Canada Gazette du Part I

Canada Gazette du Part I
Vol. 140, no 15
Vol. 140, No. 15
Canada
Gazette
Gazette
du Canada
Part I
Partie I
OTTAWA, SATURDAY, APRIL 15, 2006
OTTAWA, LE SAMEDI 15 AVRIL 2006
NOTICE TO READERS
The Canada Gazette is published under authority of the
Statutory Instruments Act. It consists of three parts as described
below:
Part I
Material required by federal statute or regulation to
be published in the Canada Gazette other than items
identified for Parts II and III below — Published
every Saturday
Part II
Statutory Instruments (Regulations) and other classes
of statutory instruments and documents — Published
January 11, 2006, and at least every second
Wednesday thereafter
Part III
Public Acts of Parliament and their enactment
proclamations — Published as soon as is reasonably
practicable after Royal Assent
The Canada Gazette is available in most public libraries for
consultation.
To subscribe to, or obtain copies of, the Canada Gazette,
contact bookstores selling Government publications as listed
in the telephone directory or write to Government of Canada
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Ottawa, Canada K1A 0S5.
The Canada Gazette is also available free of charge on the
Internet at http://canadagazette.gc.ca. It is accessible in Portable
Document Format (PDF) and in HyperText Mark-up Language
(HTML) as the alternate format. The on-line PDF format of Parts I,
II and III is official since April 1, 2003, and is published simultaneously with the printed copy.
Canada Gazette
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US$3.50
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AVIS AU LECTEUR
La Gazette du Canada est publiée conformément aux
dispositions de la Loi sur les textes réglementaires. Elle est
composée des trois parties suivantes :
Partie I
Textes devant être publiés dans la Gazette du
Canada conformément aux exigences d’une loi
fédérale ou d’un règlement fédéral et qui ne satisfont
pas aux critères des Parties II et III — Publiée le
samedi
Partie II
Textes réglementaires (Règlements) et autres catégories
de textes réglementaires et de documents — Publiée le
11 janvier 2006 et au moins tous les deux mercredis par
la suite
Partie III
Lois d’intérêt public du Parlement et les proclamations
énonçant leur entrée en vigueur — Publiée aussitôt que
possible après la sanction royale
On peut consulter la Gazette du Canada dans la plupart des
bibliothèques publiques.
On peut s’abonner à la Gazette du Canada ou en obtenir des
exemplaires en s’adressant aux agents libraires associés énumérés
dans l’annuaire téléphonique ou en s’adressant à : Publications
du gouvernement du Canada, Travaux publics et Services
gouvernementaux Canada, Ottawa, Canada K1A 0S5.
La Gazette du Canada est aussi offerte gratuitement sur Internet au
http://gazetteducanada.gc.ca. La publication y est accessible en
format de document portable (PDF) et en langage hypertexte
(HTML) comme média substitut. Le format PDF en direct des
Parties I, II et III est officiel depuis le 1er avril 2003 et est publié
en même temps que la copie imprimée.
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DEMANDES D’INSERTION
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(613) 996-2495 (telephone), (613) 991-3540 (fax).
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Direction de la Gazette du Canada, Travaux publics et Services
gouvernementaux Canada, 350, rue Albert, 5e étage, Ottawa
(Ontario) K1A 0S5, (613) 996-2495 (téléphone), (613) 991-3540
(télécopieur).
Bilingual texts received as late as six working days before the
desired Saturday’s date of publication will, if time and other
resources permit, be scheduled for publication that date.
Un texte bilingue reçu au plus tard six jours ouvrables avant la
date de parution demandée paraîtra, le temps et autres ressources
le permettant, le samedi visé.
Each client will receive a free copy of the Canada Gazette for
every week during which a notice is published.
Pour chaque semaine de parution d’un avis, le client recevra un
exemplaire gratuit de la Gazette du Canada.
© Her Majesty the Queen in Right of Canada, 2006
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2006
ISSN 1494-6076
© Sa Majesté la Reine du Chef du Canada, 2006
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2006
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
TABLE OF CONTENTS
TABLE DES MATIÈRES
Vol. 140, No. 15 — April 15, 2006
Vol. 140, no 15 — Le 15 avril 2006
793
Government notices .........................................................
Appointments ...............................................................
794
802
Avis du Gouvernement ....................................................
Nominations .................................................................
794
802
Parliament
House of Commons .....................................................
808
Parlement
Chambre des communes ..............................................
808
Commissions ...................................................................
(agencies, boards and commissions)
809
Commissions ...................................................................
(organismes, conseils et commissions)
809
Miscellaneous notices ......................................................
(banks; mortgage, loan, investment, insurance and
railway companies; other private sector agents)
817
Avis divers .......................................................................
(banques; sociétés de prêts, de fiducie et
d’investissements; compagnies d’assurances et de
chemins de fer; autres agents du secteur privé)
817
Proposed regulations .......................................................
(including amendments to existing regulations)
825
Règlements projetés .........................................................
(y compris les modifications aux règlements existants)
825
Index ...............................................................................
839
Index ...............................................................................
840
Supplements
Copyright Board
Suppléments
Commission du droit d’auteur
794
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
GOVERNMENT NOTICES
AVIS DU GOUVERNEMENT
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Notice is hereby given that, pursuant to the provisions of
Part 7, Division 3, of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999, Permit No. 4543-2-04295 is approved.
Avis est par les présentes donné que le permis no 4543-2-04295
est approuvé conformément aux dispositions de la partie 7, section 3, de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement
(1999).
1. Titulaire : Ministère des Travaux publics et des Services gouvernementaux, Région du Québec.
2. Type de permis : Permis de charger ou d’immerger des matières draguées.
3. Durée du permis : Le permis est valide du 16 juin au 31 juillet 2006 et du 1er octobre au 30 novembre 2006.
4. Lieu(x) de chargement : Havre de Gascons (ruisseau Chapados), 48°11,36′ N., 64°51,65′ O. (NAD83).
5. Lieu(x) d’immersion :
a) Lieu d’immersion G-5, 48°10,80′ N., 64°50,00′ O. (NAD83);
b) Havre de Gascons, 48°11,36′ N., 64°51,65′ O. (NAD83).
6. Parcours à suivre :
a) Voie navigable la plus directe entre le lieu de chargement et
le lieu d’immersion. Le lieu d’immersion est situé à environ
2,3 km au sud-est du havre de Gascons (ruisseau Chapados);
b) Sans objet.
7. Matériel : Drague à benne preneuse ou pelle hydraulique, chalands remorqués, poutre d’acier ou lame racleuse.
8. Mode d’immersion :
a) Dragage à l’aide d’une drague à benne preneuse ou d’une
pelle hydraulique et immersion à l’aide de chalands remorqués;
b) Nivelage du fond marin au moyen d’une poutre d’acier ou
d’une lame racleuse.
9. Quantité proportionnelle à immerger : Selon les opérations
normales.
10. Quantité totale à immerger : Maximum de 3 000 m3 mesurés
dans le chaland.
11. Matières à immerger : Matières draguées composées de gravier, de sable, de limon, d’argile ou de colloïdes.
12. Exigences et restrictions :
12.1. Le titulaire doit aviser, par écrit, le Directeur régional,
Division des activités de protection de l’environnement, Ministère de l’Environnement, Région du Québec, 105, rue McGill,
4e étage, Montréal (Québec) H2Y 2E7, (514) 496-6982 (télécopieur), immersion.dpe@ec.gc.ca (courriel), au moins 48 heures
avant le début de la première opération d’immersion effectuée en
vertu du présent permis.
12.2. Le titulaire doit présenter un rapport écrit au directeur régional, dont les coordonnées figurent au paragraphe 12.1, dans les
30 jours suivant la date d’expiration du permis. Ce rapport doit
inclure le Registre des opérations d’immersion en mer dont il est
fait mention au paragraphe 12.5, et contenir les renseignements
suivants : la quantité et le type de matières immergées en conformité avec le permis, les dates de chargement et d’immersion,
ainsi que le matériel utilisé pour les opérations d’immersion.
12.3. Le titulaire doit permettre à tout agent de l’autorité désigné en vertu du paragraphe 217(1) de la Loi canadienne sur la
protection de l’environnement (1999) de procéder à la visite de
tout lieu, navire, aéronef ou autre ouvrage directement reliés au
1. Permittee: Department of Public Works and Government
Services, Quebec Region.
2. Type of Permit: Permit to load or dispose of dredged material.
3. Term of Permit: Permit is valid from June 16 to July 31, 2006,
and from October 1 to November 30, 2006.
4. Loading Site(s): Gascons Harbour (Chapados Brook),
48°11.36′ N, 64°51.65′ W (NAD83).
5. Disposal Site(s):
(a) Disposal Site G-5, 48°10.80′ N, 64°50.00′ W (NAD83); and
(b) Gascons Harbour, 48°11.36′ N, 64°51.65′ W (NAD83).
6. Route to Disposal Site(s):
(a) Most direct navigational route from the loading site to the
disposal site. The disposal site is located approximately 2.3 km
southeast of Gascons Harbour (Chapados Brook); and
(b) Not applicable.
7. Equipment: Clamshell dredge or hydraulic shovel, towed
scow, steel beam or scraper blade.
8. Method of Disposal:
(a) Dredging will be carried out using a clamshell dredge or a
hydraulic shovel and disposal will be carried out using a towed
scow; and
(b) Levelling of the seabed by a steel beam or a scraper blade.
9. Rate of Disposal: As required by normal operations.
10. Total Quantity to Be Disposed of: Not to exceed 3 000 m3
scow measure.
11. Material to Be Disposed of: Dredged material consisting of
gravel, sand, silt, clay or colloids.
12. Requirements and Restrictions:
12.1. It is required that the Permittee report in writing to
the Regional Director, Environmental Protection Operations
Directorate, Department of the Environment, Quebec Region,
105 McGill Street, 4th Floor, Montréal, Quebec H2Y 2E7,
(514) 496-6982 (fax), immersion.dpe@ec.gc.ca (email), at least
48 hours prior to the first disposal operation pursuant to this
permit.
12.2. The Permittee shall submit a written report to the Regional Director, identified in paragraph 12.1, within 30 days of
the expiry of the permit. This report shall include the Register of
Disposal at Sea Operations mentioned in paragraph 12.5, and
contain the following information: the quantity and type of material disposed of pursuant to the permit, the dates on which the
loading and disposal activities occurred, and the equipment used
for disposal operations.
