S-34.1, r. 2 - Règlement sur les activités d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures en milieu terrestre

Article 192 Versions de la disposition

2018-09-20

192. Le programme technique de fracturation doit contenir les éléments suivants:

1°  le nom et les coordonnées de l’ingénieur responsable du programme technique;

2°  le nom, la profession ainsi que la fonction des personnes ayant réalisé ou révisé le programme;

3°  le nom et les coordonnées des entreprises chargées de réaliser les travaux;

4°  la description chronologique et détaillée des travaux qui seront effectués;

5°  la classification du puits déterminée selon l’annexe 1;

6°  une coupe latérale du puits indiquant les éléments techniques;

7°  une diagraphie interprétée de la qualité du lien du ciment, ou toute autre analyse équivalente d’évaluation du tubage de production ou du tubage intermédiaire, depuis la zone ciblée contenant des hydrocarbures la moins profonde jusqu’au sommet du ciment, qui démontre que l’isolement hydraulique a été obtenu;

8°  la liste des diagraphies prévues;

9°  la liste des essais de pression et d’étanchéité ainsi que de tous les autres essais prévus;

10°  la liste des essais de fracturation prévus, ou les motifs pour lesquels ils ne seraient pas requis;

11°  le type d’appareil de service, les équipements, les composantes et les tubages qui seront utilisés et leurs spécifications;

12°  une évaluation de l’intégrité du puits conforme à l’Industry Recommended Practice, IRP: # 24 «Fracture Stimulation», publiée par le Drilling and Completions Committee indiquant notamment:

a)  l’identification de la barrière de protection primaire et, le cas échéant, de la barrière de protection secondaire;

b)  la pression maximale à utiliser pour éviter une atteinte à l’intégrité du puits;

c)  que les équipements, les composantes et les tubages peuvent résister aux conditions, aux forces et aux contraintes auxquelles ils seront soumis;

13°  une description des intervalles de fracturation prévus, notamment la localisation des perforations, en profondeur verticale réelle et en profondeur mesurée;

14°  le nombre d’étapes prévues;

15°  la nature et le volume total de fluides de fracturation anticipés à chacune des étapes;

16°  les pressions et les débits de fluides anticipés pour le pompage à chacune des étapes;

17°  le type de fractures;

18°  la quantité d'énergie utilisée pour le pompage à chacune des étapes de fracturation;

19°  un programme de surveillance des paramètres de fracturation portant notamment sur:

a)  la pression d’injection en surface;

b)  le débit de fluides;

c)  la concentration de l’agent de soutènement;

d)  le cas échéant, la pression dans l’espace annulaire entre les barrières de protection primaire et secondaire;

20°  un programme de surveillance de l’intégrité du puits portant notamment sur:

a)  les changements dans les caractéristiques du puits, susceptibles d’indiquer une faiblesse des tubages ou de tout autre aspect de l’intégrité du puits nécessaire à l’isolement de l’eau souterraine exploitable;

b)  un programme de surveillance de la corrosion du tubage du puits;

c)  les analyses à effectuer concernant les débits des évents du tubage de surface et la migration de gaz;

21°  les renseignements suivants concernant les fluides de fracturation utilisés:

a)  le nom commercial de tous les additifs ainsi que leur fonction;

b)  la concentration maximale de chaque additif dans le fluide de fracturation;

22°  une évaluation des risques liés à la présence d’additifs dans les fluides de fracturation ainsi que les pratiques et les vérifications opérationnelles prévues pour la gestion de ces risques et comprenant notamment:

a)  les propriétés physiques, chimiques et toxicologiques des additifs du fluide de fracturation;

b)  le classement des additifs en fonction de leurs ingrédients chimiques et de leurs répercussions éventuelles sur la sécurité et la santé des personnes;

c)  l’identification des additifs pour lesquels des vérifications ou des pratiques particulières sont requises pour réduire les risques sur la sécurité et la santé des personnes;

d)  la nature des vérifications et des pratiques particulières prévues;

23°  une évaluation de la propagation des fractures comprenant notamment une analyse du potentiel de communication entre le puits stimulé et les trous de forage avoisinants réalisée conformément à l’Industry Recommended Practice, IRP: # 24 « Fracture Stimulation», publiée par le Drilling and Completions Committee, en utilisant les données pertinentes auxquelles le titulaire a accès;

24°  une évaluation de la capacité des formations géologiques situées entre les intervalles de fracturation prévus et la base de l’aquifère d’eau souterraine exploitable à agir comme couche encaissante et à contenir les effets de la fracturation, ou les motifs pour lesquels elle n’est pas requise; le cas échéant, cette évaluation doit notamment contenir:

a)  une analyse de la mobilité du fluide de fracturation dans la couche située entre les intervalles de fracturation prévus et la base de l’aquifère d’eau souterraine exploitable;

b)  une simulation du patron de fractures et l’emplacement des failles;

c)  une distance d’analyse couvrant le double de la demi‑longueur de fracture planifiée sur toute la profondeur du trou de forage;

