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

Lettre à toutes les sociétés relevant de la compétence de la Régie de l’énergie du Canada [2024-12-05]

Lignes directrices sur les rapports d’événements de la Régie 2024 [PDF 1765 ko]

Régie de l’énergie du Canada
Lignes directrices sur les rapports d’événements
Révisées en décembre 2024

Table des matières

• 1.0 Objet
  
• 2.0 Portée
• 3.0 Examen de la Régie des signalements d’événements
  • 3.1 Guichet unique de signalement de la Régie et du Bureau de la sécurité des transports du Canada
  • 3.2 Approche de précaution
  • 3.3 Données et ressources
• 4.0 Événements à signalement obligatoire immédiat
  • 4.1 Signalement verbal et par écrit dans les trois heures
  • 4.2 Signalement par écrit dans les 24 heures
  5.0 Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres (« RPT »)
  • 5.1 Terminologie
  • 5.2 Délais pour signaler un incident visé au RPT
    • 5.2.1 Décès d’une personne ou blessure grave
    • 5.2.2 Effet négatif important sur l’environnement
    • 5.2.3 Incendie ou explosion non intentionnel
    • 5.2.4 Rejet d’hydrocarbures à BPV non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³
    • 5.2.5 Rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV non intentionnel ou non contrôlé
    • 5.2.6 Exploitation d’un pipeline au-delà de ses tolérances de conception
  • 5.3 Dispense d’inspecteur
  • 5.4 Déclaration de production d’un rapport annuel visé au RPT
• 6.0 Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement (« RUT »)
  • 6.1 Terminologie
  • 6.2 Signalement d’un incident visé au RUT
    • 6.2.1 Incendie ou explosion non intentionnel
    • 6.2.2 Rejet non intentionnel ou non contrôlé de gaz, d’hydrocarbures à HPV, de sulfure d’hydrogène ou d’un autre gaz toxique
    • 6.2.3 Rejet non intentionnel ou non contrôlé de fluides de traitement ou de fluides hydrocarbonés
    • 6.2.4 Exploitation d’une usine au-delà de ses tolérances de conception ou des limites d’exploitation imposées par la Régie
    • 6.2.5 Délais pour signaler un incident visé au RUT
  • 6.3 Danger rendant l’exploitation de l’usine dangereuse
    • 6.3.1 Délais pour signaler un danger
  • 6.4 Combustion ou brûlage à la torche d’urgence
    • 6.4.1 Délais pour signaler une combustion ou un brûlage à la torche d’urgence
  • 6.5 Suspension des activités
    • 6.5.1 Délais pour signaler une suspension des activités
• 7.0 Règlements de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) (« RPD–O »)
  • 7.1 Terminologie
  • 7.2 Rapport d’incident visé aux RPD–O
    • 7.2.1 Contraventions au RPD–A
    • 7.2.2 Dommages à une conduite
  • 7.3 Suspension du consentement
  • 7.4 Délais pour signaler un événement à la Régie en vertu du RPD–O
    • 7.4.1 Aviser ou signalement sur-le-champ
    • 7.4.2 Rapport d’événement détaillé pour contravention au RPD–A ou dommages à une conduite
• 8.0 Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (« RFPPG–LOPC ») et Règlement sur le forage et l’exploitation des puits de pétrole et de gaz pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (« RFEPPG–LOPTNO »)
  • 8.1 Terminologie
  • 8.2 Signalement d’un incident et quasi-incident au titre du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO
    • 8.2.1 Défaillance du confinement d’un fluide provenant d’un puits
    • 8.2.2 Menace imminente à la sécurité d’une personne, d’une installation ou d’un véhicule de service
    • 8.2.3 Pollution et événement de pollution important
  • 8.3 Délais pour signaler un incident et un quasi-incident au titre du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO
  • 8.3.1 Communiqué de presse et conférence de presse
  • 8.3.2 Rapport d’enquête
• 9.0 Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (« REGPG–LOPC ») et Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (« REGPG–LOPTNO »)
  • 9.1 Signalement d’un accident ou d’un incident grave
    • 9.1.1 Dommages aux biens
    • 9.1.2 Menace à l’environnement
  • 9.2 Délais pour signaler un événement
• 10.0 Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (« RIPG–LOPC ») et Règlement sur les installations pétrolières et gazières pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (« RIPG–LOPTNO »)
  • 10.1 Rapports d’urgence ou d’accident
  • 10.2 Délais pour signaler un événement
• 11.0 Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (« ROPPG–LOPC » ) et Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (« ROPPG–LOPTNO »)
  • 11.1 Rapport d’accident, de maladie et d’incident
  • 11.2 Délais pour signaler un événement
• 12.0 Règlement sur la prévention des dommages aux lignes internationales et interprovinciales de transport d’électricité (obligations des titulaires de permis et de certificats) (« RPD–LIT – O»)
  • 12.1 Délais pour signaler un événement en vertu des RPD–LIT – O
• 13.0 Renseignements exigés lors du signalement d’un événement
  • 13.1 Signalement d’un incident
    • 13.1.1 Signalement et rapport d’incident préliminaire^Footnote 5
    • 13.1.2 Rapport d’incident détaillé
    • 13.1.3 Rapport annuel sur les coûts occasionnés par des incidents
  • 13.2 Rapport de quasi-incident (RFPPG–LOPC et RFEPPG–LOPTNO)
  • 13.3 Combustion ou brûlage à la torche d’urgence (RUT)
  • 13.4 Identification des dangers (RUT)
  • 13.5 Suspension de l’exploitation (RUT)
  • 13.6 Signalement des contraventions au RPD–A et dommages à une conduite (RPD–O)
    • 13.6.1 Rapport d’événement préliminaire
    • 13.6.2 Rapport d’événement détaillé
  • 13.7 Suspension du consentement (RPD–O)
  • 13.8 Contraventions au RPD–LIT – A et dommages à des lignes de transport d’électricité (RPD–LIT – O)
• Annexe I – Causes et mesures correctives et préventives

1.0 Objet

Les Lignes directrices sur les rapports d’événements de la Régie de l’énergie du Canada fournissent aux sociétés des informations et des instructions pour qu’elles connaissent les attentes de la Régie relativement au signalement des événements (incidents, contraventions en matière de prévention des dommages et autres exigences réglementaires de signalement) au titre de la réglementation relevant de sa compétence.

En cas d’incompatibilité entre le présent document et des textes de loi ou de règlement, ces derniers ont préséance.

2.0 Portée

Les présentes lignes directrices s’appliquent au signalement d’événements en vertu des règlements suivants qui relèvent de la Régie :

• Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (« LRCE »)
• Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres
• Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement
• Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières)
• Règlement sur la prévention des dommages aux lignes internationales et interprovinciales de transport d’électricité (obligations des titulaires de permis et de certificats)
  

• Loi sur les opérations pétrolières au Canada (« LOPC ») dans la mesure où elle s’applique à la réserve prouvée de la région de Norman Wells et aux zones extracôtières)
• Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada
• Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada
• Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada
• Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada

• Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (« LOPTNO ») dans la mesure où elle s’applique à la région désignée des Inuvialuit
• Règlement sur le forage et l’exploitation des puits de pétrole et de gaz (T.N.–O.)
• Règlement sur les installations pétrolières et gazières (T.N.–O.)
• Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz (T.N.–O.)
• Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières (T.N.–O.)

Toutes les sociétés relevant de la Régie en vertu de la LRCE, de la LOPC (dans la mesure où elle s’applique à la réserve prouvée de la région de Norman Wells et aux zones extracôtières) et de la LOPTNO (dans la mesure où elle s’applique à la région désignée des Inuvialuit) doivent respecter les exigences de signalement dont il est fait état dans le présent document.

3.0 Examen de la Régie des signalements d’événements

La Régie examine tous les signalements d’événements pour s’assurer que les sociétés lui ont fourni l’information nécessaire pour qu’elle exerce sa surveillance réglementaire et fasse le suivi approprié et, s’il y a lieu, pour qu’elle s’assure que les sociétés ont relevé les causes et les facteurs contributifs, les mesures correctives requises pour remédier aux causes identifiées et les mesures préventives pour éliminer ou réduire au minimum le risque de récidive. La Régie analyse les données sur les événements pour en dégager des tendances, planifier ses activités de vérification de la conformité et appliquer des mesures de conformité et d’exécution au besoin.

3.1 Guichet unique de signalement de la Régie et du Bureau de la sécurité des transports du Canada

La Régie et le Bureau de la sécurité des transports du Canada (« BST ») sont des organismes fédéraux indépendants qui ont créé un guichet unique pour le signalement des événements. Ainsi, les situations relevant de la Régie et les accidents de pipeline du ressort du BST ont un point de contact commun.

Signalement par téléphone à la Régie et au BST : Numéro d’urgence du BST : 1 819 997 7887
Signalement en ligne, Régie et BST : Système de signalement d’événements en ligne de la Régie (« SSEL »)

Pour plus d’information sur les exigences de signalement des accidents de pipeline du BST, consulter le Règlement sur le Bureau de la sécurité des transports ou le site Web du BST, ou communiquer avec le BST au numéro (sans frais) 1-800-387-3557.