12.3. It is required that the Permittee admit any enforcement
officer designated pursuant to subsection 217(1) of the Canadian
Environmental Protection Act, 1999 to any place, ship, aircraft or
other structure directly related to the loading or disposal at sea
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
795
referred to under this permit, at any reasonable time throughout
the duration of this permit.
12.4. A copy of this permit must, at all times, be kept aboard
any vessel involved with the disposal operations.
12.5. The Permittee must complete the Register of Disposal at
Sea Operations as provided by the Department of the Environment. This register must, at all times, be kept aboard any vessel
involved with the disposal operations and be accessible to enforcement officers designated under the Canadian Environmental
Protection Act, 1999.
12.6. The Permittee must signal the Canadian Coast Guard station at Rivière-au-Renard immediately before leaving the port for
disposal operations at the disposal site. The Permittee must record
these communications in the register mentioned in the previous
paragraph.
12.7. The Permittee shall mark out the disposal site with buoys
for the entire duration of disposal operations.
12.8. The loading or disposal at sea referred to under this permit shall not be carried out without written authorization from the
Permittee.
12.9. The fee prescribed by the Ocean Dumping Permit Fee
Regulations (Site Monitoring) shall be paid by the Permittee in
accordance with those Regulations.
THAO PHAM
Environmental Stewardship
Quebec Region
chargement ou à l’immersion en mer visés aux termes du permis,
et ce, à toute heure convenable pendant la durée du permis.
12.4. Une copie du présent permis doit être gardée en tout
temps à bord du navire chargé des opérations d’immersion.
12.5. Le titulaire doit compléter le Registre des opérations
d’immersion en mer fourni par le ministère de l’Environnement.
Ce registre doit être gardé en tout temps sur le navire chargé de
l’immersion et être accessible aux agents de l’autorité désignés en
vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement
(1999).
12.6. Le titulaire doit communiquer avec la station de la Garde
côtière canadienne de Rivière-au-Renard immédiatement avant de
quitter le port pour effectuer un déversement au lieu d’immersion.
Le titulaire devra consigner cette communication au registre dont
il est fait mention au paragraphe précédent.
12.7. Le titulaire du permis doit baliser de façon permanente le
lieu d’immersion pendant toute la durée des travaux.
12.8. Personne ne doit effectuer le chargement ou l’immersion
en mer désignés aux termes du présent permis sans l’autorisation
écrite du titulaire.
12.9. Le titulaire doit payer le droit prescrit en vertu du Règlement sur les prix à payer pour les permis d’immersion en mer
(surveillance des sites).
L’intendance environnementale
Région du Québec
THAO PHAM
[15-1-o]
[15-1-o]
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Notice is hereby given that, pursuant to the provisions of
Part 7, Division 3, of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999, Permit No. 4543-2-06385 is approved.
Avis est par les présentes donné que le permis no 4543-2-06385
est approuvé conformément aux dispositions de la partie 7, section 3, de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement
(1999).
1. Titulaire : St. Anthony Seafoods Limited Partnership,
St. Anthony (Terre-Neuve-et-Labrador).
2. Type de permis : Permis de charger et d’immerger des déchets
de poisson et d’autres matières organiques résultant d’opérations
de traitement industriel du poisson.
3. Durée du permis : Le permis est valide du 20 mai 2006 au
19 mai 2007.
4. Lieu(x) de chargement : 51°21,71′ N., 55°34,41′ O.,
St. Anthony (Terre-Neuve-et-Labrador).
5. Lieu(x) d’immersion : 51°21,49′ N., 55°32,28′ O., à une profondeur approximative de 80 m.
6. Parcours à suivre : Voie navigable la plus directe entre le lieu
de chargement et le lieu d’immersion.
7. Matériel : Navire, péniche ou autre pièce d’équipement flottant respectant toutes les normes de sécurité et de navigation applicables et pouvant contenir la totalité des matières à immerger
durant le chargement et le transport jusqu’au lieu d’immersion
approuvé.
8. Mode d’immersion : Les matières à immerger seront déchargées du navire ou de la pièce d’équipement en mouvement à une
distance maximale de 300 m du lieu d’immersion approuvé.
L’immersion se fera d’une manière qui permettra la plus grande
1. Permittee: St. Anthony Seafoods Limited Partnership,
St. Anthony, Newfoundland and Labrador.
2. Type of Permit: To load and dispose of fish waste and
other organic matter resulting from industrial fish-processing
operations.
3. Term of Permit: Permit is valid from May 20, 2006, to
May 19, 2007.
4. Loading Site(s): 51°21.71′ N, 55°34.41′ W, St. Anthony,
Newfoundland and Labrador.
5. Disposal Site(s): 51°21.49′ N, 55°32.28′ W, at an approximate
depth of 80 m.
6. Route to Disposal Site(s): Most direct navigational route from
the loading site to the disposal site.
7. Equipment: Vessels, barges or other floating equipment complying with all applicable rules regarding safety and navigation
and capable of containing all waste cargo during loading and
transit to the approved disposal site.
8. Method of Disposal: The material to be disposed of shall be
discharged from the equipment or vessel while steaming within
300 m of the approved disposal site. Disposal will take place in a
manner which will promote the greatest degree of dispersion. All
796
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
vessels will operate at maximum safe speed while discharging
offal.
9. Rate of Disposal: As required by normal operations.
12.2. A written report shall be submitted to Mr. Rick Wadman,
identified in paragraph 12.1, within 30 days of either the completion of the work or the expiry of the permit, whichever comes
first. This report shall contain the following information: the
quantity and type of material disposed of pursuant to the permit
and the dates on which the loading and disposal activities
occurred.
12.3. It is required that the Permittee admit any enforcement
officer designated pursuant to subsection 217(1) of the Canadian
Environmental Protection Act, 1999 to any place, ship or structure directly related to the loading or disposal at sea referred to
under this permit, at any reasonable time throughout the duration
of this permit.
12.4. The loading and transit of material to be disposed of at
the disposal site must be conducted in such a manner that no material enters the marine environment. Material spilled at any place
other than the permitted disposal site must be retrieved. All waste
must be contained on shore while the barge is away from the
loading site.
12.5. The material to be disposed of must be covered by netting
or other material to prevent access by gulls, except during direct
loading or disposal of the material.
12.6. This permit must be displayed in an area of the plant accessible to the public.
12.7. Vessels operating under the authority of this permit must
carry and display a radar-reflecting device at all times mounted
on the highest practical location.
12.8. The loading or disposal at sea conducted under this permit shall not be carried out without written authorization from the
Permittee.
12.9. Material loaded for the purpose of disposal at sea may not
be held aboard any vessel for more than 96 hours without the
written consent of an enforcement officer designated pursuant to
subsection 217(1) of the Canadian Environmental Protection Act,
1999.
MARIA DOBER
Environmental Stewardship
Atlantic Region
dispersion possible des matières. Le navire se déplacera à la vitesse maximale jugée sans danger lors du déchargement.
9. Quantité proportionnelle à immerger : Selon les opérations
normales.
10. Quantité totale à immerger : Maximum de 6 000 tonnes
métriques.
11. Déchets et autres matières à immerger : Déchets de poisson et
autres matières organiques résultant d’opérations de traitement
industriel du poisson.
12. Exigences et restrictions :
12.1. Le titulaire doit communiquer, par écrit, avec Monsieur
Rick Wadman, Direction des activités de protection de l’environnement, Environnement Canada, 6, rue Bruce, Mount Pearl
(Terre-Neuve-et-Labrador) A1N 4T3, (709) 772-5097 (télécopieur), rick.wadman@ec.gc.ca (courriel), au moins 48 heures
avant le début de la première opération d’immersion effectuée en
vertu du permis.
12.2. Le titulaire doit présenter un rapport écrit à M. Rick
Wadman, dont les coordonnées figurent au paragraphe 12.1, dans
les 30 jours suivant la date de la fin des opérations ou la date
d’expiration du permis, selon la première échéance. Ce rapport
doit contenir les renseignements suivants : la quantité et le type de
matières immergées en conformité avec le permis et les dates de
chargement et d’immersion.
12.3. Le titulaire doit permettre à tout agent de l’autorité désigné en vertu du paragraphe 217(1) de la Loi canadienne sur la
protection de l’environnement (1999) de procéder à la visite de
tout lieu, navire ou autre ouvrage directement reliés au chargement ou à l’immersion en mer visés aux termes du permis, et ce, à
toute heure convenable pendant la durée du permis.
12.4. Le chargement et le transport des matières à immerger au
lieu d’immersion doivent être effectués de façon qu’aucune matière ne pénètre dans le milieu marin. Les matières déversées à
tout autre endroit que le lieu d’immersion autorisé doivent être
récupérées. Toute matière doit être gardée sur le rivage lorsque la
péniche n’est pas sur le lieu de chargement.
12.5. Les matières à immerger doivent être couvertes au moyen
d’un filet ou autrement afin d’empêcher les goélands d’y accéder,
sauf durant le chargement ou l’immersion.
12.6. Ce permis doit être affiché à un endroit de l’usine auquel
le public a accès.
12.7. L’équipement visé par le présent permis doit porter en
tout temps un dispositif réfléchissant les ondes radars au point
pratique le plus élevé de sa structure.
12.8. Personne ne doit effectuer le chargement ou l’immersion
en mer désignés aux termes du présent permis sans l’autorisation
écrite du titulaire.
12.9. Les matières chargées pour l’immersion en mer ne seront
pas gardées plus de 96 heures à bord du navire sans l’autorisation écrite d’un agent de l’autorité désigné en vertu du paragraphe 217(1) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).
L’intendance environnementale
Région de l’Atlantique
MARIA DOBER
[15-1-o]
[15-1-o]
10. Total Quantity to Be Disposed of: Not to exceed 6 000 tonnes.
11. Waste and Other Matter to Be Disposed of: Fish waste and
other organic matter resulting from industrial fish-processing
operations.
12. Requirements and Restrictions:
12.1. It is required that the Permittee report, in writing, to
Mr. Rick Wadman, Environmental Protection Operations Directorate, Environment Canada, 6 Bruce Street, Mount Pearl, Newfoundland and Labrador A1N 4T3, (709) 772-5097 (fax), rick.
wadman@ec.gc.ca (email), at least 48 hours prior to the start of
the first disposal operation to be conducted under this permit.