25°  une analyse de la sismicité basée notamment sur:

a)  l’activité sismique locale et régionale normale déterminée à partir des données historiques disponibles;

b)  les contraintes géologiques préexistantes à proximité des travaux de fracturation envisagés;

c)  l’évaluation du risque de sismicité induite par les travaux de fracturation;

d)  l’évaluation de la probabilité qu’un séisme d’une magnitude de 2,0 ou plus survienne;

26°  les mesures planifiées pour la gestion des hydrocarbures, des fluides de formation, des fluides de forage, des substances chimiques et des autres rejets;

27°  un résumé des résultats de toute simulation ou modélisation de la fracturation réalisée;

28°  le cas échéant, la liste des permis, des certificats et des autres autorisations à obtenir;

29°  la liste des références utilisées lors de l’élaboration du programme technique, notamment les normes d’organismes reconnus et les directives des autres juridictions canadiennes;

30°  tout autre renseignement ou document jugé nécessaire par le ministre.

Dans le cas où le titulaire constate une probabilité de sismicité induite d’une magnitude de 2,0 ou plus, le programme technique doit aussi contenir un plan de surveillance, d’atténuation et d’intervention à la sismicité induite comprenant notamment:

1°  un plan de surveillance qualitative et quantitative qui couvre un rayon de 10 km de la zone de fracturation permettant de détecter un séisme d’une magnitude de 2,0 ou plus et incluant notamment:

a)  une carte des stations des équipements de surveillance sismique temporaires ou permanents;

b)  les spécifications des équipements de surveillance sismique, leur mode de transmission des données ainsi que leur précision de mesure de la localisation, de la profondeur et de la magnitude d’une activité sismique;

c)  la procédure de surveillance, l’identification des responsables ainsi que la rapidité de détection et de localisation d’un séisme et de communication de l’information;

d)  une période de surveillance comprise entre le début des travaux et la plus courte des périodes suivantes:

i.  60 jours suivant la fin des travaux de fracturation;

ii.  la fin du retour en surface des eaux de reflux;

2°  les mesures applicables si la magnitude enregistrée de l’activité sismique induite excède celles prévues à l’article 207.

Si les travaux sont prévus dans un puits fermé temporairement, le programme technique doit aussi contenir la grille d’inspection annuelle prévue à l’annexe 2.

On entend par «demi‑longueur de fracture», la distance radiale séparant le puits et l’extrémité extérieure d’une fracture propagée par fracturation.

D. 1252-2018, a. 192.

Non en vigueur

En vig.: 2018-09-20

192. Le programme technique de fracturation doit contenir les éléments suivants:

1°  le nom et les coordonnées de l’ingénieur responsable du programme technique;

2°  le nom, la profession ainsi que la fonction des personnes ayant réalisé ou révisé le programme;

3°  le nom et les coordonnées des entreprises chargées de réaliser les travaux;

4°  la description chronologique et détaillée des travaux qui seront effectués;

5°  la classification du puits déterminée selon l’annexe 1;

6°  une coupe latérale du puits indiquant les éléments techniques;

7°  une diagraphie interprétée de la qualité du lien du ciment, ou toute autre analyse équivalente d’évaluation du tubage de production ou du tubage intermédiaire, depuis la zone ciblée contenant des hydrocarbures la moins profonde jusqu’au sommet du ciment, qui démontre que l’isolement hydraulique a été obtenu;

8°  la liste des diagraphies prévues;

9°  la liste des essais de pression et d’étanchéité ainsi que de tous les autres essais prévus;

10°  la liste des essais de fracturation prévus, ou les motifs pour lesquels ils ne seraient pas requis;

11°  le type d’appareil de service, les équipements, les composantes et les tubages qui seront utilisés et leurs spécifications;

12°  une évaluation de l’intégrité du puits conforme à l’Industry Recommended Practice, IRP: # 24 «Fracture Stimulation», publiée par le Drilling and Completions Committee indiquant notamment:

a)  l’identification de la barrière de protection primaire et, le cas échéant, de la barrière de protection secondaire;

b)  la pression maximale à utiliser pour éviter une atteinte à l’intégrité du puits;

c)  que les équipements, les composantes et les tubages peuvent résister aux conditions, aux forces et aux contraintes auxquelles ils seront soumis;

13°  une description des intervalles de fracturation prévus, notamment la localisation des perforations, en profondeur verticale réelle et en profondeur mesurée;

14°  le nombre d’étapes prévues;

15°  la nature et le volume total de fluides de fracturation anticipés à chacune des étapes;

16°  les pressions et les débits de fluides anticipés pour le pompage à chacune des étapes;

17°  le type de fractures;

18°  la quantité d'énergie utilisée pour le pompage à chacune des étapes de fracturation;

19°  un programme de surveillance des paramètres de fracturation portant notamment sur:

a)  la pression d’injection en surface;

b)  le débit de fluides;

c)  la concentration de l’agent de soutènement;

d)  le cas échéant, la pression dans l’espace annulaire entre les barrières de protection primaire et secondaire;