3.2 Approche de précaution

La Régie attend des sociétés qu’elles préconisent une approche de précaution pour le signalement d’événements. Cela signifie qu’en cas de doute sur la pertinence de signaler un événement ou non, celui-ci doit être communiqué à la Régie. Le système de signalement d’événement en ligne (« SSEL ») comporte un champ qui permet à une société d’indiquer si le signalement est fait par précaution. Ces signalements ne sont pas inclus dans les données et les ressources relatives aux rapports d’événements, à moins que des informations transmises ultérieurement démontrent que l’événement satisfait à une exigence réglementaire de signalement. Par ailleurs, les sociétés doivent transmettre un avis par précaution si la Régie leur en donne instruction.

3.3 Données et ressources

On trouvera des données et des ressources sur les rapports d’événements dans le portail du gouvernement ouvert du gouvernement du Canada pour faciliter l’analyse et la recherche par les parties intéressées. La Régie se sert de ces données pour produire sa carte interactive des pipelines et ses profils pipeliniers, deux outils qui favorisent l’accès à l’information sur la sécurité, l’environnement et l’utilisation des pipelines de son ressort.

4.0 Événements à signalement obligatoire immédiat^Footnote 1

La présente section résume les attentes de la Régie relativement aux délais prescrit pour déclarer un événement à signalement obligatoire immédiat. La Régie compte sur les sociétés pour se renseigner sur les sections des lignes directrices qui portent spécifiquement sur la réglementation, en plus des instructions contenues dans la présente section.

4.1 Signalement verbal et par écrit dans les trois heures

Lorsqu’il est indiqué dans un règlement qu’une société doit « immédiatement »^Footnote 2 signaler un événement ou produire un rapport, elle doit se demander si l’événement en question répond aux définitions qui suivent :

• Incident qui a des répercussions négatives sur les personnes ou l’environnement :
  • décès;
  • blessure grave au sens du Règlement de la Régie canadienne de l'énergie sur les pipelines terrestres (« RPT »);
  • rejet d’hydrocarbures à basse pression de vapeur (« BPV ») non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³ qui s’étend au-delà des limites de la propriété de la société ou qui se produit sur une emprise ou à l’extérieur de celle-ci;
  • rejet de gaz ou d’hydrocarbures à haute pression de vapeur (« HPV ») non intentionnel ou non contrôlé> de plus de 30 000 m³;
  • rejet non intentionnel ou non contrôlé de gaz naturel sulfureux ou de sulfure d’hydrogène;
  • pollution importante (au sens du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz pris en vertu de la LOPC ou du Règlement sur le forage et l’exploitation des puits de pétrole et de gaz pris en vertu de la LOPTNO).
• Rupture
  • Rejet spontané 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

• Panache toxique
  • 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 (se rendre à un point de rassemblement ou trouver refuge dans un abri sur place, évacuer les lieux, etc.).

Mesure à prendre immédiatement quand un événement répond à l’une ou l’autre des définitions ci-dessus

4.2 Signalement par écrit dans les 24 heures

Tous les autres événements exigeant un signalement ou un rapport immédiat qui ne répondent à aucune des définitions de la section 4.1 doivent être signalés par écrit dans le SSEL aussitôt que possible, mais quoi qu’il arrive, au plus tard 24 heures après la découverte de l’événement^Footnote 3. 

5.0 Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres (« RPT »)

5.1 Terminologie

5.2 Délais pour signaler un incident visé au RPT

Signaler immédiatement : L’article 52 stipule que la société doit signaler immédiatement à la Régie tout incident mettant en cause la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation du pipeline^Footnote 4.

Pour savoir ce que la Régie entend par signalement immédiat, se reporter aux infographies des incidents aux sections 5.2.1 à 5.2.6 ou consulter la section 4 plus haut.

Rapport d’incident préliminaire et détaillé : L’article 52 stipule que la société doit présenter un rapport d’incident préliminaire^Footnote 5 ainsi qu’un rapport d’incident détaillé aussitôt que possible.

Les renseignements exigés dans un rapport d’incident détaillé doivent être transmis dans le SSEL dans les 12 semaines (84 jours) suivant le signalement à la Régie. Voir la section 13 plus loin pour savoir quels renseignements doivent figurer dans le rapport d’incident préliminaire et le rapport d’incident détaillé. Dans le cas d’un incident complexe, les sociétés peuvent demander un report de la date limite pour présenter un rapport d’incident détaillé en utilisant la fonction « Envoyer un message à la Régie » dans le SSEL.

La Régie juge utile d’apporter des éclaircissements au sujet des points a) à f) de la définition d’incident du RPT.

5.2.1 Décès d’une personne ou blessure grave

Le RPT ne fait pas de distinction entre les types de « personnes ». Les sociétés doivent donc déclarer le décès d’une personne ou une blessure grave à toute personne œuvrant à la construction, à l’exploitation ou à la cessation d’exploitation de leur pipeline, que le décès ou la blessure grave ait été causé à un de leurs employés, à un entrepreneur travaillant pour elles ou à tout membre du public.

La définition de blessure grave du RPT comprend la fracture d’un os important ce qui, pour la Régie inclut le crâne, la mandibule, la colonne vertébrale, l’omoplate, le sternum, une côte, le bassin, le fémur, l’humérus, le péroné, le tibia, le radius et le cubitus.

S’il est soupçonné qu’une blessure est grave ou qu’elle est liée à la construction, à l’exploitation ou à la cessation d’exploitation d’un pipeline, mais que cela ne peut être confirmé dans le délai imparti (parce que, par exemple, des soins sont toujours administrés ou la personne est transportée dans un hôpital), la Régie attend des sociétés qu’elles adoptent une approche de précaution. Autrement dit, les événements suivants (liste partielle) doivent être signalés^Footnote 6 à la Régie :

• Décès d’une personne ou blessure grave à une personne soupçonné d’être lié à des activités de construction, d’exploitation ou de cessation d’exploitation d’un pipeline ou d’en être la cause (sans égard au moment ou au lieu de la découverte);
• Décès d’une personne ou blessure grave à une personne survenu ou constaté sur un chantier, terrains dont la société est propriétaire ou locataire^Footnote 7, emprise, ou un baraquement de chantier;
• Décès d’une personne ou blessure grave à une personne impliquant un véhicule ou de l’équipement mobile utilisé durant des activités de construction, d’exploitation ou de cessation d’exploitation d’un pipeline;
• Décès d’une personne ou blessure grave à une personne pour lequel la conclusion d’une société a été contredite par une autorité tierce (médecin, coroner, commission provinciale de la santé et de la sécurité au travail, commission des accidents du travail, etc.).

5.2.2 Effet négatif important sur l’environnement

Pour les besoins d’un signalement visé à l’article 52 du RPT, effet négatif important sur l’environnement s’entend de tout préjudice ou de tout dommage non autorisé à l’environnement qui cause du tort à la vie humaine, à la faune ou à la végétation. L’importance des effets tient compte de leur l’ampleur, de leur intensité et de leurs conséquences modérées à importantes. Les événements qui entraînent des effets négatifs peu importants à l’environnement n’ont pas à être signalés.

Dans les cas où la société a des motifs raisonnables de croire que l’environnement a subi des effets négatifs importants, qu’il pourrait subir de tels effets si les conditions se maintiennent ou se dégradent ou dans les cas où les effets sont soupçonnés ou non confirmés au moment du signalement de l’incident, la Régie attend des sociétés qu’elles préconisent une approche de précaution.

Les événements exigeant un signalement^Footnote 6 à la Régie sont ceux qui entraînent ou peuvent entraîner des effets négatifs importants sur l’environnement. Voici quelques exemples :

• rejet d’une substance toxique;
• rejet de fluides ou de sédiments de forage dans un endroit ou un écosystème vulnérable (cours d’eau, milieu humide, habitat essentiel^Footnote 8 , etc.);
• altération physique non intentionnelle d’un cours d’eau où vivent des poissons (affaissement ou effondrement du lit ou des berges, travaux imprévus dans un cours d’eau, défaillance de l’isolement, etc.);
• destruction d’un habitat essentiel p. ex., mouvement imprévu ou non autorisé d’une substance physique comme un mouvement du sol, la végétation, le déboisement, le débroussaillage ou la perturbation d’un cours d’eau;
• mortalité non autorisée^Footnote 9 d’une espèce faunique ou de poissons^Footnote 10 (y compris des espèces en péril ou des espèces préoccupantes inscrites sur une liste provinciale ou territoriale);
• mortalité non autorisée d’une espèce faunique ou de poisson n’ayant pas la qualité d’espèce à statut particulier qui pourrait avoir un effet négatif sur une population locale ou régionale.

Les effets négatifs importants sur l’environnement causés par une contamination résiduelle découlant d’un événement passé ou de l’accumulation de contaminants au fil du temps doivent faire l’objet d’un rapport dans le SSEL en indiquant qu’il s’agit d’un avis de contamination. La marche à suivre est décrite en détail dans le Guide sur le processus d’assainissement de la Régie.

5.2.3 Incendie ou explosion non intentionnel

Pour les besoins d’un signalement visé à l’article 52 du RPT, un incendie ou une explosion non intentionnel s’entend d’un incendie ou d’une explosion imprévu causé par la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline ou ayant des répercussions sur celui-ci.

