H-4.2, 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

Texte complet
62. Celui qui désire obtenir une licence de production soumet à la Régie de l’énergie, pour qu’elle se prononce sur son projet de production, les documents et renseignements suivants:
1°  une présentation générale du projet comprenant notamment:
a)  l’historique des activités réalisées;
b)  la date d’inscription de l’avis de découverte exploitable au registre public des droits réels et immobiliers relatifs aux hydrocarbures;
c)  les partenaires, leurs intérêts respectifs ainsi que leurs capacités techniques et financières à réaliser le projet;
d)  une carte illustrant la projection verticale du gisement en surface ainsi que les équipements et les installations nécessaires à la réalisation du projet;
e)  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;
f)  le calendrier des travaux envisagés;
g)  une description générale de l’évolution des installations dans le temps;
h)  la liste des documents techniques et des données utilisés dans la préparation du projet;
i)  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;
j)  la liste des permis, des licences et des autorisations nécessaires à la réalisation du projet;
k)  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 gisement et des roches encaissantes ainsi que leurs propriétés physiques;
e)  une modélisation géologique du gisement;
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)  la démonstration que l’espacement des puits permet une délinéation adéquate du gisement;
3°  une évaluation des ressources contingentes et, le cas échéant, des réserves d’hydrocarbures établie conformément au «Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGEH)» par un évaluateur de réserves qualifié indépendant;
4°  un plan de production d’hydrocarbures comprenant notamment:
a)  la chronologie détaillée des activités prévues au cours du développement du gisement;
b)  l’emplacement des puits afin de viser la production du gisement dans son ensemble;
c)  la liste des facteurs pouvant affecter le projet notamment les contraintes physiques et les aspects géotechniques;
d)  une description des installations de production et de transport;
e)  la présentation de l’approche de gestion technique concernant les contractants, les fournisseurs et la sous-traitance;
f)  la méthode de tarissement du gisement incluant, le cas échéant, un plan de récupération assistée;
g)  la stratégie de gestion du gisement et de mise en marché des hydrocarbures;
h)  un modèle de simulation de production;
i)  la stratégie de fermeture de puits, de démantèlement des équipements et des installations et 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 établissant 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 gisement;
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 de la phase de production;
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’extraction, 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 les coûts d’exploitation, d’extraction, de purification, de fractionnement, de liquéfaction, de compression, de mesurage et de transport jusqu’au lieu de livraison et les coûts indirects;
e)  une présentation des scénarios de production et des prévisions de revenus;
f)  une évaluation de la récupération dans le gisement;
g)  les facteurs de contingence affectant la récupération éventuelle des hydrocarbures découverts non récupérables;
h)  un scénario des redevances à verser;
i)  une analyse de sensibilité économique;
j)  dans le cas de réserves d’hydrocarbures, la valeur actualisée nette des produits d’activités ordinaires nets futurs, conformément aux parties 1 à 3 de l’Annexe 51‑101A1 du Règlement 51-101 sur l’information concernant les activités pétrolières et gazières, compte tenu des adaptations nécessaires, déterminée par un évaluateur de réserves qualifié indépendant;
8°  un plan de retombées locales et régionales présentant notamment les prévisions de dépenses effectuées dans le milieu, les retombées fiscales 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.
1253-2018D. 1253-2018, a. 62.
En vig.: 2018-09-20
62. Celui qui désire obtenir une licence de production soumet à la Régie de l’énergie, pour qu’elle se prononce sur son projet de production, les documents et renseignements suivants:
1°  une présentation générale du projet comprenant notamment:
a)  l’historique des activités réalisées;
b)  la date d’inscription de l’avis de découverte exploitable au registre public des droits réels et immobiliers relatifs aux hydrocarbures;
c)  les partenaires, leurs intérêts respectifs ainsi que leurs capacités techniques et financières à réaliser le projet;
d)  une carte illustrant la projection verticale du gisement en surface ainsi que les équipements et les installations nécessaires à la réalisation du projet;
e)  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;
f)  le calendrier des travaux envisagés;
g)  une description générale de l’évolution des installations dans le temps;
h)  la liste des documents techniques et des données utilisés dans la préparation du projet;
i)  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;
j)  la liste des permis, des licences et des autorisations nécessaires à la réalisation du projet;
k)  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 gisement et des roches encaissantes ainsi que leurs propriétés physiques;
e)  une modélisation géologique du gisement;
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)  la démonstration que l’espacement des puits permet une délinéation adéquate du gisement;
3°  une évaluation des ressources contingentes et, le cas échéant, des réserves d’hydrocarbures établie conformément au «Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGEH)» par un évaluateur de réserves qualifié indépendant;
4°  un plan de production d’hydrocarbures comprenant notamment:
a)  la chronologie détaillée des activités prévues au cours du développement du gisement;
b)  l’emplacement des puits afin de viser la production du gisement dans son ensemble;
c)  la liste des facteurs pouvant affecter le projet notamment les contraintes physiques et les aspects géotechniques;
d)  une description des installations de production et de transport;
e)  la présentation de l’approche de gestion technique concernant les contractants, les fournisseurs et la sous-traitance;
f)  la méthode de tarissement du gisement incluant, le cas échéant, un plan de récupération assistée;
g)  la stratégie de gestion du gisement et de mise en marché des hydrocarbures;
h)  un modèle de simulation de production;
i)  la stratégie de fermeture de puits, de démantèlement des équipements et des installations et 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 établissant 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 gisement;
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 de la phase de production;
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’extraction, 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 les coûts d’exploitation, d’extraction, de purification, de fractionnement, de liquéfaction, de compression, de mesurage et de transport jusqu’au lieu de livraison et les coûts indirects;
e)  une présentation des scénarios de production et des prévisions de revenus;
f)  une évaluation de la récupération dans le gisement;
g)  les facteurs de contingence affectant la récupération éventuelle des hydrocarbures découverts non récupérables;
h)  un scénario des redevances à verser;
i)  une analyse de sensibilité économique;
j)  dans le cas de réserves d’hydrocarbures, la valeur actualisée nette des produits d’activités ordinaires nets futurs, conformément aux parties 1 à 3 de l’Annexe 51‑101A1 du Règlement 51-101 sur l’information concernant les activités pétrolières et gazières, compte tenu des adaptations nécessaires, déterminée par un évaluateur de réserves qualifié indépendant;
8°  un plan de retombées locales et régionales présentant notamment les prévisions de dépenses effectuées dans le milieu, les retombées fiscales 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.
1253-2018D. 1253-2018, a. 62.