20°  un programme de surveillance de l’intégrité du puits portant notamment sur:

a)  les changements dans les caractéristiques du puits, susceptibles d’indiquer une faiblesse des tubages ou de tout autre aspect de l’intégrité du puits nécessaire à l’isolement de l’eau souterraine exploitable;

b)  un programme de surveillance de la corrosion du tubage du puits;

c)  les analyses à effectuer concernant les débits des évents du tubage de surface et la migration de gaz;

21°  les renseignements suivants concernant les fluides de fracturation utilisés:

a)  le nom commercial de tous les additifs ainsi que leur fonction;

b)  la concentration maximale de chaque additif dans le fluide de fracturation;

22°  une évaluation des risques liés à la présence d’additifs dans les fluides de fracturation ainsi que les pratiques et les vérifications opérationnelles prévues pour la gestion de ces risques et comprenant notamment:

a)  les propriétés physiques, chimiques et toxicologiques des additifs du fluide de fracturation;

b)  le classement des additifs en fonction de leurs ingrédients chimiques et de leurs répercussions éventuelles sur la sécurité et la santé des personnes;

c)  l’identification des additifs pour lesquels des vérifications ou des pratiques particulières sont requises pour réduire les risques sur la sécurité et la santé des personnes;

d)  la nature des vérifications et des pratiques particulières prévues;

23°  une évaluation de la propagation des fractures comprenant notamment une analyse du potentiel de communication entre le puits stimulé et les trous de forage avoisinants réalisée conformément à l’Industry Recommended Practice, IRP: # 24 « Fracture Stimulation», publiée par le Drilling and Completions Committee, en utilisant les données pertinentes auxquelles le titulaire a accès;

24°  une évaluation de la capacité des formations géologiques situées entre les intervalles de fracturation prévus et la base de l’aquifère d’eau souterraine exploitable à agir comme couche encaissante et à contenir les effets de la fracturation, ou les motifs pour lesquels elle n’est pas requise; le cas échéant, cette évaluation doit notamment contenir:

a)  une analyse de la mobilité du fluide de fracturation dans la couche située entre les intervalles de fracturation prévus et la base de l’aquifère d’eau souterraine exploitable;

b)  une simulation du patron de fractures et l’emplacement des failles;

c)  une distance d’analyse couvrant le double de la demi‑longueur de fracture planifiée sur toute la profondeur du trou de forage;

25°  une analyse de la sismicité basée notamment sur:

a)  l’activité sismique locale et régionale normale déterminée à partir des données historiques disponibles;

b)  les contraintes géologiques préexistantes à proximité des travaux de fracturation envisagés;

c)  l’évaluation du risque de sismicité induite par les travaux de fracturation;

d)  l’évaluation de la probabilité qu’un séisme d’une magnitude de 2,0 ou plus survienne;

26°  les mesures planifiées pour la gestion des hydrocarbures, des fluides de formation, des fluides de forage, des substances chimiques et des autres rejets;

27°  un résumé des résultats de toute simulation ou modélisation de la fracturation réalisée;

28°  le cas échéant, la liste des permis, des certificats et des autres autorisations à obtenir;

29°  la liste des références utilisées lors de l’élaboration du programme technique, notamment les normes d’organismes reconnus et les directives des autres juridictions canadiennes;

30°  tout autre renseignement ou document jugé nécessaire par le ministre.

Dans le cas où le titulaire constate une probabilité de sismicité induite d’une magnitude de 2,0 ou plus, le programme technique doit aussi contenir un plan de surveillance, d’atténuation et d’intervention à la sismicité induite comprenant notamment:

1°  un plan de surveillance qualitative et quantitative qui couvre un rayon de 10 km de la zone de fracturation permettant de détecter un séisme d’une magnitude de 2,0 ou plus et incluant notamment:

a)  une carte des stations des équipements de surveillance sismique temporaires ou permanents;

b)  les spécifications des équipements de surveillance sismique, leur mode de transmission des données ainsi que leur précision de mesure de la localisation, de la profondeur et de la magnitude d’une activité sismique;

c)  la procédure de surveillance, l’identification des responsables ainsi que la rapidité de détection et de localisation d’un séisme et de communication de l’information;

d)  une période de surveillance comprise entre le début des travaux et la plus courte des périodes suivantes:

i.  60 jours suivant la fin des travaux de fracturation;

ii.  la fin du retour en surface des eaux de reflux;

2°  les mesures applicables si la magnitude enregistrée de l’activité sismique induite excède celles prévues à l’article 207.

Si les travaux sont prévus dans un puits fermé temporairement, le programme technique doit aussi contenir la grille d’inspection annuelle prévue à l’annexe 2.

On entend par «demi‑longueur de fracture», la distance radiale séparant le puits et l’extrémité extérieure d’une fracture propagée par fracturation.

D. 1252-2018, a. 192.