Les événements suivants doivent être signalés à la Régie (liste partielle) :

• feux à inflammation instantanée;
• explosion d’une batterie;
• arc électrique ou explosion qui a rendu l’équipement inutilisable ou dangereux à utiliser ou sur un équipement dont la tension nominale est de 240 V c.a. et plus, ou 100 V c.c. et plus;
• incendie causé par un arc ou la défaillance d’un câble d’une composante du système d’alimentation sans coupure ou de la génératrice de secours;
• feu de végétation ou de forêt causant des dommages à une infrastructure pipelinière ou se répercutant sur la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline (p. ex., fermeture d’un pipeline);
• incendie causé par des travaux de soudage ou d’entretien.

5.2.4 Rejet d’hydrocarbures à BPV non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³

Pour savoir à quel moment correspond le signalement immédiat d’un « rejet d’hydrocarbures à BPV non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³ », comme l’exige l’article 52 du RPT, se reporter à l’infographie ci-dessous.

5.2.5 Rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV non intentionnel ou non contrôlé

La Régie s’attend à ce que les sociétés réduisent le plus possible les émissions produites par l’exploitation du gaz naturel et des hydrocarbures à HPV à la grandeur de leur réseau. Pour les besoins d’un signalement visé à l’article 52 du RPT, dans le contexte d’un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV, la Régie entend ce qui suit de non intentionnel ou non contrôlé :

un événement non prévu dans une activité planifiée d’entretien ou d’exploitation 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, y compris lorsque le rejet se produit à un endroit autre que celui où se trouve la pièce défectueuse;
2. un rejet, quel qu’en soit le volume, provenant du corps de la canalisation ou d’un assemblage soudé.

Les événements suivants n’ont pas à être signalés à la Régie (liste partielle) :

• brûlage à la torche ou 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 durant une activité d’entretien planifiée ou l’exploitation normale.

Lors du signalement d’un incident dans le SSEL, les sociétés doivent fournir une estimation du débit du rejet et du volume total de celui-ci. Pour estimer le débit du rejet, on pourra utiliser la formule suivante^Footnote 11:

Où :
ṁ = Débit gazeux (kg/s)
D = Diamètre de l’orifice du rejet (m)
P = Pression dans le pipeline [Pa (manomètre) ou N/m² (manomètre)]
M = Poids moléculaire du gaz (g/mol)
T = Température du gaz dans le pipeline (K)

Cette formule fournit des estimations prudentes, fondées sur un coefficient de rejet de 0,85.

Pour calculer la masse totale rejetée afin d’estimer le volume, on se servira de l’équation suivante :

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

Pour calculer la durée d’un rejet, il faut appliquer les lignes directrices suivantes :

• Si l’heure de début et l’heure de fin du rejet sont connues : durée réelle du rejet.
• Si le moment du début du rejet n’est pas connu, on utilisera l’heure de la dernière inspection, surveillance ou visite des lieux de cette partie de l’installation ou du pipeline jusqu’au moment où le rejet a été constaté.
• Si la date de la dernière inspection, activité de surveillance ou visite des lieux n’est pas connue, il faut présumer que la fuite était présente depuis au moins 30 jours ou la date de la mise en service de l’installation ou du pipeline.

Pour estimer le volume, on peut utiliser la formule suivante^Footnote 12

Où:

V = volume, en mètres cubes
n = nombre de moles de produit
R = 0,08205 L atm/mol K

NOTE : La pression est standard à 1 atm et la température à 288 K. Par conséquent, ces paramètres ne sont pas indiqués.

5.2.6 Exploitation d’un pipeline au-delà de ses tolérances de conception

Pour les besoins d’un signalement visé à l’article 52 du RPT, la Régie utilise la définition suivante d’exploitation au-delà des tolérances de conception :

Exploitation, quelle qu’en soit la durée, d’un pipeline au-delà de ses tolérances de conception ou des limites imposées par la Régie pour atténuer un problème, ce qui comprend toute condition ayant mené à une évaluation technique pour déterminer s’il est possible de continuer d’exploiter le pipeline.

La Régie estime qu’une société qui a mis en place des contrôles opérationnels répondant à la norme CSA Z662 peut exploiter son pipeline dans les limites des tolérances de conception. Par conséquent, si la société n’est pas en mesure d’exploiter son réseau pipelinier dans les limites des tolérances de conception, la Régie doit en être avisée, afin d’exercer une surveillance de la cause et des mesures correctives et préventives mises en place.

Dans les paragraphes qui suivent, les termes suivants ont le sens indiqué ici.

1. Pression maximale d’exploitation approuvée (« PME approuvée ») – Pression maximale d’un réseau pipelinier, ou d’une partie quelconque de celui-ci, approuvée par la Commission de la Régie dans une ordonnance d’autorisation de mise en service ou toute autre ordonnance.
1. La PME approuvée n’est pas un critère d’intégrité ou de sécurité de l’exploitation.
2. Dans le cas d’une ordonnance de la Régie, y compris une modification à une ordonnance de mise en service, la PME révisée ou nouvelle devient la PME approuvée.
2. Pression maximale d’exploitation qualifiée (« PME qualifiée ») – Pression maximale à laquelle la tuyauterie peut être exploitée, sans dépasser la pression de conception ou la pression maximale d’exploitation approuvée ou la pression maximale d’exploitation modifiée.
1. Une PME qualifiée est jugée conforme aux exigences de conception, de construction, d’exploitation et de cessation d’exploitation du RPT et de la norme CSA Z662.
2. En l’absence d’une indication du type de PME, la PME qualifiée constitue la valeur par défaut, au sens de la définition de PME de la norme CSA Z662.
3. Toute pression d’exploitation inférieure à la PME qualifiée est une pression d’exploitation qualifiée.
4. Les pressions d’exploitation qualifiées tiennent compte de l’intégrité et de la sécurité du réseau pipelinier, conformément aux exigences de la norme CSA.
3. Pression maximale d’exploitation modifiée (« PME modifiée ») – Pression maximale d’un réseau pipelinier, ou d’une partie quelconque de celui-ci, établie au moyen de critères de conception revus, sans dépasser la pression maximale d’exploitation approuvée.
1. Si des changements sont apportés à la conception, par exemple à la classe d’emplacement ou de sécurité, la PME modifiée est la pression maximale d’un réseau pipelinier en fonction des nouveaux critères de conception. Si la pression excède la PME approuvée, une demande doit être présentée au titre de l’article 43 du RPT.
2. La PME modifiée n’est pas un critère d’intégrité ou de sécurité de l’exploitation.
4. Pression d’exploitation réduite (« PER ») – Pression maximale d’un réseau pipelinier, ou d’une partie quelconque de celui-ci, imposée par la Commission ou un inspecteur comme mesure temporaire pour résoudre des préoccupations liées à l’intégrité et à la sécurité, notamment par des ordonnances de sécurité, des ordonnances générales, des ordonnances d’inspecteur ou des lettres d’instructions.
1. Une pression d’exploitation réduite est généralement imposée par la Commission comme mesure temporaire pour pallier des effets préjudiciables immédiats touchant l’intégrité ou l’exploitation.
2. La protection contre la surpression de 10 % indiquée dans la norme CSA Z662 ne s’applique pas à la pression d’exploitation réduite, et la protection contre la surpression doit être établie en conséquence.
5. Restriction de pression volontaire (« RPV ») – Pression maximale d’un réseau pipelinier, ou d’une partie quelconque de celui-ci, que s’impose volontairement une société comme mesure temporaire pour résoudre des préoccupations liées à l’intégrité et à la sécurité ou des problèmes se rattachant à l’exploitation.
1. La norme CSA Z662 servant à fixer la restriction de pression volontaire, la protection contre la surpression de 10 % mentionnée dans la norme ne s’applique pas, et la protection contre la surpression doit être établie en conséquence.

Les situations suivantes doivent être signalées à la Régie (liste partielle) :

• exploitation d’un pipeline à une pression excédant la pression de conception ou la PME approuvée, la PME qualifiée ou la PME modifiée de plus de 10 % ou de 35 kPa;
• exploitation d’un pipeline à une pression supérieure à 100 % de la PER;
• exploitation d’un pipeline à une pression supérieure à 110 % de la RPV pour des raisons de sécurité ou d’intégrité;
• exploitation d’un pipeline à une température supérieure à la température de calcul;
• mouvements de pentes surpassant les prévisions faites au moment de la conception ou en l’absence de prévisions;
• mise à nu non intentionnelle du pipeline dans un plan d’eau (rivières, milieux humides, etc.) et sur terre;
• introduction d’un produit inapproprié dans le pipeline (produit corrosif dans une conduite ou une installation conçue pour un produit non corrosif, dépassement des propriétés chimiques du produit définies dans le tarif, etc.).