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
797
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Notice is hereby given that, pursuant to the provisions of
Part 7, Division 3, of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999, Permit No. 4543-2-06388 is approved.
Avis est par les présentes donné que le permis no 4543-2-06388
est approuvé conformément aux dispositions de la partie 7, section 3, de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement
(1999).
1. Titulaire : Dorset Fisheries Ltd., Long Cove (Terre-Neuve-etLabrador).
2. Type de permis : Permis de charger et d’immerger des déchets
de poisson et d’autres matières organiques résultant d’opérations
de traitement industriel du poisson.
3. Durée du permis : Le permis est valide du 19 mai 2006 au
18 mai 2007.
4. Lieu(x) de chargement : 47°34,50′ N., 53°40,00′ O., Long
Cove (Terre-Neuve-et-Labrador).
5. Lieu(x) d’immersion : 47°36,00′ N., 53°39,00′ O., à une profondeur approximative de 100 m.
6. Parcours à suivre : Voie navigable la plus directe entre le lieu
de chargement et le lieu d’immersion.
7. Matériel : Navire, péniche ou autre pièce d’équipement flottant respectant toutes les normes de sécurité et de navigation applicables et pouvant contenir la totalité des matières à immerger
durant le chargement et le transport jusqu’au lieu d’immersion
approuvé.
8. Mode d’immersion : Les matières à immerger seront déchargées du navire ou de la pièce d’équipement en mouvement à une
distance maximale de 300 m du lieu d’immersion approuvé.
L’immersion se fera d’une manière qui permettra la plus grande
dispersion possible des matières. Le navire se déplacera à la vitesse maximale jugée sans danger lors du déchargement.
9. Quantité proportionnelle à immerger : Selon les opérations
normales.
10. Quantité totale à immerger : Maximum de 1 500 tonnes
métriques.
11. Déchets et autres matières à immerger : Déchets de poisson et
autres matières organiques résultant d’opérations de traitement
industriel du poisson.
12. Exigences et restrictions :
12.1. Le titulaire doit communiquer, par écrit, avec Monsieur
Rick Wadman, Direction des activités de protection de l’environnement, Environnement Canada, 6, rue Bruce, Mount Pearl
(Terre-Neuve-et-Labrador) A1N 4T3, (709) 772-5097 (télécopieur), rick.wadman@ec.gc.ca (courriel), au moins 48 heures
avant le début de la première opération d’immersion effectuée en
vertu du permis.
12.2. Le titulaire doit présenter un rapport écrit à M. Rick
Wadman, dont les coordonnées figurent au paragraphe 12.1, dans
les 30 jours suivant la date de la fin des opérations ou la date
d’expiration du permis, selon la première échéance. Ce rapport
doit contenir les renseignements suivants : la quantité et le type de
matières immergées en conformité avec le permis et les dates de
chargement et d’immersion.
12.3. Le titulaire doit permettre à tout agent de l’autorité désigné en vertu du paragraphe 217(1) de la Loi canadienne sur la
protection de l’environnement (1999) de procéder à la visite de
tout lieu, navire ou autre ouvrage directement reliés au chargement ou à l’immersion en mer visés aux termes du permis, et ce, à
toute heure convenable pendant la durée du permis.
1. Permittee: Dorset Fisheries Ltd., Long Cove, Newfoundland
and Labrador.
2. Type of Permit: To load and dispose of fish waste and
other organic matter resulting from industrial fish-processing
operations.
3. Term of Permit: Permit is valid from May 19, 2006, to
May 18, 2007.
4. Loading Site(s): 47°34.50′ N, 53°40.00′ W, Long Cove,
Newfoundland and Labrador.
5. Disposal Site(s): 47°36.00′ N, 53°39.00′ W, at an approximate
depth of 100 m.
6. Route to Disposal Site(s): Most direct navigational route from
the loading site to the disposal site.
7. Equipment: Vessels, barges or other floating equipment complying with all applicable rules regarding safety and navigation
and capable of containing all waste cargo during loading and
transit to the approved disposal site.
8. Method of Disposal: The material to be disposed of shall be
discharged from the equipment or vessel while steaming within
300 m of the approved disposal site. Disposal will take place in a
manner which will promote the greatest degree of dispersion. All
vessels will operate at maximum safe speed while discharging
offal.
9. Rate of Disposal: As required by normal operations.
10. Total Quantity to Be Disposed of: Not to exceed 1 500 tonnes.
11. Waste and Other Matter to Be Disposed of: Fish waste and
other organic matter resulting from industrial fish-processing
operations.
12. Requirements and Restrictions:
12.1. It is required that the Permittee report, in writing, to
Mr. Rick Wadman, Environmental Protection Operations Directorate, Environment Canada, 6 Bruce Street, Mount Pearl, Newfoundland and Labrador A1N 4T3, (709) 772-5097 (fax), rick.
wadman@ec.gc.ca (email), at least 48 hours prior to the start of
the first disposal operation to be conducted under this permit.
12.2. A written report shall be submitted to Mr. Rick Wadman,
identified in paragraph 12.1, within 30 days of either the completion of the work or the expiry of the permit, whichever comes
first. This report shall contain the following information: the
quantity and type of material disposed of pursuant to the permit
and the dates on which the loading and disposal activities
occurred.
12.3. It is required that the Permittee admit any enforcement
officer designated pursuant to subsection 217(1) of the Canadian
Environmental Protection Act, 1999 to any place, ship, or anthropogenic structure directly related to the loading or disposal at sea
referred to under this permit, at any reasonable time throughout
the duration of this permit.
798
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
12.4. The loading and transit of material to be disposed of at
the disposal site must be conducted in such a manner that no material enters the marine environment. Material spilled at any place
other than the permitted disposal site must be retrieved. All waste
must be contained on shore while the barge is away from the
loading site.
12.5. The material to be disposed of must be covered by netting
or other material to prevent access by gulls, except during direct
loading or disposal of the material.
12.6. This permit must be displayed in an area of the plant accessible to the public.
12.7. Vessels operating under the authority of this permit must
carry and display a radar-reflecting device at all times mounted
on the highest practical location.
12.8. The loading or disposal at sea conducted under this permit shall not be carried out without written authorization from the
Permittee.
12.9. Material loaded for the purpose of disposal at sea may not
be held aboard any vessel for more than 96 hours without the
written consent of an enforcement officer designated pursuant to
subsection 217(1) of the Canadian Environmental Protection Act,
1999.
MARIA DOBER
Environmental Stewardship
Atlantic Region
12.4. Le chargement et le transport des matières à immerger au
lieu d’immersion doivent être effectués de façon qu’aucune matière ne pénètre dans le milieu marin. Les matières déversées à
tout autre endroit que le lieu d’immersion autorisé doivent être
récupérées. Toute matière doit être gardée sur le rivage lorsque la
péniche n’est pas sur le lieu de chargement.
12.5. Les matières à immerger doivent être couvertes au moyen
d’un filet ou autrement afin d’empêcher les goélands d’y accéder,
sauf durant le chargement ou l’immersion.
12.6. Ce permis doit être affiché à un endroit de l’usine auquel
le public a accès.
12.7. L’équipement visé par le présent permis doit porter en
tout temps un dispositif réfléchissant les ondes radars au point
pratique le plus élevé de sa structure.
12.8. Personne ne doit effectuer le chargement ou l’immersion
en mer désignés aux termes du présent permis sans l’autorisation
écrite du titulaire.
12.9. Les matières chargées pour l’immersion en mer ne seront
pas gardées plus de 96 heures à bord du navire sans l’autorisation écrite d’un agent de l’autorité désigné en vertu du paragraphe 217(1) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).
L’intendance environnementale
Région de l’Atlantique
MARIA DOBER
[15-1-o]
[15-1-o]
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Notice, under subsection 84(5) of the Canadian Environmental
Protection Act, 1999, of the Ministerial Conditions
Avis, en vertu du paragraphe 84(5) de la Loi canadienne sur la
protection de l’environnement (1999), des conditions
ministérielles
Whereas the Ministers of Health and of the Environment have
assessed information pertaining to the substance Mixed α-hydroω-hydroxypoly(oxyalkylenediyl), mono aryl ethers and α-hydroxyω-alkyl, phosphates;
And whereas the Ministers suspect that the substance is toxic;
The Minister of the Environment hereby imposes, under paragraph 84(1)(a) of the Canadian Environmental Protection Act,
1999, conditions under Ministerial Condition No. 14074, in accordance with the following text.
RONA AMBROSE
Minister of the Environment
Attendu que le ministre de la Santé et la ministre de l’Environnement ont évalué les renseignements portant sur la substance
α-Hydro-ω-hydroxypoly(oxyalkylènediyl), éthers mono aryliques
mélangés et α-hydroxy-ω-alkyl, phosphates, dont ils disposent;
Attendu que les ministres soupçonnent que la substance est
toxique;
Par les présentes, la ministre de l’Environnement impose, en
vertu de l’alinéa 84(1)a) de la Loi canadienne sur la protection
de l’environnement (1999), la Condition ministérielle no 14074,
ci-après.
La ministre de l’Environnement
RONA AMBROSE
CONDITIONS
(Section 84 of the Canadian Environmental
Protection Act, 1999)
CONDITIONS
(Article 84 de la Loi canadienne sur la
protection de l’environnement (1999))
The Notifier may import the substance in any amounts after the
assessment period expires only in circumstances where the Notifier complies with the following terms:
Le déclarant ne peut importer la substance dans des quantités
illimitées après la fin de la période d’évaluation que s’il respecte
les conditions suivantes :
Use Restriction
Restriction concernant l’utilisation
1. The Notifier shall import the substance only for use as a
component of a petroleum gelling agent formulation, intended
1. Le déclarant ne peut importer la substance que pour utilisation comme une composante d’une préparation d’agent gélifiante
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
799
only for use in fracturing and testing of oil and gas wells and associated pipelines.
pour pétrole, destinée uniquement à la fracturation et la mise
à l’essai des puits de pétrole et de gaz ainsi que des pipelines
afférents.
No Release Into the Environment
Interdiction des rejets dans l’environnement
2. (1) Any wastes containing the substance, including wastes
resulting from rinsing vessels that held the substance, process
effluents and any residual amounts of the substance, must be disposed of as hazardous wastes as permitted under the laws of the
jurisdiction where the disposal facility is located.
