’information dans la semaine suivant l’avis.

7.0 Loi sur l’Office national de l’énergie – Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) et (régime d’autorisation)

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

  1. toute contravention au Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation);
  2. 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 réglementaire ou du franchissement du pipeline par un véhicule ou de l’équipement mobile;
  3. 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 Activités non autorisées

Les activités suivantes sont considérées comme des activités non autorisées aux termes de l’article 112 de la Loi sur l’Office national de l’énergie et du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation).

  • Remuement du sol : Activité non autorisée de remuement du sol dans la zone réglementaire, à savoir une bande de terre de 30 mètres (100 pieds) 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 :
    • le remuement ou le déplacement du sol à une profondeur de 30 cm ou plus;
    • une réduction de l’épaisseur du sol au-dessus du pipeline;
    • une culture à une profondeur de 45 cm ou plus.
  • Construction d’une installation : Construction non autorisée d’une installation au-dessus, au‑dessous ou le long d’un pipeline (incluant l’emprise). Cette catégorie englobe des activités comme la construction d’une structure ou d’une installation (p. ex., une piscine, une patinoire, une remise) sur l’emprise ainsi que l’entreposage de matériaux comme du sable, de la terre.
  • Franchissement du pipeline par un véhicule : Franchissement non autorisé de l’emprise à l’extérieur de la partie carrossable d’une route ou d’une voie publique par un véhicule ou un équipement mobile. Cette catégorie englobe le franchissement de l’emprise par un engin lourd ou des camions.

7.2 Dommages à un pipeline

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

  • « 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, une activité qui a entraîné un remuement du sol dans la zone réglementaire ou du franchissement du pipeline par un véhicule ou de l’équipement mobile ».

L’Office définit le terme « dommage » comme un dégât matériel causé par une personne à une canalisation en état de fonctionnement (même si elle est désactivée) si le dégât :

  • a été découvert au cours d’activités d’exploitation ou d’entretien et indique qu’il y a eu contact avec la canalisation;
  • n’a pas été découvert au cours d’une activité planifiée et qu’aucune procédure n’est en place pour atténuer les dommages.

Au nombre des événements qui ne correspondent pas à cette définition se trouvent :

  • les dommages à une canalisation constatés au cours d’une fouille d’intégrité visant à remplacer ou à réparer la partie endommagée de la canalisation;
  • les dommages à une canalisation survenant pendant des travaux de stabilité des pentes, si le contact avec la canalisation était prévu et que des mesures d’atténuation ont été prises en conséquence;
  • les dommages à une canalisation dont la mise hors service ou la cessation d’exploitation a été autorisée par l’Office.

7.3 Suspension du consentement

Le paragraphe 10(2) du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) exige des sociétés qu’elles avisent l’Office si elles décident de suspendre le consentement donné à une partie devant effectuer des travaux visés par le Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation). Le paragraphe 10(1) du Règlement de l’Office national 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 l’Office par l’entremise du SSEL.

7.4 Délais pour faire rapport

Un rapport d’« activité non autorisée », de « dommages à un pipeline » ou de « suspension de consentement » doit être transmis immédiatement à l’Office. La section 3 du présent document précise les délais à respecter pour faire rapport.

L’Office est conscient 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 les renseignements ne sont pas complets, la société doit produire les renseignements qui manquent dans les 30 jours suivant le rapport initial. La section 12 du présent document précise les renseignements qui doivent être fournis dans un rapport.

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

Les exigences relatives aux rapports qui sont énoncées à l’article 75 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines 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 :

  1. Événement qui entraîne l’une ou l’autre des situations suivantes :
    1. une blessure entraînant une perte de temps de travail,
    2. une perte de vie,
    3. un incendie ou une explosion,
    4. une défaillance du confinement d’un fluide provenant d’un puits,
    5. une menace imminente à la sécurité d’une personne, d’une installation ou d’un véhicule de service,
    6. de la pollution;
  2. événement à la suite duquel une personne est portée disparue;
  3. événement qui nuit :
    1.     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,
    2. soit au fonctionnement d’une structure, de matériel, d’un équipement ou d’un système essentiel à la protection de l’environnement.

L’Office 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 9.

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 l’Office 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 l’Office soit avisé, « aussitôt que les circonstances le permettent » 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 pour signaler un événement.

L’alinéa 75(1)b) du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada indique que l’Office doit être avisé, 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 l’Office 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 l’Office 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;
  • d’une perte de vie;
  • 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 Loi sur les opérations pétrolières au Canada – 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.