5.3 Dispense d’inspecteur

Dès lors que la Régie a été informée (par précaution ou pour une autre raison) d’un incident visé au RPT, un de ses inspecteurs peut relever, partiellement ou totalement, la société de son obligation de signalement. Dans ce cas, elle en sera avisée par courriel, et les informations qu’elle aura transmises seront conservées dans le SSEL. En l’absence d’une dispense d’un inspecteur, les sociétés doivent s’acquitter pleinement de leur obligation. Les motifs de dispense peuvent comprendre ceux-ci :

• L’inspecteur a conclu que la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation du pipeline n’est pas en cause ou n’est pas un facteur contributif du décès ou de la blessure grave, et la société a affirmé être arrivée, de façon indépendante (coroner, médecin, inspecteur de la santé et sécurité au travail, etc.), à la même conclusion.
• L’inspecteur a conclu que la société a fourni à la Régie assez d’informations pour démontrer que l’événement n’a pas causé d’effets négatifs importants à l’environnement.
• L’inspecteur a conclu que la société a fourni à la Régie assez d’informations pour démontrer que l’incendie ou l’explosion non intentionnel n’a pas empêché l’exploitation sécuritaire du pipeline ou n’a pas menacé la sécurité des personnes, les biens ou l’environnement.

Si une société a présenté un rapport d’incident préliminaire (par précaution ou pour une autre raison) et que d’autres informations démontrent qu’il ne s’agit pas d’un événement devant être signalé en vertu du RPT, la société peut présenter une demande de dispense d’inspecteur, avec justification, en utilisant la fonction Envoyer un message à la Régie dans le SSEL.

5.4 Déclaration de production d’un rapport annuel visé au RPT

Les sociétés doivent produire un rapport annuel sur les résultats de leur système de gestion. La production de ce rapport doit être confirmée au plus tard le 30 avril de chaque année et être accompagnée d’une déclaration signée par le dirigeant responsable. La société doit utiliser le modèle de rapport qui se trouve sur le site Web de la Régie et téléverser une copie signée de la déclaration dans le SSEL.

6.0 Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement (« RUT »)

6.1 Terminologie

Plusieurs articles de ce règlement traitent des rapports, notamment pour le signalement d’incidents, le brûlage à la torche d’urgence, les dangers et les arrêts d’urgence. Les sections qui suivent décrivent les attentes de la Régie à l’égard de chaque exigence.

6.2 Signalement d’un incident visé au RUT

Les obligations de signalement d’incidents sont énoncées à l’article 46 du RUT. Pour les besoins d’un signalement au titre de ce règlement, les événements suivants sont compris dans la définition d’incident (liste partielle) :

1. décès d’une personne ou blessure grave à une personne (section 5.2.1);
2. effet négatif important sur l’environnement (section 5.2.2);
3. incendie ou explosion non intentionnel pouvant causer des dommages à des biens de la société, des biens publics ou des biens personnels (sections 6.2.1 et 6.4);
4. rejet non intentionnel ou non contrôlé de fluides de traitement ou d’hydrocarbures (section 6.2.3);
5. rejet non intentionnel ou non contrôlé de gaz, d’hydrocarbures à HPV, de sulfure d’hydrogène ou d’un autre gaz toxique (section 6.2.2);
6. exploitation d’une usine au-delà des tolérances de conception ou des limites imposées par la Régie (section 6.2.4).

La Régie juge utile d’apporter des éclaircissements au sujet des points c), d), e) et f).

6.2.1 Incendie ou explosion non intentionnel

Pour les besoins d’un signalement visé à l’article 46 du RUT, la Régie utilise la définition suivante d’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 situations suivantes (liste partielle) :

• une mauvaise utilisation d’un équipement qui produit une flamme et endommage l’équipement 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.

6.2.2 Rejet non intentionnel ou non contrôlé de gaz, d’hydrocarbures à HPV^Footnote 13 , de sulfure d’hydrogène ou d’un autre gaz toxique

La Régie s’attend à ce que les sociétés réduisent le plus possible les émissions produites par l’exploitation du gaz naturel et des hydrocarbures à HPV à la grandeur de leur réseau. Pour les besoins des rapports visés à l’article 46 du règlement, dans le contexte d’un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV, la Régie entend ce qui suit par non intentionnel ou non contrôlé : événement non prévu lors d’une activité planifiée d’entretien ou d’exploitation 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., dioxyde de carbone) en quantité suffisante pour déclencher l’alarme d’un appareil de surveillance individuel ou d’une installation ou station;
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 du point de rejet.

L’événement suivant n’a pas à être signalé à la Régie (liste partielle) :

• le brûlage à la torche de gaz naturel ou d’hydrocarbures (pour les obligations de signalement de combustion ou de brûlage à la torche non intentionnel visées à l’article 48 du RUT, voir la section 6.4).

Lors du signalement d’un incident dans le SSEL, les sociétés doivent fournir une estimation du débit du rejet et du volume total de celui-ci. Pour estimer le débit du rejet, on pourra utiliser la formule suivante^Footnote 14:

Où :
 Débit gazeux (kg/s)
D = Diamètre de l’orifice du rejet (m)
P = Pression dans le pipeline [Pa (manomètre) ou N/m² (manomètre)]
M = Poids moléculaire du gaz (g/mol)
T = Température du gaz dans le pipeline (K)

Cette formule fournit des estimations prudentes, fondées sur un coefficient de rejet de 0,85. On peut trouver des modèles détaillés dans les écrits sur le sujet.

Pour calculer la masse totale rejetée et estimer le volume, on se servira de l’équation suivante :

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

Pour calculer la durée d’un rejet, il faut appliquer les lignes directrices suivantes :

• Si l’heure de début et l’heure de fin du rejet sont connues : durée réelle du rejet.
• Si le moment du début du rejet n’est pas connu, on utilisera l’heure de la dernière inspection, surveillance ou visite des lieux de cette partie de l’installation ou du pipeline jusqu’au moment où le rejet a été constaté.
• Si la date de la dernière inspection, activité de surveillance ou visite des lieux n’est pas connue, il faut présumer que la fuite était présente depuis au moins 30 jours ou la date de la mise en service de l’installation ou du pipeline.

Pour estimer le volume, on peut utiliser la formule suivante^Footnote 15

Où :

V = volume, en mètres cubes
n = nombre de moles de produit
R = 0,08205 L atm/mol K

NOTE : La pression est standard à 1 atm et la température à 288 K. Par conséquent, ces paramètres ne sont pas indiqués.

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

La Régie a adopté le Système général harmonisé (« SGH »)^Footnote 16 comme norme de référence pour évaluer et classifier les dangers associés aux fluides de traitement et aux fluides hydrocarbonés et elle a établi les seuils ci-après pour le volume de liquide rejeté à une usine de traitement.

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

• Catégorie de liquides inflammables du SGH : classes de danger 1, 2 ou 3 (p. ex., condensats, méthanol);
• Toute classe de danger du SGH qui s’applique aux liquides (exception faite des dangers par aspiration) : classe de danger 1 ou mention d’avertissement « Danger ».

Rejet d’un volume supérieur à 1 m³ :

• Catégorie de liquides inflammables du SGH : classe de danger 4 (p. ex., huile pauvre);
• Liquides sulfurés (sans égard à la classification dans le SGH).

Rejet d’un débit supérieur à 10 m³ :

• Tous les autres liquides classés dans le SGH qui n’appartiennent pas aux catégories 1 ou 2 ci–dessus.

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

Pour les besoins des rapports visés à l’article 46 du RUT, la Régie utilise la définition suivante d’exploitation au-delà des tolérances de conception^Footnote 17

• Exploitation, quelle qu’en soit la durée, d’un équipement au-delà de ses tolérances de conception ou des limites imposées par la Régie pour atténuer un problème, ce qui comprend toute condition ayant mené à une évaluation technique pour déterminer si l’équipement peut continuer à être utilisé.

Cette définition englobe les situations suivantes (liste partielle) :

• dans le cas d’un équipement servant au traitement protégé contre une surpression par un seul limiteur de pression, un dépassement de la pression au-delà de 110 % de la pression de service maximale autorisée (« PSMA »)^Footnote 18.
• dans le cas d’un équipement muni de multiples limiteurs de pression, un dépassement de la pression au-delà de 116 % de la PSMA de l’équipement^Footnote 17.

6.2.5 Délais pour signaler un incident visé au RUT

L’article 46 du RUT oblige les sociétés à signaler immédiatement à la Régie tout incident. Voir la section 4 plus haut pour des directives importantes concernant le signalement immédiat.

L’article 46 du RUT oblige aussi les sociétés à transmettre à la Régie, « aussitôt que possible », un rapport d’incident préliminaire et un rapport d’incident détaillé. En général, le signalement d’un incident par la société satisfait à l’exigence de rapport d’incident préliminaire. Les renseignements exigés dans un rapport d’incident détaillé doivent être transmis dans le SSEL dans les 12 semaines (84 jours) suivant le signalement de l’incident à la Régie. Voir la section 13 plus loin pour savoir quels renseignements doivent figurer dans le rapport d’incident préliminaire et le rapport d’incident détaillé. Lors d’incidents complexes, la société peut demander le report de la date de production du rapport d’incident détaillé.

6.3 Danger rendant l’exploitation de l’usine dangereuse

L’article 47 du RUT oblige les sociétés à signaler immédiatement à la Régie tout danger qui rend ou peut rendre l’exploitation de l’usine de traitement dangereuse.

Pour les besoins des rapports visés à cet article, les événements suivants sont compris dans cette définition (liste partielle) : dangers naturels comme les tremblements de terre, glissements de terrain ou inondations, manifestations ou autres types d’agitation civile pouvant nuire à l’exploitation de l’usine.

Voir la section 13 plus loin pour savoir quels renseignements doivent figurer dans un rapport.