2. (2) Where any release of the substance to the environment
occurs in contravention of the condition set out in subitem 2(1),
the Notifier shall immediately take all measures necessary to prevent any further release and to limit the dispersion of any release.
Furthermore, the Notifier shall notify the Minister of the Environment immediately by contacting an enforcement officer designated under the Canadian Environmental Protection Act, 1999
of the closest Environment Canada office to where the release
occurred.
2. (1) Tous les déchets contenant cette substance, notamment
les écoulements résiduaires créés par le rinçage des contenants
utilisés, les effluents des procédés et toute quantité résiduelle de
celle-ci, doivent être éliminés comme des déchets dangereux,
conformément aux lois de la province ou du territoire où est située l’installation d’élimination.
2. (2) Si un rejet quelconque de cette substance dans l’environnement contrevient à la condition établie au paragraphe 2(1),
le déclarant doit prendre immédiatement toutes les mesures nécessaires afin de prévenir tout autre rejet et de limiter la dispersion de tout produit rejeté. En outre, le déclarant doit aviser la
ministre de l’Environnement immédiatement en communiquant
avec un agent de l’autorité désigné en application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) au bureau
d’Environnement Canada le plus proche du lieu du rejet.
Record-Keeping Requirements
Exigences en matière de tenue des registres
3. (1) The Notifier shall maintain electronic or paper records,
with any documentation supporting the validity of the information
contained in these records, indicating
(a) the use of the substance;
(b) the quantity of the substance that the Notifier imports, sells,
purchases or uses;
(c) the name and address of each person obtaining the substance; and
(d) the name and address of the company, in Canada, disposing
of the substance.
3. (2) The Notifier shall maintain electronic or paper records
made in subitem 3(1) at the Notifier’s principal place of business
in Canada for a period of at least five years after they are made.
3. (1) Le déclarant doit tenir des registres papier ou électroniques, accompagnés de toute documentation validant l’information
qu’ils contiennent et indiquant :
a) l’utilisation de la substance;
b) la quantité de la substance que le déclarant importe, vend,
achète ou utilise;
c) le nom et l’adresse de chaque personne qui obtient la substance du déclarant;
d) le nom et l’adresse de la société qui élimine la substance au
Canada.
3. (2) Le déclarant doit conserver les registres tenus, conformément au paragraphe 3(1), au bureau principal canadien de son entreprise pour une période d’au moins cinq ans après leur création.
Information Requirements
Exigences en matière de communication de l’information
4. Should the Notifier intend to manufacture the substance, the
Notifier shall inform the Minister of the Environment, in writing,
at least 30 days prior to the beginning of manufacturing.
4. Si le déclarant prévoit fabriquer la substance, il doit en informer par écrit la ministre de l’Environnement au moins 30 jours
avant le début de la production.
Other Requirements
Autres exigences
5. The Notifier shall inform all customers, in writing, of the
terms of the Condition, and the Notifier shall obtain, prior to any
transfer of the substance, written confirmation from customers on
their company letterhead, that they understand and will meet
these terms as if the present Ministerial Condition had been imposed on them. These records shall be maintained at the Notifier’s
principal place of business in Canada for a period of at least
five years after they are made.
5. Le déclarant doit informer par écrit tous les clients des conditions ci-dessus et exiger d’eux, avant le transfert de la substance, une confirmation écrite, sur papier à en-tête de leur société, indiquant qu’ils comprennent bien la présente Condition
ministérielle et qu’ils la respecteront comme si elle leur avait été
imposée. Ces registres doivent être conservés au bureau principal
canadien du déclarant pendant une période d’au moins cinq ans
après leur création.
[15-1-o]
[15-1-o]
DEPARTMENT OF HEALTH
MINISTÈRE DE LA SANTÉ
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Residential indoor air quality guideline for formaldehyde
Ligne directrice établie pour le formaldéhyde dans l’air intérieur
résidentiel
Pursuant to subsection 55(3) of the Canadian Environmental
Protection Act, 1999, the Minister of Health hereby gives notice
En vertu du paragraphe 55(3) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), le ministre de la Santé donne
800
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
of the issuance of a residential indoor air quality guideline for
formaldehyde. The specified exposure values are
avis, par la présente, d’une ligne directrice établie pour le formaldéhyde dans l’air intérieur résidentiel. Les valeurs guides établies
sont les suivantes :
Concentration
Concentration
Exposure period
µg/m3
1 hour
123
100
1 heure
123
100
8 hours
50
40
8 heures
50
40
ppb
Durée d’exposition
µg/m3
ppb
These values replace those set for formaldehyde in the Exposure Guidelines for Residential Air Quality published by the Minister of Health in 1987.
January 30, 2006
PAUL GLOVER
Director General
Safe Environments Programme
On behalf of the Minister of Health
Les valeurs ci-dessus remplacent celles établies pour le formaldéhyde dans les Directives d’exposition concernant la qualité de
l’air des résidences publiées en 1987 par le ministre de la Santé.
Le 30 janvier 2006
Le directeur général
Programme de la sécurité des milieux
PAUL GLOVER
Au nom du ministre de la Santé
ANNEX
ANNEXE
RESIDENTIAL INDOOR AIR QUALITY
GUIDELINE: FORMALDEHYDE
LIGNE DIRECTRICE SUR LA QUALITÉ DE L’AIR
INTÉRIEUR RÉSIDENTIEL : FORMALDÉHYDE
Physical and chemical properties
Propriétés physiques et chimiques
Low-molecular weight aldehydes, such as formaldehyde, are
reactive, highly flammable compounds. At room temperature,
formaldehyde is a reactive gas.
Les aldéhydes de faible poids moléculaire, comme le formaldéhyde, sont des composés réactifs hautement inflammables. À la
température ambiante, le formaldéhyde est un gaz réactif.
Molecular formula
HCHO
Formule moléculaire
HCHO
Molecular weight
30.03 g/mol
Poids moléculaire
30,03 g/mol
Melting point
-118 to -92°C
Point de fusion
-118 à -92 °C
Boiling point
-21 to -19°C
Point d’ébullition
-21 à -19 °C
Vapour pressure at 25°C
516 kPa
Pression de vapeur à 25 °C
516 kPa
Conversion: ppb -> µg/m3
× 1.23
Conversion : ppb -> µg/m3
× 1,23
Sources and concentrations in indoor environments
Sources et concentrations dans les milieux intérieurs
Extensive reviews of formaldehyde emissions sources have
been published by the World Health Organization (WHO 1989),
and Environment Canada and Health Canada (2001). Sources
that influence indoor levels of formaldehyde can be divided into
two broad categories: combustion and off-gassing. Combustion
sources include cigarettes and other tobacco products, and open
fireplaces. Off-gassing sources include wood products such as
particle board and other building materials made with adhesives
containing formaldehyde, as well as certain varnishes, paints,
carpeting, drapes and curtains.
Deux vastes études des sources d’émissions de formaldéhyde
ont été publiées par l’Organisation mondiale de la Santé (OMS
1989), et Environnement Canada et Santé Canada (2001). Les
sources qui influent sur les concentrations de formaldéhyde dans
l’air intérieur peuvent être divisées en deux grandes catégories : la
combustion et les émissions gazeuses. Les sources de combustion
englobent les cigarettes et les autres produits du tabac de même
que les cheminées à foyers ouverts. Les sources d’émissions gazeuses incluent les produits du bois comme les panneaux d’aggloméré et les autres matériaux de construction fabriqués avec des
adhésifs contenant du formaldéhyde, de même que certains vernis, peintures, moquettes, tentures et rideaux.
Les résultats des études menées pendant les années 1990 et
2000 indiquent systématiquement que les concentrations de formaldéhyde dans les maisons au Canada varient entre 2,5 et
88 µg/m3, avec une moyenne située entre 30 et 40 µg/m3 (Santé
Canada 2005).
Results from studies carried out in Canada since the early
1990s consistently indicate that formaldehyde concentrations in
Canadian homes range between 2.5 and 88 µg/m3 with an average
between 30 and 40 µg/m3 (Health Canada 2005).
Health effects
Effets sur la santé
Epidemiological studies on the effects of chronic formaldehyde
exposure consistently found respiratory and allergic effects at
levels below 123 µg/m3 (Health Canada 2005). In one study, formaldehyde levels in homes were associated with increased risk of
atopy, after ruling out confounding from other indoor air pollutants (Garrett et al. 1999). In another study, formaldehyde levels
Les études épidémiologiques sur les effets de l’exposition prolongée au formaldéhyde ont systématiquement démontré des
effets allergiques et sur l’appareil respiratoire à des concentrations inférieures à 123 µg/m3 (Santé Canada 2005). Dans une
étude, les concentrations de formaldéhyde dans les résidences
étaient associées à un risque accru d’atopie, une fois exclue la
Le 15 avril 2006
were significantly associated with hospitalization for asthma in
children aged six months to three years, again after ruling out
confounding from other indoor air pollutants. No effects were
found in children exposed to 10 to 29 µg/m3 and 30 to 49 µg/m3
formaldehyde, a non-significant increase of risk was observed
at 50 to 59 µg/m3 and a significantly increased risk was observed
at concentrations exceeding 60 µg/m3 (Rumchev et al. 2002). An
association between low-level exposure to formaldehyde and the
development of allergic sensitization and/or asthma is biologically plausible as it is consistent with observations in animals.
Several occupational epidemiologic studies showed an increased risk of nasopharyngeal and sinonasal cancer in workers
exposed to high concentrations of formaldehyde (IARC 1995;
Environment Canada, Health Canada 2001).
Based on human clinical studies and on animal experiments,
the primary effects of acute exposure to formaldehyde are the
irritation of the mucosa of the upper respiratory tract and the
eyes (Health Canada 2005). The no observable adverse effects
level (NOAEL) and lowest observable adverse effects level
(LOAEL) for eye irritation are 615 and 1 230 µg/m3, respectively
(Kulle 1993).
Inhalation studies of formaldehyde with animal models have
shown histopathological effects such as hyperplasia, squamous
metaplasia, inflammation, erosion, ulceration, and disarrangements in the nasal cavity at concentrations of 3.7 mg/m3 and
above (NOAEL 1.2 mg/m3). These histopathological effects appear to be a function of the formaldehyde concentration in inhaled
air rather than of the cumulative dose. In addition, two studies
showed that formaldehyde inhalation enhance allergic sensitization to allergens inhaled subsequently (Health Canada 2005).
