S-34.1, r. 3 - Règlement sur les licences d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures et sur l’autorisation de construction ou d’utilisation d’un pipeline

Article 88 Versions de la disposition

2018-09-20

88. Celui qui désire obtenir une licence de stockage soumet à la Régie de l’énergie, pour qu’elle se prononce sur son projet de stockage, les documents et renseignements suivants:

1°  une présentation générale du projet comprenant notamment:

a)  l’historique des activités réalisées qui inclut notamment, dans le cas d’un réservoir souterrain qui découle du tarissement d’un gisement, un historique du développement réalisé et de la production;

b)  les partenaires, leurs intérêts respectifs ainsi que leurs capacités techniques et financières à réaliser le projet;

c)  une carte illustrant la projection verticale du réservoir en surface ainsi que les équipements et les installations nécessaires à la réalisation du projet;

d)  une carte topographique à une échelle suffisante pour illustrer notamment:

i.  le périmètre du territoire qui fera l’objet de la licence;

ii.  les municipalités se trouvant sur le territoire qui fera l’objet de la licence;

iii.  les périmètres d’urbanisation déterminés dans un schéma d’aménagement et de développement pris en vertu de la Loi sur l’aménagement et l’urbanisme (chapitre A-19.1) se trouvant sur le territoire qui fera l’objet de la licence et la délimitation d’une bande de 1 000 m les entourant;

iv.  les routes comprises sur le territoire qui fera l’objet de la licence;

v.  les terres publiques et privées;

vi.  les milieux terrestres et hydriques;

e)  le calendrier des travaux envisagés;

f)  une description générale de l’évolution des installations dans le temps;

g)  la liste des documents techniques et des données utilisés dans la préparation du projet;

h)  si la présentation du projet se fait à la suite d’un processus de mise aux enchères, le résumé de la façon dont sera réglé tout passif financier imputable aux activités envisagées précisant les moyens qui seront pris afin d’obtenir les fonds nécessaires ainsi que le moment où seront mobilisés ces fonds;

i)  la liste des permis, des licences et des autorisations nécessaires à la réalisation du projet;

j)  le cas échéant, la description des modifications apportées au projet à la suite des conditions imposées par d’autres ministères ou organismes;

2°  un rapport comprenant notamment:

a)  un aperçu de la géologie régionale;

b)  la géologie structurale et la géologie de réservoir;

c)  une analyse pétrologique du réservoir et des roches encaissantes;

d)  une analyse géophysique portant sur les données géophysiques disponibles, notamment des levés sismiques et des diagraphies, et ayant pour objectif de caractériser la géométrie du réservoir et des roches encaissantes ainsi que leurs propriétés physiques;

e)  une modélisation géologique du réservoir;

f)  une analyse pétrophysique de réservoir permettant notamment d’établir un modèle volumétrique qui tient compte de la porosité, de la perméabilité et de la saturation en eau ainsi que la méthodologie retenue et les données brutes utilisées aux fins de l’analyse;

g)  les résultats des essais aux tiges;

h)  les propriétés des fluides rencontrés dans le réservoir;

i)  les pressions, les volumes et les températures dans le réservoir;

j)  une étude d’intégrité du réservoir;

k)  une estimation de la capacité volumétrique commerciale du réservoir incluant la méthodologie justifiant ce calcul;

l)  la modélisation du comportement des fluides;

m)  l’approche permettant de maintenir la pression et les capacités de production;

n)  les taux d’injection et de soutirage maximaux journaliers;

3°  dans le cas d’un réservoir souterrain qui découle du tarissement d’un gisement, un historique de la production des hydrocarbures indigènes accompagné d’une évaluation de la ressource en place préalablement au projet de stockage, établie conformément au «Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGEH)» par un évaluateur de réserves qualifié indépendant;

4°  un plan de stockage d’hydrocarbures composé notamment de:

a)  la stratégie de gestion du stockage;

b)  la chronologie détaillée des activités prévues au cours du développement du réservoir de stockage ainsi que des installations et équipements nécessaires;

c)  une description des installations d’injection et de soutirage ainsi que de transport;

d)  la liste des facteurs pouvant affecter le projet notamment les contraintes physiques et les aspects géotechniques;

e)  la présentation de l’approche de gestion technique concernant les contractants, les fournisseurs et la sous-traitance;

f)  la description du marché visé accompagné d’un modèle de simulation de stockage présentant les volumes mensuels injectés et soutirés en fonction du marché visé ainsi que les revenus anticipés sur la durée de vie du projet;

g)  la stratégie de fermeture de puits, de démantèlement des équipements et des installations ainsi que de restauration des sites de travaux;