6.3.1 Délais pour signaler un danger

L’alinéa 47a) du RUT oblige les sociétés à signaler immédiatement à la Régie tout danger qui rend ou peut rendre l’exploitation de l’usine de traitement dangereuse. Voir la section 4 plus haut pour des directives importantes concernant le signalement immédiat.

Par ailleurs, l’alinéa 47b) du RUT oblige les sociétés à transmettre à la Régie un rapport « dès que possible ». Les renseignements exigés dans ce rapport étant semblables à ceux du rapport d’incident détaillé (voir la section 13), la Régie s’attend à ce que ce rapport lui soit remis dans les 12 semaines (84 jours) qui suivent le signalement.

6.4 Combustion ou brûlage à la torche d’urgence

L’article 48 du RUT oblige les sociétés à signaler à la Régie toute combustion :

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

Tout brûlage à la torche résultant d’une situation d’urgence, y compris un arrêt complet ou partiel, doit être signalé. Les sociétés ne sont pas tenues de faire rapport sur le brûlage à la torche courant, comme celui consécutif au raclage ou durant un entretien régulier ou requis.

Pour les besoins des rapports visés à cet article, situation d’urgence s’entend d’une situation nécessitant la prise de mesures d’urgence ou l’instauration de procédures d’urgence, ce qui comprend les situations où le brûlage à la torche découle de perturbations dans le processus qui entraînent un arrêt d’urgence automatique ou manuel.

Si un brûlage à la torche risque d’avoir un effet négatif important sur des biens, l’environnement ou la sécurité des personnes, il doit aussi être signalé comme incident aux termes de l’article 46 (voir la section 6.2).

Voir la section 13 plus loin pour savoir quels renseignements doivent figurer dans un rapport.

6.4.1 Délais pour signaler une combustion ou un brûlage à la torche d’urgence

Le RUT ne fait état d’aucun délai pour présenter les rapports sur la combustion ou le brûlage à la torche d’urgence prévus à l’article 48. La Régie s’attend à ce que les sociétés fassent rapport de ces événements dans la semaine qui suit l’événement.

6.5 Suspension des activités

L’article 49 du RUT établit les obligations de signalement et de rapport lors de la suspension des activités d’une usine de traitement.

Voir la section 13 plus loin pour savoir quels renseignements doivent figurer dans un rapport.

6.5.1 Délais pour signaler une suspension des activités

Le paragraphe 49(1.1) du RUT exige des sociétés qu’elles avisent la Régie, « dès que possible », de toute suspension des activités visée à l’article 49. La Régie s’attend à ce que les sociétés l’informent de telles suspensions dans les 24 heures suivant :

• la suspension de l’exploitation de toute une usine pour une durée de plus de 24 heures;
• la suspension de l’exploitation de toute partie d’une usine pour une période de 7 jours.

Pour les besoins du rapport détaillé exigé au paragraphe 49(2), la Régie s’attend à ce que les sociétés lui fournissent cette information dans la semaine suivant le signalement.

7.0 Règlements de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières) (« RPD–O »)

7.1 Terminologie

7.2 Rapport d’incident visé aux RPD–O

Le paragraphe 11(1) du RPD–O exige que les sociétés rapportent immédiatement à la Régie :

1. toute contravention au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) (« RPD–A »);
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^Footnote 19 ou du franchissement du pipeline avec 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 avec un véhicule ou de l’équipement mobile qui, selon elle, risque de compromettre la sûreté ou la sécurité d’une conduite.

7.2.1 Contraventions au RPD–A

Les contraventions au RPD–A sont couramment désignées activités non autorisées. Les activités suivantes sont considérées comme des contraventions au RPD–A en vertu de l’article 335 de la LRCE et du RPD–A.

• Remuement du sol : Contraventions aux articles 10 et 11 du RPD–A visant une activité de remuement du sol dans la zone réglementaire, à savoir une bande de terre de 30 mètres mesurée perpendiculairement de part et d’autre de l’axe central de la conduite. Un « remuement du sol » est une activité qui comprend ce qui suit :
  • une culture à une profondeur de 45 cm ou plus au-dessous de la surface du sol;
  • toute autre activité à une profondeur de 30 cm ou plus;
  • toute réduction de la hauteur de recouvrement du pipeline par rapport à ce qu’elle était au moment de la construction. Si la hauteur de recouvrement originale est inconnue^Footnote 20, toute réduction de la hauteur de recouvrement.
• Construction d’une installation : Contraventions aux articles 7 à 9 du RPD–A relativement à la construction d’une installation au-dessus, au-dessous ou le long d’un pipeline (incluant l’emprise). Voici quelques exemples :
  • activités comme la construction de structures ou d’installations (clôtures, terrasses, piscines, patinoires, etc.) sur une emprise;
  • aménagement de structures ou d’installations (remises, conteneurs maritimes, fossés d’irrigation, conduites d’irrigation) sur une emprise;
  • entreposage ou empilage de matériaux (amoncellement de bois ou de terre, berme, etc.) sur une emprise.
• Franchissement par un véhicule : Franchissement d’un pipeline avec un véhicule ou un équipement mobile (y compris l’emprise) hors de la partie carrossable d’une route ou d’un chemin public sans le consentement écrit de la société pipelinière, comme l’exigent les articles 12 et 13 du RPD–A.

7.2.2 Dommages à une conduite

La Régie définit le terme dommage comme tout dégât causé par une personne à une conduite en état de fonctionnement (même si elle est désactivée) ou à son revêtement ou à toute composante d’un réseau pipelinier, comme des vannes ou des colonnes montantes, si le dégât :

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

Dommage à une conduite survenu ou relevé au cours de l’exploitation, de l’entretien ou de l’enlèvement d’une installation signifie que les sociétés doivent signaler les dommages à leurs conduites qui sont survenus ou qui ont été détectés pendant l’exploitation, l’entretien ou l’enlèvement d’une installation construite au-dessus, au-dessous ou le long de leur pipeline.

Au nombre des situations qui ne correspondent pas à cette définition figurent les activités planifiées, gérées et autorisées par la société réglementée au cours desquelles il y a contact avec la conduite (p. ex., remplacement ou réparation d’une conduite durant une fouille d’intégrité, ou contact prévu d’une conduite et prise de mesures d’atténuation en conséquence pendant des travaux visant à stabiliser des pentes).

Si une activité a entraîné à la fois une contravention au RPD–A et des dommages à une conduite (p. ex., la conduite a été endommagée pendant une contravention), le signalement dans le SSEL peut faire état des deux situations. Si les dommages causés à une conduite ne sont le résultat d’une contravention au RPD–A (p. ex., dommages antérieurs), l’événement peut être signalé comme un dommage à une conduite seulement.

7.3 Suspension du consentement

Le paragraphe 10(2) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies) (« RPD–O ») exige que les sociétés qui décident de suspendre le consentement donné à une partie devant effectuer des travaux visés au RPD–A en avisent immédiatement la Régie. Le paragraphe 10(1) du RPD–O mentionne les situations dans lesquelles les sociétés peuvent suspendre leur consentement. Si une société suspend le consentement donné, elle doit en aviser la Régie par l’entremise du SSEL.

7.4 Délais pour signaler un événement à la Régie en vertu du RPD–O

7.4.1 Aviser ou signalement sur-le-champ

La société pipelinière doit signaler immédiatement^Footnote 21 à la Régie toute contravention au RPD–A ou tout dommage à une conduite, et informer immédiatement^Footnote 22 la Régie de toute suspension du consentement :

Voir la section 13.6.1 des lignes directrices pour prendre connaissance des renseignements à fournir dans un rapport d’événement préliminaire.

7.4.2 Rapport d’événement détaillé pour contravention au RPD–A ou dommages à une conduite

Il est possible que tous les renseignements exigés au moment du signalement d’une contravention au RPD–A ou de dommages à une conduite ne soient pas connus dans les 24 heures. Le cas échéant, la société doit tout de même déposer un rapport d’événement préliminaire dans les 24 heures, par l’entremise du système de signalement d’événement en ligne, et ce rapport doit contenir toute l’information disponible. Les renseignements manquants doivent être communiqués par l’entremise du système de signalement d’événement en ligne à mesure qu’ils seront disponibles et au plus tard 12 semaines (84 jours) après le dépôt du rapport d’événement préliminaire.

Si l’analyse causale, les mesures correctives et préventives ou encore le suivi de la société auprès des parties concernées sont en cours ou doivent prendre fin plus de 12 semaines (84 jours) plus tard, la société doit tout de même déposer un rapport d’événement détaillé dans les 12 semaines (84 jours) par l’entremise du système de signalement d’événement en ligne. Elle doit alors expliquer la situation dans les champs de texte qui se trouvent, selon le cas, dans le bas des champs Causes immédiates, Causes fondamentales et Mesures correctives et préventives du rapport final.

Voir la section 13.6.2 des lignes directrices pour de plus amples renseignements sur les exigences de signalement d’un événement aux termes du RPD.

Si une société a présenté un rapport d’incident préliminaire (par précaution ou pour une autre raison) et que d’autres informations démontrent qu’il ne s’agit pas d’un événement devant être signalé en vertu des règlements sur les dommages aux pipelines, la société peut en informer la Régie en utilisant la fonction Envoyer un message à la Régie dans le SSEL.