Carcinogenicity studies consistently found an increased incidence of carcinomas of the nasal cavity at levels of 6.7 mg/m3 or
over; no such tumours were found at lower concentrations (up
3
to 2.4 mg/m ). Formaldehyde-induced carcinogenicity appears to
be a consequence of proliferative regeneration following cytotoxicity (Environment Canada, Health Canada 2001). The risk of
cancer associated with formaldehyde levels sufficiently low to
prevent irritation and inflammatory responses appears therefore to
be negligible.
Gazette du Canada Partie I
801
confusion liée à la présence d’autres polluants dans l’air intérieur
(Garrett et al. 1999). Dans une autre étude, les concentrations de
formaldéhyde ont été associées de façon significative à l’hospitalisation pour l’asthme chez des enfants âgés de six mois à trois
ans, encore une fois après exclusion de la confusion attribuable à
d’autres polluants de l’air intérieur. Aucun effet n’a été observé
chez les enfants exposés à 10 à 29 µg/m3 et à 30 à 49 µg/m3 de
formaldéhyde, tandis qu’une augmentation non significative du
risque a été observée à des concentrations situées entre 50 et
59 µg/m3 et un risque significativement accru a été observé à
des concentrations supérieures à 60 µg/m3 (Rumchev et al. 2002).
Une association entre une faible exposition au formaldéhyde et
l’apparition d’une sensibilisation allergique ou d’un asthme est
biologiquement plausible et concorde avec les observations faites
chez les animaux.
Plusieurs études épidémiologiques chez des travailleurs ont
démontré un risque accru de cancer du rhinopharynx, du nez et
des sinus chez les travailleurs exposés à de fortes concentrations
de formaldéhyde (CIRC 1995; Environnement Canada, Santé Canada 2001).
Selon les études cliniques réalisées sur des humains et les expériences sur des animaux, les principaux effets de l’exposition
aiguë au formaldéhyde sont l’irritation des muqueuses des voies
respiratoires supérieures et des yeux (Santé Canada 2005). La
concentration sans effets nocifs observés (CSENO) et la concentration minimale avec effets nocifs observés (CMENO) pour
l’irritation des yeux s’établissent à 615 et 1 230 µg/m3, respectivement (Kulle 1993).
Les études d’inhalation du formaldéhyde réalisées avec des
modèles animaux ont démontré des effets histopathologiques
comme l’hyperplasie, une métaplasie spinocellulaire, une inflammation, une érosion, une ulcération et des perturbations dans les
fosses nasales à des concentrations égales ou supérieures à
3,7 mg/m3 (concentration sans effet nocif observé : 1,2 mg/m3).
Ces effets histopathologiques semblent être fonction de la concentration de formaldéhyde dans l’air inhalé plutôt que de la dose
cumulative. De plus, deux études ont démontré que l’inhalation
de formaldéhyde augmentait la sensibilisation immunologique à
des allergènes inhalés subséquemment (Santé Canada 2005).
Les études de cancérogénicité ont systématiquement démontré
une incidence accrue de carcinomes dans les fosses nasales à des
concentrations égales ou supérieures à 6,7 mg/m3; aucune tumeur
semblable n’a été observée à des concentrations inférieures (jusqu’à 2,4 mg/m3). L’induction du cancer par le formaldéhyde semble être une conséquence la prolifération régénératrice consécutive à la cytotoxicité (Environnement Canada, Santé Canada
2001). Le risque de cancer associé à des concentrations de formaldéhyde suffisamment faibles pour ne pas provoquer d’irritation et de réactions inflammatoires semble donc négligeable.
Assessment under the Canadian Environmental Protection
Act, 1999
Évaluation en vertu de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999)
Formaldehyde was declared “toxic” under the Canadian Environmental Protection Act, 1999, as it is “entering the Canadian
environment in a quantity or concentration that constitutes or may
constitute a danger for the environment on which life depends
and a danger in Canada to human life or health” (Environment
Canada, Health Canada 2001).
Le formaldéhyde a été déclaré « toxique » en vertu de la Loi
canadienne sur la protection de l’environnement (1999), car il
« pénètre dans l’environnement canadien en une quantité ou une
concentration [...] de nature à mettre en danger l’environnement
essentiel pour la vie et constituer un danger au Canada pour la vie
ou la santé humaine » (Environnement Canada, Santé Canada
2001).
Residential indoor air quality guideline for formaldehyde
Valeurs guides pour le formaldéhyde dans l’air intérieur
résidentiel
A one-hour exposure limit is established at 123 µg/m3
(100 ppb), which represents one fifth of the no observable adverse
effects level and one tenth of the lowest observable adverse
La valeur guide pour une exposition d’une heure au formaldéhyde est établie à 123 µg/m3 (100 ppb), c’est-à-dire un cinquième
de la concentration sans effets nocifs observés et un dixième de la
802
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
effects level found for eye irritation in the Kulle (1993) study. An
eight-hour exposure limit is established at 50 µg/m3 (40 ppb), i.e.
at the lower end of the exposure category associated with no significant increase of asthma hospitalization in the Rumchev et al.
(2002) study.
concentration minimale avec effets nocifs observés pour l’irritation oculaire dans l’étude de Kulle (1993). La valeur guide pour
une exposition de huit heures est établie à 50 µg/m3 (40 ppb),
c’est-à-dire la limite inférieure de la catégorie d’exposition sans
augmentation significative du risque d’hospitalisation reliée à
l’asthme dans l’étude de Rumchev et al. (2002).
Concentration
Concentration
Exposure period
µg/m3
ppb
Critical effect
Durée d’exposition µg/m3
ppb
Effet critique
1 hour
123
100
Eye irritation
1 heure
123
100
Irritation des yeux
8 hours
50
40
Respiratory
symptoms in
children
8 heures
50
40
Symptômes
respiratoires chez
les enfants
References
Références
CIIT. 1999. Formaldehyde: hazard characterization and dose–
response assessment for carcinogenicity by the route of inhalation. Rev. ed. Research Triangle Park, NC, USA: Chemical
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[15-1-o]
[15-1-o]
DEPARTMENT OF INDUSTRY
MINISTÈRE DE L’INDUSTRIE
OFFICE OF THE REGISTRAR GENERAL
BUREAU DU REGISTRAIRE GÉNÉRAL
Appointments
Nominations
Name and position/Nom et poste
Order in Council/Décret en conseil
Board of Internal Economy of the House of Commons/Bureau de régie interne de la
Chambre des communes
Members/Membres
Nicholson, The Hon./L’hon. Robert Douglas, P.C./c.p.
Skelton, The Hon./L’hon. Carol, P.C./c.p.
2006-186
Cameron, The Hon./L’hon. Stuart J.
Government of Saskatchewan/Gouvernement de la Saskatchewan
Administrator/Administrateur
April 4 to 6, 2006/Du 4 au 6 avril 2006
2006-172
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
Name and position/Nom et poste
Order in Council/Décret en conseil
Lévesque, Louis
Privy Council Office/Bureau du Conseil privé
Deputy Minister — Intergovernmental Affairs/Sous-ministre — Affaires
intergouvernementales
2006-134
Reid, The Hon./L’hon. John M.
Information Commissioner/Commissaire à l’information
While the office is vacant/Durant la vacance du poste
2006-132
Roscoe, The Hon./L’hon. Elizabeth A.
Government of Nova Scotia/Gouvernement de la Nouvelle-Écosse
Administrator/Administrateur
April 21, 2006/Le 21 avril 2006
2006-147
April 6, 2006
803
Le 6 avril 2006
JACQUELINE GRAVELLE
Manager
La gestionnaire
JACQUELINE GRAVELLE
[15-1-o]
[15-1-o]
804
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
BANK OF CANADA
Balance sheet as at March 29, 2006
ASSETS
Deposits in foreign currencies
U.S. dollars......................................... $
Other currencies .................................
LIABILITIES AND CAPITAL
Bank notes in circulation........................
86,997,481
4,374,772
$
Advances
To members of the Canadian
Payments Association.........................
To Governments.................................
91,372,253
29,714,466
Deposits
Government of Canada ......................
Banks.................................................
Other members of the Canadian
Payments Association........................
Other .................................................
$
$
43,276,474,423
1,341,916,498
25,411,140
3,881,831
430,965,684
1,802,175,153
29,714,466
Investments*
(at amortized values)
Treasury bills of Canada.....................
Other securities issued or guaranteed
by Canada maturing within three
years...................................................
Other securities issued or guaranteed
by Canada maturing in over three
years but not over five years...............
Other securities issued or guaranteed
by Canada maturing in over five
years but not over ten years ................
Other securities issued or guaranteed
by Canada maturing in over ten
years...................................................
Other bills ..........................................
Other investments...............................
Liabilities in foreign currencies
Government of Canada ......................
Other .................................................
14,143,392,754
Other liabilities
Securities sold under
repurchase agreements.......................
All other liabilities .............................
10,289,927,005
5,957,425,730
453,119,442
453,119,442
8,200,050,363
Capital
Share capital ......................................
Statutory reserve ................................
6,138,280,932
5,000,000
25,000,000
30,000,000
38,038,287
44,767,115,071
Bank premises ........................................
Other assets
Securities purchased under resale
agreements .........................................
All other assets ...................................
134,464,136
539,103,092
539,103,092
$
45,561,769,018
$
45,561,769,018
*NOTE
Total par value included in Government bonds loaned from the Bank’s investments.
$
I declare that the foregoing return is correct according to the books of the Bank.
I declare that the foregoing return is to the best of my knowledge and belief correct, and
shows truly and clearly the financial position of the Bank, as required by section 29 of
the Bank of Canada Act.
Ottawa, March 30, 2006
Ottawa, March 30, 2006
W. D. SINCLAIR
Acting Chief Accountant
W. P. JENKINS
Senior Deputy Governor
[15-1-o]
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
805
BANQUE DU CANADA
Bilan au 29 mars 2006
ACTIF
Dépôts en devises étrangères
Devises américaines ...........................
Autres devises ....................................
PASSIF ET CAPITAL
Billets de banque en circulation .............
86 997 481 $
4 374 772
91 372 253 $
Avances
Aux membres de l’Association
canadienne des paiements...................
Aux gouvernements............................
29 714 466
Dépôts
Gouvernement du Canada..................
Banques .............................................
Autres membres de l’Association
canadienne des paiements ..................