L’Office 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 pour signaler un événement.

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 Loi sur les opérations pétrolières au Canada – 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 pour signaler un événement.

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 Exigences relatives aux renseignements

12.1 Rapport d’incident

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

  • incidents (Règlement de l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement, Règlement de l’Office national 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’incidents 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 l’Office 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 l’Office national 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

Le signalement initial de tous les incidents et rapports d’incident préliminaires (incidents visés par le Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres et le Règlement de l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement) transmis par l’entremise du SSEL doit renfermer les renseignements suivants :

  • 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 l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres et le Règlement de l’Office national 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 L’Office 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 l’Office :gazières au Canada (section 10 du présent document);

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

  • les 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 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 par la société pour prévenir d’autres incidents, du même genre ou non, 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

L’Office 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 l’Office :

  1. un rejet d’hydrocarbures à basse pression de vapeur (BPV) non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³ au-delà de la propriété de la société;
  2. un effet négatif important sur l’environnement;
  3. une rupture;
  4. un panache toxique;
  5. 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.

L’Office 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, l’Office 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement)

Une société doit fournir, par l’intermédiaire 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 l’Office national 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 de l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement)

Une société doit fournir, par l’intermédiaire du SSEL, les renseignements suivants pour satisfaire aux exigences relatives à la détermination des dangers conformément à l’alinéa 47b) du Règlement de l’Office national 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 l’Office national de l’énergie sur les usines de traitement)

Une société doit fournir, par l’intermédiaire 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 l’Office national 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 d’activité non autorisée (Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines [obligations des compagnies pipelinières])

Le paragraphe 11(2) du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) précise que les rapports visant l’une des activités énumérées au paragraphe 11(1) doivent inclure le détail des contraventions au Règlement sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) ou des dommages aux conduites visées par le rapport, y compris la cause et la nature des dommages. À cette fin, les renseignements exigés dans le rapport d’activité non autorisée sont les suivants :

  • les coordonnées de la société et du contrevenant (s’il est connu);
  • l’endroit où l’événement s’est produit, en degrés décimaux jusqu’à quatre décimales;
  • le nom du pipeline en cause;
  • la façon dont l’événement a été découvert;
  • une description des circonstances qui ont mené à la découverte;
  • une description des dommages causés ou pouvant être causés par l’événement;
  • des informations indiquant si le pipeline a été endommagé;
  • une description des mesures que la société a prises;
  • les motifs de la contravention.

12.7 Avis de dommages à un pipeline

Dans les cas où un pipeline a subi des dommages qui ont été constatés et qu’ils ne répondent pas à la définition d’une « activité non autorisée », une société doit en informer l’Office au moyen du type d’événement « Avis » dans le SSEL. L’information doit notamment préciser les éléments suivants :

  • le nom de la société;
  • la personne à contacter;
  • l’endroit où l’événement s’est produit, en degrés décimaux jusqu’à quatre décimales;
  • le type de dommages (p. ex., égratignure de l’enduit, rainure, bosselure, compression)
  • la façon dont les dommages ont été constatés;
  • la cause probable des dommages (c.-à-d. activité non autorisée, construction originale, entretien après la construction);
  • la partie probablement en cause (c.-à-d. tierce partie, entrepreneur de la société, personnel de la société);
  • des précisions indiquant si les dommages doivent être réparés et le type de réparation;
  • une description des circonstances.

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

Quand une société suspend un consentement qu’elle avait donné auparavant en vertu du Règlement de l’Office national 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 à contacter;
  • 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 préventives et correctives

Selon l’Office, un incident a souvent de multiples causes, notamment : 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.

L’Office s’attend à ce que la société s’efforce de déterminer ce qui suit pour chaque incident  :

  • 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 10 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.

L’Office attend des sociétés qu’elles aient recours à des processus structurés et justifiables pour analyser les incidents 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.

L’Office reconnaît que les diverses définitions des termes « mesures correctives » et « mesures préventives » divergent. L’Office 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 11.
  • Mesures préventives : Mesures de suppression de la cause d’un événement 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 potentiel. 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 endroitsNote de bas de page 1, 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 endroitsNote de bas de page 2, 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. Les diverses mesures correctives et préventives, les descriptions et les exemples se trouvent sous « Amélioration continue ». Veuillez adresser toute question ou commentaire au sujet des options à DLERSSupport@cer-rec.gc.ca.

Remarque : L’Office 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.

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.

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.

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).

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 rôle 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.

*Remarque : Les exemples ne tiennent pas compte de toutes les options possibles relativement à une catégorie.

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