8.0 Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (« RFPPG–LOPC ») et Règlement sur le forage et l’exploitation des puits de pétrole et de gaz pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (« RFEPPG–LOPTNO »)

8.1 Terminologie

8.2 Signalement d’un incident et quasi-incident au titre du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO

Les obligations de signalement dont il est fait état à l’article 75 de ces deux règlements s’appliquent aussi bien aux « incidents » et qu’aux « quasi-incidents ». Les sections qui suivent fournissent des directives qui valent pour les uns et les autres.

La Régie juge utile d’apporter des éclaircissements au sujet des sous-points a)iv), a)v) et a)vi) de la définition d’incident.

8.2.1 Défaillance du confinement d’un fluide provenant d’un puits

Une défaillance du confinement est une situation où un fluide dans le trou de forage peut contourner les barrières de puits et atteindre la surface ou avoir un effet négatif sur un réservoir d’hydrocarbures au fond de puits, par exemple un jaillissement, ou éruption de la formation, ou une perte de circulation dans un réservoir renfermant des hydrocarbures. En est exclue 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’effets négatifs sur l’environnement (p. ex., contamination du sol ou des eaux de surface ou souterraines).

8.2.2 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 soit écartée, que des mesures de contrôle supplémentaires soient mises en place pour la prévenir ou qu’un plan d’intervention d’urgence soient mis en œuvre^Footnote 23.

Une menace imminente comprend ce qui suit :

• un contact prévisible avec un véhicule, un bâtiment ou un aéronef transportant du personnel affecté à l’exploitation;
• une personne tombée à la mer depuis une installation extracôtière ou un véhicule de service;
• un bâtiment non autorisé qui entre dans la zone de sécurité d’une installation ou un navire qui ne peut pas être joint par radio ou pour lequel un véhicule de service est envoyé pour l’intercepter;
• une évacuation préventive totale ou partielle (p. ex., évacuation du personnel non essentiel);
• la sécurisation d’un puits ou la dépressurisation de 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.

8.2.3 Pollution et événement de pollution important

Les sociétés doivent signaler l’introduction de toute substance ou forme d’énergie dans le milieu naturel en tant que pollution si celle-ci excède les limites de rejet indiquées dans un plan de protection de l’environnement dressé en vue d’obtenir une autorisation (articles 6 et 9 du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO). En l’absence d’une telle limite, les sociétés doivent signaler tous les rejets de cette substance ou de cette forme d’énergie dans le milieu naturel.

La Régie définit le terme événement de pollution important (mentionné au sous-alinéa 75(2)b)(vi) du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO) comme 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, qui :

1. ont, immédiatement ou à long terme, un effet sur le milieu naturel;
2. mettent en danger le milieu naturel essentiel à la vie humaine;
3. constituent un danger pour la vie ou la santé humaine.

Si une société s’attend raisonnablement à ce qu’un événement de pollution ou un événement de pollution important se produise si les conditions se maintiennent ou se dégradent, ou dans les cas où l’importance d’un événement de pollution n’est pas connue au moment du signalement de l’incident, la société doit adopter une approche de précaution.

Exemple d’un événement de pollution important :

• rejet d’une substance :
  • dans un endroit ou un écosystème vulnérable (cours d’eau, milieu humide, habitat essentiel, etc.);
  • dans un endroit où il existe une voie d’accès à un récepteur sensible;
  • dans un endroit où le rejet entraîne la mortalité ou des préjudices à une espèce faunique ou une espèce de poisson^Footnote 10 à statut particulier (y compris des espèces en péril et des espèces inscrites sur une liste provinciale ou territoriale d’espèces préoccupantes).

L’article 75 de ces règlements ne fait aucune distinction entre les renseignements exigés pour un quasi-incident et un incident. Une société doit donc fournir à la Régie les mêmes renseignements pour l’un et l’autre types d’événement.

8.3 Délais pour signaler un incident et un quasi-incident au titre du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO

Le paragraphe 75(1) du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO exige des sociétés qu’elles avisent la Régie de tout incident ou quasi-incident « aussitôt que les circonstances le permettent ». Dans ce contexte, la Régie considère que cette expression est synonyme de « immédiatement ».

Pour savoir ce qu’on entend par « notification immédiate », voir l’infographie qui suit :

8.3.1 Communiqué de presse et conférence de presse

L’alinéa 75(1)b) du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO exige que la Régie soit avisée, au moins 24 heures avant la diffusion de tout communiqué ou la tenue de toute conférence de presse par l’exploitant, de tout incident ou quasi-incident, sauf en situation d’urgence, auquel cas l’avis doit lui être donné sans délai avant la diffusion du communiqué ou la tenue de la conférence de presse.

La société concernée doit alors composer le numéro de la ligne téléphonique établie par la Régie pour signaler les incidents (403-299-2773) 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.

8.3.2 Rapport d’enquête

Il est exigé à l’alinéa 75(2)b) du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO que la société transmette à la Régie, par l’entremise du SSEL, un rapport d’enquête mentionnant la cause première de l’incident ou du quasi-incident, les facteurs qui y ont contribué et les mesures correctives prises dans les 21 jours suivant tout incident ou quasi-incident tels que :

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

Voir la section 13.1.2 plus loin pour savoir quels renseignements doit renfermer un rapport d’enquête.

9.0 Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (« REGPG–LOPC ») et Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (« REGPG–LOPTNO »)

9.1 Signalement d’un accident ou d’un incident grave

L’article 40 du REGPG–LOPC et l’article 39 du REGPG–LOPTNO exigent que soit signalé tout accident ou incident grave survenu au cours d’une étude géophysique :

• ayant causé la mort ou des blessures;
• ayant causé des dommages matériels;
• constituant une menace pour l’environnement.

La Régie juge utile d’apporter des éclaircissements sur les notions de « dommages matériels » et de « menace à l’environnement ».

9.1.1 Dommages aux biens

Les biens matériels comprennent, notamment :

• les terrains,
• les bâtiments,
• les véhicules,
• l’équipement appartenant à l’exploitant;
• l’équipement tel que l’attirail de chasse, de piégeage ou de pêche appartenant à un tiers.

9.1.2 Menace à l’environnement

Une menace à l’environnement comprend ce qui suit (liste partielle) :

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

9.2 Délais pour signaler un événement

L’article 40 du REGPG–LOPC et l’article 39 du REGPG–LOPTNO exigent que l’exploitant informe immédiatement le délégué à l’exploitation et le délégué à la sécurité, de la façon la plus rapide et la plus pratique possible, de tout accident ou incident grave. Dans ce contexte, la Régie considère que l’expression de la façon la plus rapide et la plus pratique possible est synonyme de « immédiatement ». Voir la section 4 plus haut pour des directives importantes concernant le signalement immédiat.

La notification par l’entremise du SSEL ou du numéro d’urgence du BST satisfait à l’obligation d’informer le délégué à l’exploitation et le délégué à la sécurité.

10.0 Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (« RIPG–LOPC ») et Règlement sur les installations pétrolières et gazières pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (« RIPG–LOPTNO »)

10.1 Rapports d’urgence ou d’accident

Le paragraphe 71(1) de ces règlements exige que tout exploitant informe le délégué à la sécurité et dresse la liste de tous les événements ou toutes les situations comportant un danger ou un risque d’accident qui met en cause une personne ou un bien.

10.2 Délais pour signaler un événement

Le paragraphe 71(1) de ces mêmes règlements exige que tout exploitant informe le délégué à la sécurité de tout événement ou situation consigné « de la façon la plus rapide et la plus pratique possible ». Dans ce contexte, la Régie considère que l’expression « de la façon la plus rapide et la plus pratique possible » est synonyme de « immédiatement ». La notification par l’entremise du SSEL ou le numéro d’urgence du BST satisfait à l’obligation d’informer le délégué à la sécurité. Voir la section 4 plus haut pour des directives importantes concernant le signalement immédiat.

Le paragraphe 71(2) exige aussi qu'un « rapport écrit complet » soit présenté au délégué à la sécurité. Sur le plan qualitatif, ces rapports sont identiques à un rapport d’incident détaillé; par conséquent, ils doivent être présentés dans les 12 semaines (84 jours) suivant le premier avis. Voir la section 13 plus loin pour savoir quels renseignements doit renfermer un rapport.

11.0 Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (« ROPPG–LOPC » ) et Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières pris en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (« ROPPG–LOPTNO »)

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

Les alinéas 6(1)i) à j) des règlements établissent l’obligation de signaler les accidents et les maladies graves mettant en cause des membres d’équipes de plongée participant à des programmes de plongée ainsi que les incidents liés à de tels programmes. Voir la section 13 plus loin pour savoir quels renseignements doit renfermer un rapport.

11.2 Délais pour signaler un événement

Paragraphs 6(1)(i) and 6(1)(j) of the COG–DR and OG–DR require that accidents, serious illnesses and incidents be reported “by the most rapid and practicable means” and “as soon as possible”, respectively. In this context, these phrases are substantively the same as “immediately”; therefore the notification timelines for paragraphs 6(1)(i) and 6(1)(j) of the COG– DR and OG–DR are the same as the notification timelines that are expected where the term “immediately” appears. Refer to section 4 of the Guidelines for important guidance regarding the timing of this immediate notification.