Autres ................................................
43 276 474 423 $
1 341 916 498 $
25 411 140
3 881 831
430 965 684
1 802 175 153
29 714 466
Placements*
(à la valeur comptable nette)
Bons du Trésor du Canada..................
Autres valeurs mobilières émises ou
garanties par le Canada, échéant
dans les trois ans.................................
Autres valeurs mobilières émises ou
garanties par le Canada, échéant
dans plus de trois ans mais dans au
plus cinq ans.......................................
Autres valeurs mobilières émises ou
garanties par le Canada, échéant
dans plus de cinq ans mais dans au
plus dix ans ........................................
Autres valeurs mobilières émises ou
garanties par le Canada, échéant
dans plus de dix ans............................
Autres bons ........................................
Autres placements ..............................
Passif en devises étrangères
Gouvernement du Canada..................
Autres ................................................
14 143 392 754
Autres éléments du passif
Titres vendus dans le cadre
de conventions de rachat....................
Tous les autres éléments
du passif ............................................
10 289 927 005
5 957 425 730
453 119 442
453 119 442
Capital
Capital-actions...................................
Réserve légale....................................
8 200 050 363
5 000 000
25 000 000
30 000 000
6 138 280 932
38 038 287
44 767 115 071
Immeubles de la Banque.........................
Autres éléments de l’actif
Titres achetés dans le cadre de
conventions de revente .......................
Tous les autres éléments de l’actif ......
134 464 136
539 103 092
539 103 092
45 561 769 018 $
45 561 769 018 $
*NOTA
Le total inclut la valeur nominale totale des titres d’État empruntés des placements de la Banque.
$
Je déclare que l’état ci-dessus est exact, au vu des livres de la Banque.
Je déclare que l’état ci-dessus est exact, à ma connaissance, et qu’il montre fidèlement et
clairement la situation financière de la Banque, en application de l’article 29 de la Loi sur
la Banque du Canada.
Ottawa, le 30 mars 2006
Ottawa, le 30 mars 2006
Le comptable en chef suppléant
W. D. SINCLAIR
Le premier sous-gouverneur
W. P. JENKINS
[15-1-o]
806
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
BANK OF CANADA
Balance sheet as at March 31, 2006
ASSETS
Deposits in foreign currencies
U.S. dollars......................................... $
Other currencies .................................
LIABILITIES AND CAPITAL
Bank notes in circulation........................
86,688,576
4,213,813
$
Advances
To members of the Canadian
Payments Association.........................
To Governments.................................
90,902,389
58,987,295
Deposits
Government of Canada ......................
Banks.................................................
Other members of the Canadian
Payments Association........................
Other .................................................
$
$
43,568,015,573
1,041,065,989
55,388,850
3,432,847
469,233,923
1,569,121,609
58,987,295
Investments*
(at amortized values)
Treasury bills of Canada.....................
Other securities issued or guaranteed
by Canada maturing within three
years...................................................
Other securities issued or guaranteed
by Canada maturing in over three
years but not over five years...............
Other securities issued or guaranteed
by Canada maturing in over five
years but not over ten years ................
Other securities issued or guaranteed
by Canada maturing in over ten
years...................................................
Other bills ..........................................
Other investments...............................
Liabilities in foreign currencies
Government of Canada ......................
Other .................................................
14,167,854,539
Other liabilities
Securities sold under
repurchase agreements.......................
All other liabilities .............................
10,289,902,436
5,957,429,232
462,350,897
462,350,897
8,200,022,946
Capital
Share capital ......................................
Statutory reserve ................................
6,138,242,450
5,000,000
25,000,000
30,000,000
38,038,287
44,791,489,890
Bank premises ........................................
Other assets
Securities purchased under resale
agreements .........................................
All other assets ...................................
133,111,168
554,997,337
554,997,337
$
45,629,488,079
$
45,629,488,079
*NOTE
Total par value included in Government bonds loaned from the Bank’s investments.
$
I declare that the foregoing return is correct according to the books of the Bank.
I declare that the foregoing return is to the best of my knowledge and belief correct, and
shows truly and clearly the financial position of the Bank, as required by section 29 of
the Bank of Canada Act.
Ottawa, April 5, 2006
Ottawa, April 5, 2006
S. VOKEY
Chief Accountant
DAVID A. DODGE
Governor
[15-1-o]
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
807
BANQUE DU CANADA
Bilan au 31 mars 2006
ACTIF
Dépôts en devises étrangères
Devises américaines ...........................
Autres devises ....................................
PASSIF ET CAPITAL
Billets de banque en circulation .............
86 688 576 $
4 213 813
90 902 389 $
Avances
Aux membres de l’Association
canadienne des paiements...................
Aux gouvernements............................
58 987 295
Dépôts
Gouvernement du Canada..................
Banques .............................................
Autres membres de l’Association
canadienne des paiements ..................
Autres ................................................
43 568 015 573 $
1 041 065 989 $
55 388 850
3 432 847
469 233 923
1 569 121 609
58 987 295
Placements*
(à la valeur comptable nette)
Bons du Trésor du Canada..................
Autres valeurs mobilières émises ou
garanties par le Canada, échéant
dans les trois ans.................................
Autres valeurs mobilières émises ou
garanties par le Canada, échéant
dans plus de trois ans mais dans au
plus cinq ans.......................................
Autres valeurs mobilières émises ou
garanties par le Canada, échéant
dans plus de cinq ans mais dans au
plus dix ans ........................................
Autres valeurs mobilières émises ou
garanties par le Canada, échéant
dans plus de dix ans............................
Autres bons ........................................
Autres placements ..............................
Passif en devises étrangères
Gouvernement du Canada..................
Autres ................................................
14 167 854 539
Autres éléments du passif
Titres vendus dans le cadre
de conventions de rachat....................
Tous les autres éléments
du passif ............................................
10 289 902 436
5 957 429 232
462 350 897
462 350 897
Capital
Capital-actions...................................
Réserve légale....................................
8 200 022 946
5 000 000
25 000 000
30 000 000
6 138 242 450
38 038 287
44 791 489 890
Immeubles de la Banque.........................
Autres éléments de l’actif
Titres achetés dans le cadre de
conventions de revente .......................
Tous les autres éléments de l’actif ......
133 111 168
554 997 337
554 997 337
45 629 488 079 $
45 629 488 079 $
*NOTA
Le total inclut la valeur nominale totale des titres d’État empruntés des placements de la Banque.
$
Je déclare que l’état ci-dessus est exact, au vu des livres de la Banque.
Je déclare que l’état ci-dessus est exact, à ma connaissance, et qu’il montre fidèlement et
clairement la situation financière de la Banque, en application de l’article 29 de la Loi sur
la Banque du Canada.
Ottawa, le 5 avril 2006
Ottawa, le 5 avril 2006
Le comptable en chef
S. VOKEY
Le gouverneur
DAVID A. DODGE
[15-1-o]
808
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
PARLIAMENT
PARLEMENT
HOUSE OF COMMONS
CHAMBRE DES COMMUNES
First Session, Thirty-Ninth Parliament
Première session, trente-neuvième législature
PRIVATE BILLS
PROJETS DE LOI D’INTÉRÊT PRIVÉ
Standing Order 130 respecting notices of intended applications
for private bills was published in the Canada Gazette, Part I, on
April 8, 2006.
For further information, contact the Private Members’ Business
Office, House of Commons, Centre Block, Room 134-C, Ottawa,
Ontario K1A 0A6, (613) 992-6443.
L’article 130 du Règlement relatif aux avis de demande de
projets de loi d’intérêt privé a été publié dans la Partie I de la
Gazette du Canada du 8 avril 2006.
Pour obtenir d’autres renseignements, prière de communiquer
avec le Bureau des affaires émanant des députés, Chambre des
communes, Édifice du Centre, Pièce 134-C, Ottawa (Ontario)
K1A 0A6, (613) 992-6443.
La greffière de la Chambre des communes
AUDREY O’BRIEN
AUDREY O’BRIEN
Clerk of the House of Commons
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
809
COMMISSIONS
COMMISSIONS
CANADIAN ENVIRONMENTAL ASSESSMENT AGENCY
AGENCE CANADIENNE D’ÉVALUATION
ENVIRONNEMENTALE
CANADIAN ENVIRONMENTAL ASSESSMENT ACT
LOI CANADIENNE SUR L’ÉVALUATION
ENVIRONNEMENTALE
Model Class Screening Report for Hydrometric Station Projects
in Ontario Region — Public notice
Modèle de rapport d’examen préalable type dans le cadre des
projets de stations hydrométriques de la région de l’Ontario —
Avis public
The Canadian Environmental Assessment Agency (the Agency)
declares the report entitled Model Class Screening Report for
Hydrometric Station Projects in Ontario Region (MCSR) to be a
model class screening report pursuant to the provisions of subsection 19(1) and paragraph 19(2)(b) of the Canadian Environmental
Assessment Act (the Act).
L’Agence canadienne d’évaluation environnementale (l’Agence)
déclare que le rapport intitulé Modèle de rapport d’examen préalable type dans le cadre des projets de stations hydrométriques de la région de l’Ontario (MREPT) est un modèle de rapport
d’examen préalable type en vertu des dispositions du paragraphe 19(1) et de l’alinéa 19(2)b) de la Loi canadienne sur l’évaluation environnementale (la Loi).
Des consultations publiques sur le MREPT ont eu lieu du
15 décembre 2003 au 23 janvier 2004. L’Agence n’a reçu aucune
observation écrite du public au sujet du MREPT. Cette déclaration de l’Agence, proposée par Environnement Canada, fait suite
à l’analyse du MREPT. L’Agence a décidé que le processus
d’examen préalable du projet décrit dans le document permettra
de répondre aux exigences de la Loi concernant l’évaluation environnementale de ce type de projets. L’Agence est également
d’avis que le type de projets décrit dans le MREPT n’est pas susceptible de causer des effets négatifs importants sur l’environnement une fois que seront mises en œuvre les normes et les mesures d’atténuation décrites dans le rapport.
La déclaration entre en vigueur le 17 avril 2006 et est assujettie
aux modalités et conditions suivantes :
• En vertu du paragraphe 19(8) de la Loi, la période de validation de la déclaration s’étend jusqu’au 17 avril 2011.