5°  un plan d’intervention d’urgence conforme à la norme CSA‑Z731, «Planification des mesures et interventions d’urgence», publiée par l’Association canadienne de normalisation;

6°  un plan d’exploitation et de maintenance incluant les objectifs de gestion du réservoir et les considérations opérationnelles courantes, notamment les essais, les analyses, la surveillance et le contrôle de la performance du réservoir;

7°  une évaluation économique du projet comprenant notamment:

a)  les dépenses engagées préalablement à la préparation du projet pour des installations qui serviront au cours du projet;

b)  les coûts de préparation du projet;

c)  une estimation des coûts en capitaux du projet de développement, notamment les coûts de forage, de complétion et de fracturation des puits, le coût des installations d’injection et de soutirage, de purification, de fractionnement, de liquéfaction, de compression, de mesurage et de transport jusqu’au lieu de livraison, les coûts de fermeture, de démantèlement et de restauration de site ainsi que les coûts indirects;

d)  une estimation des coûts d’exploitation et de maintenance, notamment pour le support administratif et technique ainsi que pour l’injection et le soutirage, la purification, le fractionnement, la liquéfaction, la compression, le mesurage et le transport jusqu’au lieu de livraison ainsi que les coûts indirects;

e)  une présentation des scénarios d’injection, de stockage et de soutirage ainsi que des prévisions de revenus;

f)  un scénario des droits à verser sur les substances soutirées;

g)  une analyse de sensibilité économique;

8°  un plan de retombées locales et régionales présentant notamment les prévisions de dépenses effectuées dans le milieu et les emplois qui s’y rattachent ainsi que les impacts financiers négatifs;

9°  un bilan des consultations publiques réalisées préalablement au dépôt du projet;

10°  la description des mesures d’atténuation envisagées pour harmoniser l’utilisation du territoire et pour minimiser les perturbations sur les communautés locales et sur l’environnement.

Le document exigé en vertu du paragraphe 2 doit être signé et scellé par un géologue ou un ingénieur et ceux exigés en vertu des paragraphes 4 à 6 doivent l’être par un ingénieur.

D. 1253-2018, a. 88.

Non en vigueur

En vig.: 2018-09-20

88. Celui qui désire obtenir une licence de stockage soumet à la Régie de l’énergie, pour qu’elle se prononce sur son projet de stockage, les documents et renseignements suivants:

1°  une présentation générale du projet comprenant notamment:

a)  l’historique des activités réalisées qui inclut notamment, dans le cas d’un réservoir souterrain qui découle du tarissement d’un gisement, un historique du développement réalisé et de la production;

b)  les partenaires, leurs intérêts respectifs ainsi que leurs capacités techniques et financières à réaliser le projet;

c)  une carte illustrant la projection verticale du réservoir en surface ainsi que les équipements et les installations nécessaires à la réalisation du projet;

d)  une carte topographique à une échelle suffisante pour illustrer notamment:

i.  le périmètre du territoire qui fera l’objet de la licence;

ii.  les municipalités se trouvant sur le territoire qui fera l’objet de la licence;

iii.  les périmètres d’urbanisation déterminés dans un schéma d’aménagement et de développement pris en vertu de la Loi sur l’aménagement et l’urbanisme (chapitre A-19.1) se trouvant sur le territoire qui fera l’objet de la licence et la délimitation d’une bande de 1 000 m les entourant;

iv.  les routes comprises sur le territoire qui fera l’objet de la licence;

v.  les terres publiques et privées;

vi.  les milieux terrestres et hydriques;

e)  le calendrier des travaux envisagés;

f)  une description générale de l’évolution des installations dans le temps;

g)  la liste des documents techniques et des données utilisés dans la préparation du projet;

h)  si la présentation du projet se fait à la suite d’un processus de mise aux enchères, le résumé de la façon dont sera réglé tout passif financier imputable aux activités envisagées précisant les moyens qui seront pris afin d’obtenir les fonds nécessaires ainsi que le moment où seront mobilisés ces fonds;

i)  la liste des permis, des licences et des autorisations nécessaires à la réalisation du projet;

j)  le cas échéant, la description des modifications apportées au projet à la suite des conditions imposées par d’autres ministères ou organismes;