Par ailleurs, les alinéas 6(1)i) et 6(1)j) du ROPPG–LOPC et du ROPPG–LOPTNO exigent que les sociétés présentent des rapports prescrits sur les accidents, les blessures graves et les incidents. Sur le plan qualitatif, ces rapports sont identiques à un rapport d’incident détaillé; par conséquent, ils doivent être présentés dans les 12 semaines (84 jours) suivant le premier avis. Voir la section 13 plus loin pour savoir quels renseignements doit renfermer un rapport.

12.0 Règlement sur la prévention des dommages aux lignes internationales et interprovinciales de transport d’électricité (obligations des titulaires de permis et de certificats) (« RPD–LIT – O »)

L’article 6 du RPD–LIT – O exige que les titulaires signalent toute contravention au Règlement sur la prévention des dommages aux lignes internationales et interprovinciales de transport d’électricité (régime d’autorisation) (RPD–LIT – A) et tout dommage à leurs lignes internationales ou interprovinciales de transport d’électricité.

12.1 Délais pour signaler un événement en vertu des RPD–LIT – O

Le titulaire fournit à la Régie, au plus tard le 31 janvier de chaque année civile, un rapport portant sur l’année civile précédente. Voir la section 13 plus loin pour savoir quels renseignements doit renfermer le rapport annuel.

13.0 Renseignements exigés lors du signalement d’un événement

13.1 Signalement d’un incident

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

• incidents (RUT, RPT, du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO)
• accidents, maladies graves et incidents (RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO);
• urgences ou accidents (RIPG–LOPC et RIPG–LOPTNO);
• accidents ou incidents graves (RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO).

13.1.1 Signalement et rapport d’incident préliminaire^Footnote 5

Les sociétés doivent fournir les renseignements suivants par l’entremise du SSEL (s’ils sont connus au moment de préparer le rapport préliminaire) :

• le type d’incident (blessure grave, exploitation au-delà des tolérances de conception, etc.);
• les coordonnées de la société;
• une indication qu’il s’agit d’un rapport d’incident préliminaire, le cas échéant;
• la date et l’heure de l’événement ou de sa découverte;
• la façon dont l’incident a été constaté (patrouille planifiée, propriétaire de terrains, etc.);
• des renseignements détaillés selon le type d’incident (équipement ou composantes en cause, type de blessure grave, type de substance et estimation du volume rejeté, détails sur l’exposition de la conduite, etc.);
• une description de toute préoccupation immédiate concernant la sécurité des personnes, la sécurité des installations réglementées et la protection des biens et de l’environnement;
• une description complète de toutes les circonstances ayant mené à l’événement et en ayant résulté et l’étendue des dommages, le cas échéant, y compris les conséquences sur le pipeline, les biens et l’environnement;
• une description de toutes les mesures prises ou prévues pour remédier aux conséquences de l’événement, y compris l’évacuation;
• des renseignements sur l’installation réglementée (nom du pipeline ou de l’installation);
• l’emplacement de l’événement avec coordonnées GPS à huit décimales;
• les terrains touchés (emprise pipelinière, terrains hors de la propriété de la société, etc.);
• l’agglomération la plus proche, l’utilisation des terres et la densité de la population.

13.1.2 Rapport d’incident détaillé

Pour l’un ou l’autre de ce qui suit :

• rapport d’incident détaillé en vertu du RPT ou du RUT;
• rapport d’enquête dans les 21 jours aux termes de l’alinéa 75(2)b) du RFPPG–LOPC et du RFEPPG–LOPTNO;
• rapport écrit complet aux termes du paragraphe 71(1) du RIPG–LOPC ou du RIPG–LOPTNO;
• rapport d’enquête sur les causes aux termes des alinéas 6(1)i) et 6(1)j) du ROPPG–LOPC et du ROPPG–LOPTNO.

Les sociétés doivent fournir les renseignements suivants par l’entremise du SSEL :

• toute mise à jour pertinente des renseignements transmis initialement à la Régie dans le signalement ou le rapport d’incident préliminaire;
• les résultats de l’analyse des causes premières, notamment :
  • au moins une cause immédiate (p. ex., fatigue par corrosion);
  • au moins une cause première (p. ex., évaluation inadéquate des changements);
• les mesures correctives prises (ou prévues) pour éliminer ou gérer les causes en vue de mettre fin au danger ou de réduire au minimum le risque associé (p. ex., réparation ou remplacement) (voir l’annexe I pour des directives supplémentaires);
• les mesures préventives prises (ou prévues) pour remédier aux causes à d’autres emplacements où des situations comparables ou identiques existent, pour éliminer de façon proactive le risque relevé (p. ex., communication avec le personnel local ou régional) (voir l’annexe I pour des directives supplémentaires);
• les mesures préventives prises (ou prévues) pour s’attaquer aux causes systémiques (p. ex., communication interne ou avec le personnel à l’échelle de la société ou du réseau) (voir l’annexe I pour des directives supplémentaires);
• des renseignements détaillés selon le type d’incident, par exemple :
  • des renseignements complets sur la composante du pipeline ou de l’installation en cause (type d’équipement, comme un robinet-vanne, et composante en cause, comme la garniture du robinet-vanne);
  • les conditions d’exploitation du pipeline ou de l’installation au moment de la découverte de l’incident (pression d’exploitation, type de produit, hauteur de recouvrement);
  • l’historique de l’entretien de la composante en cause (date de la dernière inspection ou du dernier entretien, type d’inspection, comme un examen visuel ou non destructif);
  • les effets environnementaux;
• tout autre renseignement ou document, si la Régie en fait la demande (rapport d’enquête final, rapport métallurgique, etc.).

13.1.3 Rapport annuel sur les coûts occasionnés par des incidents

La Régie exige des sociétés qu’elles fassent rapport annuellement sur les coûts occasionnés par tous les incidents qui répondent à la définition d’incident donnée dans l’un ou l’autre des règlements relevant de la Régie :

• un rejet d’hydrocarbures à basse pression de vapeur (BPV) non intentionnel ou non contrôlé de plus de 1,5 m³ qui s’étend au-delà de la propriété de la société;
• un effet négatif important sur l’environnement;
• une rupture;
• un panache toxique;
• une défaillance du confinement d’un fluide provenant d’un puits.

Les sociétés doivent déclarer les coûts occasionnés par des incidents, en les ventilant de la façon suivante :

• Catégorie 1 : coûts réels de l’intervention d’urgence et du confinement du rejet;
• Catégorie 1 : coûts réels de nettoyage et d’assainissement;
• Catégorie 1 : coûts réels de la réparation ou du remplacement des installations réglementées;
• Catégorie 2 : valeur réelle ou estimative des pertes ou des dommages non inclus dans la catégorie 1.

Pour tout incident répondant à la définition ci-dessus, le rapport d’incident détaillé doit comprendre une section portant sur les coûts occasionnés par l’incident. Les sociétés doivent fournir les coûts annuels (année civile) indiqués ci-dessus au plus tard le 30 avril, commençant avec l’année au cours de laquelle l’incident a été signalé et se terminant au moment où il n’y a plus aucun coût lié à l’incident ou cinq ans après le signalement (y compris l’année du signalement).

13.2 Rapport de quasi-incident (RFPPG–LOPC et RFEPPG–LOPTNO)

Les renseignements exigés pour le signalement d’un quasi-incident sont les mêmes que ceux pour un incident (voir la section 13.1). Les sociétés doivent donc fournir, par l’intermédiaire du SSEL, les mêmes détails, qu’il s’agisse d’un incident ou d’un quasi-incident.

13.3 Combustion ou brûlage à la torche d’urgence (RUT)

Les sociétés doivent fournir les renseignements suivants par l’entremise du SSEL pour s’acquitter de leurs obligations en matière de combustion ou de brûlage à la torche d’urgence prévues à l’article 48 du RUT :

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

13.4 Identification des dangers (RUT)

Les sociétés doivent fournir les renseignements suivants par l’entremise du SSEL pour s’acquitter de leur obligation en matière d’identification des dangers (alinéa 47b) du RUT) : 

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

13.5 Suspension de l’exploitation (RUT)

Les sociétés doivent fournir les renseignements suivants par l’entremise du SSEL pour s’acquitter de leur obligation en matière de suspension de l’exploitation prévue aux paragraphes 49(1.1) et (2) du RUT :

• les détails des activités visées par la suspension;
• la raison de la suspension;
• la durée de la suspension;
• les conséquences de la suspension sur les volumes de l’usine, sur la sécurité des personnes ou sur l’environnement.