• Environnement Canada avisera l’Agence, par écrit, au moins
six mois avant la date d’expiration de la déclaration, de son
intention de renouveler le MREPT tel quel ou de le renouveler
en y apportant des modifications ou des ajouts, ou encore de
ne pas le renouveler, dans lequel cas la déclaration cesserait
d’avoir effet.
• Aux fins de renouvellement du MREPT, Environnement
Canada soumettra à l’Agence le rapport d’examen préalable
proposé au moins trois mois avant la date d’expiration de la
déclaration, et ce, afin que l’Agence puisse enclencher un
nouveau processus de déclaration.
• Environnement Canada et l’Agence s’assureront que le
MREPT, ainsi que les rapports de projet d’examen préalable
type subséquents, sont mis à la disposition du public conformément aux exigences de la Loi, puisque le MREPT peut
être modifié de temps à autre. À ce titre, Environnement
Canada versera le MREPT, ainsi que les rapports de projet
d’examen préalable type subséquents, au dossier de projet du
Registre canadien d’évaluation environnementale (RCEE) de
son bureau régional. Environnement Canada versera également au site Internet du RCEE le relevé des projets à l’égard
desquels une autorité responsable a utilisé le MREPT, et ce,
trimestriellement, tel qu’il est prescrit en vertu de l’alinéa 55.1(2)d) de la Loi.
• Tout changement au MREPT sera élaboré et mis en œuvre
selon les dispositions relatives aux modifications stipulées à
l’article 8.0 du MREPT.
Pour de plus amples renseignements, veuillez communiquer
avec Peter Bedrossian, Conseiller intérimaire en examen préalable, Agence canadienne d’évaluation environnementale, 160, rue
Public consultations on the MCSR took place from December 15, 2003, to January 23, 2004. The Agency received no written comments from the public concerning the MCSR. In making
the declaration proposed by Environment Canada, the Agency has
reviewed the MCSR and has determined that the project screening
process, as described in the document, will meet the requirements
of the Act for the environmental assessment of the class of projects. It is also the opinion of the Agency that the class of projects
described in the MCSR is not likely to cause significant adverse
environmental effects when the design standards and mitigation
measures described in the report are applied.
The declaration will be effective April 17, 2006, and is subject
to the following terms and conditions:
• Subject to subsection 19(8) of the Act, the declaration period
is valid until April 17, 2011.
• Environment Canada will notify the Agency, in writing, a
minimum of six months prior to the date on which the declaration expires, of its intention to renew the MCSR, to renew
the MCSR with modifications or additions, or not to renew
the MCSR and thereby allow the declaration to expire.
• To renew the MCSR, Environment Canada will submit the
proposed class screening report to the Agency not less than
three months prior to the expiration date of this declaration so
that the Agency may initiate a new declaration process.
• Environment Canada and the Agency will ensure that the
MCSR, and subsequent class screening project reports, are
made available to the public in accordance with the requirements of the Act, as the MCSR may be amended from time to
time. As such, Environment Canada will place the MCSR, and
subsequent class screening project reports, in the Canadian
Environmental Assessment Registry (CEAR) project file of its
Regional Office. Environment Canada will also post a statement of the projects in respect of which the MCSR was used
on the CEAR Internet site, on a quarterly basis, as required
under paragraph 55.1(2)(d) of the Act.
• Any amendments to the report will be developed and implemented in accordance with the provisions for amendment contained in section 8.0 of the MCSR.
For further information, contact Peter Bedrossian, Acting Class
Screening Advisor, Canadian Environmental Assessment Agency,
160 Elgin Street, 22nd Floor, Ottawa, Ontario K1A 0H3, (613)
810
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
957-0826 (telephone), (613) 957-0941 (fax), peter.bedrossian@
ceaa-acee.gc.ca (email).
Elgin, 22e étage, Ottawa (Ontario) K1A 0H3, (613) 957-0826
(téléphone), (613) 957-0941 (télécopieur), peter.bedrossian@aceeceaa.gc.ca (courriel).
[15-1-o]
[15-1-o]
CANADIAN ENVIRONMENTAL ASSESSMENT AGENCY
AGENCE CANADIENNE D’ÉVALUATION
ENVIRONNEMENTALE
CANADIAN ENVIRONMENTAL ASSESSMENT ACT
LOI CANADIENNE SUR L’ÉVALUATION
ENVIRONNEMENTALE
Model Class Screening Report for Small Scale Water Quality and
Habitat Improvement Projects — Public notice
Modèle de rapport d’examen préalable type dans le cadre des
projets d’envergure restreinte d’amélioration de la qualité de
l’eau et des habitats — Avis public
The Canadian Environmental Assessment Agency (the Agency)
declares the report entitled Model Class Screening Report for Small
Scale Water Quality and Habitat Improvement Projects (MCSR) to
be a model class screening report pursuant to the provisions of subsection 19(1) and paragraph 19(2)(b) of the Canadian Environmental Assessment Act (the Act).
L’Agence canadienne d’évaluation environnementale (l’Agence)
déclare que le rapport intitulé Modèle de rapport d’examen préalable type dans le cadre des projets d’envergure restreinte d’amélioration de la qualité de l’eau et des habitats (MREPT) est un
modèle de rapport d’examen préalable type en vertu des dispositions du paragraphe 19(1) et de l’alinéa 19(2)b) de la Loi canadienne sur l’évaluation environnementale (la Loi).
Des consultations publiques sur le MREPT ont eu lieu du
29 juin au 26 juillet 2005. L’Agence a reçu une observation écrite
du public au sujet du MREPT. Par la suite, tout commentaire du
public a été acheminé à Environnement Canada et a été examiné,
au besoin, dans le MREPT. Cette déclaration de l’Agence, proposée par Environnement Canada, fait suite à l’analyse du MREPT.
L’Agence a décidé que le processus d’examen préalable du projet
décrit dans le document permettra de répondre aux exigences de
la Loi concernant l’évaluation environnementale de ce type de
projets. L’Agence est également d’avis que le type de projets
décrit dans le MREPT n’est pas susceptible de causer des effets
négatifs importants sur l’environnement une fois que seront mises
en œuvre les normes et les mesures d’atténuation décrites dans le
rapport.
La déclaration entre en vigueur le 17 avril 2006 et est assujettie
aux modalités et conditions suivantes :
• En vertu du paragraphe 19(8) de la Loi, la période de validation de la déclaration s’étend jusqu’au 17 avril 2011.
• Environnement Canada avisera l’Agence, par écrit, au moins
six mois avant la date d’expiration de la déclaration, de son
intention de renouveler le MREPT tel quel ou de le renouveler
en y apportant des modifications ou des ajouts, ou encore de
ne pas le renouveler, dans lequel cas la déclaration cesserait
d’avoir effet.
• Aux fins de renouvellement du MREPT, Environnement
Canada soumettra à l’Agence le rapport d’examen préalable
proposé au moins trois mois avant la date d’expiration de la
déclaration, et ce, afin que l’Agence puisse enclencher un
nouveau processus de déclaration.
• Environnement Canada et l’Agence s’assureront que le
MREPT, ainsi que les rapports de projet d’examen préalable
type subséquents, sont mis à la disposition du public conformément aux exigences de la Loi, puisque le MREPT peut être
modifié de temps à autre. À ce titre, Environnement Canada
versera le MREPT, ainsi que les rapports de projet d’examen
préalable type subséquents, au dossier de projet du Registre
canadien d’évaluation environnementale (RCEE) de son bureau régional. Environnement Canada versera également au
site Internet du RCEE le relevé des projets à l’égard desquels
une autorité responsable a utilisé le MREPT, et ce, trimestriellement, tel qu’il est prescrit en vertu de l’alinéa 55.1(2)d) de
la Loi.
Public consultations on the MCSR took place from June 29 to
July 26, 2005. The Agency received one written submission from
the public concerning the MCSR. Any public comments received
were subsequently forwarded to Environment Canada and addressed, where appropriate, in the MCSR. In making the declaration proposed by Environment Canada, the Agency has reviewed
the MCSR and has determined that the project screening process,
as described in the document, will meet the requirements of the
Act for the environmental assessment of the class of projects. It is
also the opinion of the Agency that the class of projects described
in the MCSR is not likely to cause significant adverse environmental effects when the design standards and mitigation measures
described in the report are applied.
The declaration will be effective April 17, 2006, and is subject
to the following terms and conditions:
• Subject to subsection 19(8) of the Act, the declaration period
is valid until April 17, 2011.
• Environment Canada will notify the Agency, in writing, a
minimum of six months prior to the date on which the declaration expires, of its intention to renew the MCSR, to renew
the MCSR with modifications or additions, or not to renew
the MCSR and thereby allow the declaration to expire.
• To renew the MCSR, Environment Canada will submit the
proposed class screening report to the Agency not less than
three months prior to the expiration date of this declaration so
that the Agency may initiate a new declaration process.
• Environment Canada and the Agency will ensure that the
MCSR, and subsequent class screening project reports, are
made available to the public in accordance with the requirements of the Act, as the MCSR may be amended from time to
time. As such, Environment Canada will place the MCSR, and
subsequent class screening project reports, in the Canadian
Environmental Assessment Registry (CEAR) project file of its
Regional Office. Environment Canada will also post a statement of the projects in respect of which the MCSR was used
on the CEAR Internet site, on a quarterly basis, as required
under paragraph 55.1(2)(d) of the Act.
• Any amendments to the report will be developed and implemented in accordance with the provisions for amendment contained in section 8.0 of the MCSR.
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
811
•
For further information, contact Peter Bedrossian, Acting Class
Screening Advisor, Canadian Environmental Assessment Agency,
160 Elgin Street, 22nd Floor, Ottawa, Ontario K1A 0H3, (613)
957-0826 (telephone), (613) 957-0941 (fax), peter.bedrossian@
ceaa-acee.gc.ca.
Tout changement au MREPT sera élaboré et mis en œuvre
selon les dispositions relatives aux modifications stipulées à
l’article 8.0 du MREPT.
Pour de plus amples renseignements, veuillez communiquer
avec Peter Bedrossian, Conseiller intérimaire en examen préalable, Agence canadienne d’évaluation environnementale, 160, rue
Elgin, 22e étage, Ottawa (Ontario) K1A 0H3, (613) 957-0826
(téléphone), (613) 957-0941 (télécopieur), peter.bedrossian@aceeceaa.gc.ca.