2°  un rapport comprenant notamment:

a)  un aperçu de la géologie régionale;

b)  la géologie structurale et la géologie de réservoir;

c)  une analyse pétrologique du réservoir et des roches encaissantes;

d)  une analyse géophysique portant sur les données géophysiques disponibles, notamment des levés sismiques et des diagraphies, et ayant pour objectif de caractériser la géométrie du réservoir et des roches encaissantes ainsi que leurs propriétés physiques;

e)  une modélisation géologique du réservoir;

f)  une analyse pétrophysique de réservoir permettant notamment d’établir un modèle volumétrique qui tient compte de la porosité, de la perméabilité et de la saturation en eau ainsi que la méthodologie retenue et les données brutes utilisées aux fins de l’analyse;

g)  les résultats des essais aux tiges;

h)  les propriétés des fluides rencontrés dans le réservoir;

i)  les pressions, les volumes et les températures dans le réservoir;

j)  une étude d’intégrité du réservoir;

k)  une estimation de la capacité volumétrique commerciale du réservoir incluant la méthodologie justifiant ce calcul;

l)  la modélisation du comportement des fluides;

m)  l’approche permettant de maintenir la pression et les capacités de production;

n)  les taux d’injection et de soutirage maximaux journaliers;

3°  dans le cas d’un réservoir souterrain qui découle du tarissement d’un gisement, un historique de la production des hydrocarbures indigènes accompagné d’une évaluation de la ressource en place préalablement au projet de stockage, établie conformément au «Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGEH)» par un évaluateur de réserves qualifié indépendant;

4°  un plan de stockage d’hydrocarbures composé notamment de:

a)  la stratégie de gestion du stockage;

b)  la chronologie détaillée des activités prévues au cours du développement du réservoir de stockage ainsi que des installations et équipements nécessaires;

c)  une description des installations d’injection et de soutirage ainsi que de transport;

d)  la liste des facteurs pouvant affecter le projet notamment les contraintes physiques et les aspects géotechniques;

e)  la présentation de l’approche de gestion technique concernant les contractants, les fournisseurs et la sous-traitance;

f)  la description du marché visé accompagné d’un modèle de simulation de stockage présentant les volumes mensuels injectés et soutirés en fonction du marché visé ainsi que les revenus anticipés sur la durée de vie du projet;

g)  la stratégie de fermeture de puits, de démantèlement des équipements et des installations ainsi que de restauration des sites de travaux;

5°  un plan d’intervention d’urgence conforme à la norme CSA‑Z731, «Planification des mesures et interventions d’urgence», publiée par l’Association canadienne de normalisation;

6°  un plan d’exploitation et de maintenance incluant les objectifs de gestion du réservoir et les considérations opérationnelles courantes, notamment les essais, les analyses, la surveillance et le contrôle de la performance du réservoir;

7°  une évaluation économique du projet comprenant notamment:

a)  les dépenses engagées préalablement à la préparation du projet pour des installations qui serviront au cours du projet;

b)  les coûts de préparation du projet;

c)  une estimation des coûts en capitaux du projet de développement, notamment les coûts de forage, de complétion et de fracturation des puits, le coût des installations d’injection et de soutirage, de purification, de fractionnement, de liquéfaction, de compression, de mesurage et de transport jusqu’au lieu de livraison, les coûts de fermeture, de démantèlement et de restauration de site ainsi que les coûts indirects;

d)  une estimation des coûts d’exploitation et de maintenance, notamment pour le support administratif et technique ainsi que pour l’injection et le soutirage, la purification, le fractionnement, la liquéfaction, la compression, le mesurage et le transport jusqu’au lieu de livraison ainsi que les coûts indirects;

e)  une présentation des scénarios d’injection, de stockage et de soutirage ainsi que des prévisions de revenus;

f)  un scénario des droits à verser sur les substances soutirées;

g)  une analyse de sensibilité économique;

8°  un plan de retombées locales et régionales présentant notamment les prévisions de dépenses effectuées dans le milieu et les emplois qui s’y rattachent ainsi que les impacts financiers négatifs;

9°  un bilan des consultations publiques réalisées préalablement au dépôt du projet;

10°  la description des mesures d’atténuation envisagées pour harmoniser l’utilisation du territoire et pour minimiser les perturbations sur les communautés locales et sur l’environnement.

Le document exigé en vertu du paragraphe 2 doit être signé et scellé par un géologue ou un ingénieur et ceux exigés en vertu des paragraphes 4 à 6 doivent l’être par un ingénieur.

D. 1253-2018, a. 88.