13.6 Signalement des contraventions au RPD–A et dommages à une conduite (RPD–O)

13.6.1 Rapport d’événement préliminaire

Les sociétés doivent fournir les renseignements suivants par l’entremise du SSEL (s’ils sont connus au moment de préparer le rapport préliminaire) :

• le ou les types d’événement (remuement du sol, construction d’une installation, franchissement avec un véhicule, dommages à une conduite, etc.);
• coordonnées de la société;
• une indication qu’il s’agit d’un rapport d’événement préliminaire, le cas échéant;
• des détails sur les dommages subis par la conduite, s’il y a lieu;
• la date et l’heure de l’événement ou de sa découverte;
• la façon dont l’événement a été découvert (patrouille planifiée, propriétaire de terrains, etc.);
• une description de toute préoccupation immédiate concernant la sécurité des personnes, la sécurité des installations réglementées et la protection des biens et de l’environnement;
• une description complète de toutes les circonstances ayant mené à l’événement et en ayant résulté et l’étendue des dommages, le cas échéant, y compris les conséquences sur le pipeline, les biens et l’environnement;
• une description de toutes les mesures prises ou prévues pour remédier aux conséquences de l’événement (atténuation, réparation, remplacement ou évacuation);
• un indication des travaux d’excavation mécanique exécutés à moins de trois mètres de la conduite, s’il y a lieu;
• des renseignements complets sur l’installation réglementée (nom du pipeline);
• l’emplacement de l’événement avec coordonnées GPS à huit décimales;
• les terrains touchés (p. ex., terrains situés à l’extérieur de l’emprise pipelinière);
• l’agglomération la plus proche, l’utilisation des terres et la densité de la population.

13.6.2 Rapport d’événement détaillé

Les sociétés doivent fournir les renseignements suivants par l’entremise du SSEL :

• toute mise à jour pertinente des renseignements transmis initialement à la Régie dans le rapport d’incident préliminaire;
• des détails spécifiques à l’événement pour un franchissement avec un véhicule, un remuement du sol et la construction d’une installation (selon le cas);
• si la conduite a été endommagée, une description des dommages, y compris un résumé des résultats d’un examen non destructif, les dimensions disponibles, les interactions avec d’autres caractéristiques et des indications à savoir si des mesures d’atténuation ont été prises, doivent être prises ou ne sont pas nécessaires;
• des informations sur les parties concernées (type, nom de la société, détails sur les récidives, s’il y a lieu, etc.);
• les résultats de l’analyse des causes premières, notamment :
  • au moins une cause immédiate (p. ex., aucun appel fait à un centre d’appel unique);
  • au moins une cause première (p. ex., mauvaise communication entre les parties);
• les mesures correctives prises (ou prévues) pour éliminer ou gérer les causes et mettre fin au danger ou réduire au minimum le risque associé (p. ex., réparation ou remplacement);
• les mesures préventives mises en place (ou prévues) pour remédier aux causes à d’autres emplacements où des situations comparables ou identiques existent afin d’éliminer de façon proactive le risque relevé (s’il y a lieu) (p. ex., communication avec le personnel local ou régional);
• les mesures préventives mises en place (ou prévues) pour s’attaquer aux causes systémiques (s’il y a lieu) (p. ex., communication interne ou avec le personnel à l’échelle de la société ou du réseau);
• tout autre renseignement ou document, si la Régie en fait la demande (p. ex., accord de franchissement).

13.7 Suspension du consentement (RPD–O)

Quand une société suspend un consentement qu’elle avait donné en vertu du RPD–A, elle doit fournir les renseignements suivants par l’entremise du SSEL : 

• le nom de la société;
• la personne à contacter;
• le moment (date et heure) où le consentement a été révoqué;
• des renseignements complets sur l’installation réglementée (nom du pipeline);
• l’emplacement de l’événement avec coordonnées GPS à huit décimales;
• les terrains touchés (emprise pipelinière, terrains hors de la propriété de la société, etc.);
• l’agglomération la plus proche, l’utilisation des terres et la densité de la population;
• des détails de l’activité ayant mené à la suspension du consentement;
• une description de l’événement ou de la raison de la suspension, dont les circonstances ayant mené à l’événement et les détails de tout autre accord ou de tout autre avis échangé, ainsi que les mesures mises en place par la société pour s’assurer que les instructions concernant le site ont été comprises;
• des renseignements sur la partie visée par la suspension (type de partie, personne à contacter, etc.).

13.8 Contraventions au RPD–LIT – A et dommages à des lignes de transport d’électricité (RPD–LIT – O)

Le titulaire fournit à la Régie, au plus tard le 31 janvier de chaque année civile, un rapport portant sur l’année civile précédente qui renferme les renseignements suivants :

• les détails des infractions au RPD–LIT – O;
• les détails des dommages à ses lignes internationales ou interprovinciales, notamment la cause et la nature des dommages et leur incidence sur la fiabilité de la ligne internationale ou interprovinciale;
• les préoccupations du titulaire au sujet de la sûreté, de la sécurité ou de la fiabilité de la ligne internationale ou interprovinciale par suite de la construction d’installations, de l’exercice d’activités qui occasionnent un remuement du sol ou du franchissement de la ligne internationale ou interprovinciale avec un véhicule ou de l’équipement mobile;
• toute mesure que le titulaire a prise ou entend prendre ou demander relativement à ces contraventions ou à ces dommages.

Le titulaire peut présenter son rapport par l’entremise du SSEL ou le faire parvenir par courriel à dpinfo@cer-rec.gc.ca.

Annexe I – Causes et mesures correctives et préventives

Causes

La Régie adopte une pensée systémique des milieux de travail, à savoir que les événements indésirables (incidents, quasi-incidents, contraventions à la réglementation, etc.) découlent d’un ensemble complexe de facteurs interreliés agissant sur le système du milieu de travail. Le document Pensée systémique et le système du milieu de travail renferme plus d’information sur ce mode de pensée.

Cette perspective tient compte du fait que les événements découlent presque toujours d’une foule de lacunes à l’échelle d’un système plutôt que d’une seule erreur commise par une personne ou une seule défaillance technique. Dans cet ordre d’idées, la Régie s’attend à ce que les sociétés réglementées fassent tous les efforts possibles pour comprendre le rôle qu’ont joué les lacunes du système en milieu de travail dans l’événement, de manière à (i) prévenir le plus possible que l’événement se reproduise, (ii) éviter de blâmer injustement des personnes, (iii) mettre en place un système de gestion efficace qui repose sur une culture d’apprentissage et d’amélioration continus.

La pensée systémique reconnaît que des événements comportent habituellement de nombreuses couches de causalité, dont les causes immédiates (facteurs les plus évidents menant directement à l’incident) et la cause première ou systémique, qui agit plus en profondeur et qui influe sur les causes immédiates pour créer les conditions propices à l’occurrence des événements.

Chaque cause requiert habituellement une ou plusieurs mesures correctives ou préventives.

La Régie s’attend à ce que les sociétés s’efforcent de déterminer ce qui suit pour chaque événement signalé :

• la nature et l’étendue des causes, dont celles se rattachant au système de gestion et à divers programmes;
• les mesures nécessaires pour remédier aux causes aux emplacements^Footnote 24 concernés, et à ceux qui s’y apparentent, pour assurer immédiatement la conformité et la protection des personnes 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 les mêmes causes ne se produite dans une installation semblable ou pendant des activités analogues.

Mesures correctives et préventives

La Régie reconnaît que les termes mesures correctives et mesures préventives sont parfois définis différemment. Voici comment elle les définit.

• Mesures correctives : Mesures de suppression ou de contrôle des causes (le plus souvent, la cause immédiate), mises en place pour éliminer le danger ou réduire le plus possible le risque s’y rattachant (p. ex., corriger un problème existant)^Footnote 25.
• Mesures préventives : Mesures de suppression ou de réduction de la probabilité qu’un événement se produise ou se reproduise mises en place pour prévoir un danger ou réduire le plus possible le risque s’y rattachant (p. ex., prise de mesures pour corriger un problème potentiel). En règle générale, les mesures qui visent des causes comparables ou potentielles sont des mesures préventives.

La Régie attend des sociétés qu’elles se dotent de processus structurés et justifiables pour analyser les événements en vue de relever les causes immédiates et premières ainsi que les mesures correctives et préventives nécessaires. Au moment de sélectionner des mesures correctives et préventives d’un événement dans le SSEL, la Régie exige que les sociétés indiquent ce qui suit dans la boîte de commentaires obligatoire :

• la ou les méthodes employées pour déterminer les causes et mettre au point des mesures correctives et préventives adéquates;
• tout autre renseignement pertinent sur la nature de chacune des mesures correctives et préventives mises en place ou dont la mise en place est prévue.

Dans le cas d’événements mettant en cause plusieurs parties, la Régie compte sur les sociétés pour qu’elles indiquent les mesures correctives et préventives qui s’appliquent à chacune.

Les mesures préventives peuvent être divisées en niveaux :

• Niveau I – Mesures mises en place pour remédier à des causes à d’autres emplacements, dont la situation est comparable ou identique, afin d’éliminer de manière proactive le risque relevé.
• Niveau II – Mesures mises en place pour remédier à des causes systémiques; elles consistent le plus souvent à apporter des changements au système de gestion de la société qui se répercutent à la grandeur de celle-ci ou du réseau pipelinier.

La figure 1 illustre la distinction que fait la Régie entre les mesures correctives et les mesures préventives.

Figure 1 – Représentation graphique des mesures correctives et préventives

Les tableaux ci-après fournissent des définitions et des exemples des diverses mesures correctives et préventives présentes dans le SSEL. Ces mesures, leur description et des exemples sont donnés sous « Amélioration continue ». Veuillez adresser toute question ou commentaire au sujet des options à DLERSSupport@rec-cer.gc.ca.

*Note – Les exemples n’envisagent pas toutes les possibilités dans une catégorie donnée.

Date de modification :

2024-12-09