[15-1-o]
[15-1-o]
CANADIAN INTERNATIONAL TRADE TRIBUNAL
TRIBUNAL CANADIEN DU COMMERCE EXTÉRIEUR
APPEAL
APPEL
Notice No. HA-2006-001
Avis no HA-2006-001
The Canadian International Trade Tribunal will hold a public
hearing to consider the appeal listed hereunder. The hearing will
be held beginning at 9:30 a.m., in the Tribunal’s hearing room
No. 2, 18th Floor, Standard Life Centre, 333 Laurier Avenue W,
Ottawa, Ontario. Interested persons planning to attend should
contact the Tribunal at (613) 990-2541 for further information
and to ensure that the hearing will be held as scheduled.
Le Tribunal canadien du commerce extérieur tiendra une audience publique afin d’entendre l’appel mentionné ci-dessous.
L’audience débutera à 9 h 30 et aura lieu dans la salle d’audience
no 2 du Tribunal, 18e étage, Standard Life Centre, 333, avenue
Laurier Ouest, Ottawa (Ontario). Les personnes intéressées qui
ont l’intention d’assister à l’audience doivent s’adresser au Tribunal en composant le (613) 990-2541 si elles désirent plus de renseignements ou si elles veulent confirmer la date de l’audience.
Customs Act
Loi sur les douanes
Appellant v. Respondent (President of the Canada Border Services Agency)
May 2006
Date
9
Appeal
Number
AP-2005-035
Goods in Issue:
Date of Entry:
Tariff Items at Issue:
Appellant:
Respondent:
Appelante c. intimé (le président de l’Agence des services frontaliers du
Canada)
Mai 2006
Appellant
Date
Panasonic Canada Inc.
Digital Disk Recorder
September 12, 2005
9
Numéro
d’appel
AP-2005-035
Marchandises en litige :
Appelante
Panasonic Canada Inc.
Appareil d’enregistrement sur disque
numérique
Le 12 septembre 2005
Date d’entrée :
Numéros tarifaires en litige :
Appelante :
8525.10.00
Intimé :
8521.90.90
8525.10.00
8521.90.90
April 6, 2006
Le 6 avril 2006
By order of the Tribunal
HÉLÈNE NADEAU
Secretary
Par ordre du Tribunal
Le secrétaire
HÉLÈNE NADEAU
[15-1-o]
[15-1-o]
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
NOTICE TO INTERESTED PARTIES
AVIS AUX INTÉRESSÉS
The following notices are abridged versions of the Commission’s
original notices bearing the same number. The original notices contain a more detailed outline of the applications, including additional
locations and addresses where the complete files may be examined. The relevant material, including the notices and applications, is available for viewing during normal business hours at the
following offices of the Commission:
— Central Building, Les Terrasses de la Chaudière, Room 206,
1 Promenade du Portage, Gatineau, Quebec K1A 0N2, (819)
997-2429 (telephone), 994-0423 (TDD), (819) 994-0218 (fax);
— Metropolitan Place, Suite 1410, 99 Wyse Road, Dartmouth,
Nova Scotia B3A 4S5, (902) 426-7997 (telephone), 426-6997
(TDD), (902) 426-2721 (fax);
Les avis qui suivent sont des versions abrégées des avis originaux
du Conseil portant le même numéro. Les avis originaux contiennent
une description plus détaillée de chacune des demandes, y compris
les lieux et adresses où l’on peut consulter les dossiers complets.
Tous les documents afférents, y compris les avis et les demandes,
sont disponibles pour examen durant les heures normales d’ouverture aux bureaux suivants du Conseil :
— Édifice central, Les Terrasses de la Chaudière, Pièce 206,
1, promenade du Portage, Gatineau (Québec) K1A 0N2,
(819) 997-2429 (téléphone), 994-0423 (ATS), (819) 994-0218
(télécopieur);
— Place Metropolitan, Bureau 1410, 99, chemin Wyse, Dartmouth (Nouvelle-Écosse) B3A 4S5, (902) 426-7997 (téléphone), 426-6997 (ATS), (902) 426-2721 (télécopieur);
812
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
— Kensington Building, Suite 1810, 275 Portage Avenue, Winnipeg, Manitoba R3B 2B3, (204) 983-6306 (telephone),
983-8274 (TDD), (204) 983-6317 (fax);
— 530-580 Hornby Street, Vancouver, British Columbia V6C
3B6, (604) 666-2111 (telephone), 666-0778 (TDD), (604)
666-8322 (fax);
— CRTC Documentation Centre, 205 Viger Avenue W,
Suite 504, Montréal, Quebec H2Z 1G2, (514) 283-6607 (telephone), 283-8316 (TDD), (514) 283-3689 (fax);
— CRTC Documentation Centre, 55 St. Clair Avenue E,
Suite 624, Toronto, Ontario M4T 1M2, (416) 952-9096
(telephone), (416) 954-6343 (fax);
— CRTC Documentation Centre, Cornwall Professional Building, Room 103, 2125 11th Avenue, Regina, Saskatchewan
S4P 3X3, (306) 780-3422 (telephone), (306) 780-3319 (fax);
— CRTC Documentation Centre, 10405 Jasper Avenue,
Suite 520, Edmonton, Alberta T5J 3N4, (780) 495-3224
(telephone), (780) 495-3214 (fax).
Interventions must be filed with the Secretary General, Canadian
Radio-television and Telecommunications Commission, Ottawa,
Ontario K1A 0N2, together with proof that a true copy of the
intervention has been served upon the applicant, on or before the
deadline given in the notice.
Secretary General
— Édifice Kensington, Pièce 1810, 275, avenue Portage, Winnipeg (Manitoba) R3B 2B3, (204) 983-6306 (téléphone),
983-8274 (ATS), (204) 983-6317 (télécopieur);
— 580, rue Hornby, Bureau 530, Vancouver (ColombieBritannique) V6C 3B6, (604) 666-2111 (téléphone), 666-0778
(ATS), (604) 666-8322 (télécopieur);
— Centre de documentation du CRTC, 205, avenue Viger Ouest,
Bureau 504, Montréal (Québec) H2Z 1G2, (514) 283-6607
(téléphone), 283-8316 (ATS), (514) 283-3689 (télécopieur);
— Centre de documentation du CRTC, 55, avenue St. Clair Est,
Bureau 624, Toronto (Ontario) M4T 1M2, (416) 952-9096
(téléphone), (416) 954-6343 (télécopieur);
— Centre de documentation du CRTC, Édifice Cornwall Professional, Pièce 103, 2125, 11e Avenue, Regina (Saskatchewan) S4P 3X3, (306) 780-3422 (téléphone), (306) 780-3319
(télécopieur);
— Centre de documentation du CRTC, 10405, avenue Jasper,
Bureau 520, Edmonton (Alberta) T5J 3N4, (780) 495-3224
(téléphone), (780) 495-3214 (télécopieur).
Les interventions doivent parvenir au Secrétaire général, Conseil de la radiodiffusion et des télécommunications canadiennes,
Ottawa (Ontario) K1A 0N2, avec preuve qu’une copie conforme
a été envoyée à la requérante, avant la date limite d’intervention
mentionnée dans l’avis.
Secrétaire général
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
DECISIONS
DÉCISIONS
The complete texts of the decisions summarized below are
available from the offices of the CRTC.
On peut se procurer le texte complet des décisions résumées
ci-après en s’adressant au CRTC.
2006-113
2006-113
April 4, 2006
Le 4 avril 2006
Telelatino Network Inc., on behalf of itself or on behalf of a
corporation to be incorporated
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 specialty programming undertaking to be known as Soccer Television. The licence will expire August 31, 2012.
Telelatino Network Inc., en son nom ou au nom d’une société
devant être constituée
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
anglaise devant s’appeler Soccer Television. La licence expirera
le 31 août 2012.
2006-114
2006-114
April 4, 2006
Le 4 avril 2006
Telelatino Network Inc., on behalf of itself or on behalf of a
corporation to be incorporated
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 specialty programming undertaking to be known as RCS Television.
The licence will expire August 31, 2012.
Telelatino Network Inc., en son nom ou au nom d’une société
devant être constituée
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
anglaise devant s’appeler RCS Television. La licence expirera le
31 août 2012.
2006-115
2006-115
April 4, 2006
Olympia Films Inc.
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 specialty programming undertaking to be known as Equestrian
Planet. The licence will expire August 31, 2012.
Le 4 avril 2006
Les Films Olympia inc.
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
anglaise devant s’appeler Equestrian Planet. La licence expirera le
31 août 2012.
Le 15 avril 2006
2006-116
Gazette du Canada Partie I
April 4, 2006
2006-116
813
Le 4 avril 2006
Olympia Films Inc.
Across Canada
Approved — New national, French-language Category 2 specialty programming undertaking to be known as Équestre Planète.
The licence will expire August 31, 2012.
Les Films Olympia inc.
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
française devant s’appeler Équestre Planète. La licence expirera le
31 août 2012.
2006-117
2006-117
April 4, 2006
Le 4 avril 2006
Canadian Hellenic Toronto Radio Inc.
Toronto, Ontario
Approved — New commercial ethnic AM radio programming
undertaking to serve Toronto. The licence will expire on August 31, 2012.
Canadian Hellenic Toronto Radio Inc.
Toronto (Ontario)
Approuvé — Exploitation d’une entreprise de programmation de
radio AM commerciale à caractère ethnique à Toronto. La licence
expirera le 31 août 2012.
2006-118
2006-118
April 4, 2006
Le 4 avril 2006
Cookie Jar Entertainment Inc., on behalf of a corporation to be
incorporated
Across Canada
Approved — New national, French-language Category 2 specialty programming undertaking to be known as Télévision éducative Cookie Jar. The licence will expire August 31, 2012.
Divertissement Cookie Jar inc., au nom d’une société devant
être constituée
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
française devant s’appeler Télévision éducative Cookie Jar. La
licence expirera le 31 août 2012.
2006-119
2006-119
April 4, 2006
Le 4 avril 2006
Cookie Jar Entertainment Inc., on behalf of a corporation to be
incorporated
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 specialty programming undertaking to be known as Cookie Jar Educational TV. The licence will expire August 31, 2012.
Divertissement Cookie Jar inc., au nom d’une société devant
être constituée
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
anglaise devant s’appeler Cookie Jar Educational TV. La licence
expirera le 31 août 2012.
2006-120
2006-120
April 4, 2006
Le 4 avril 2006
Asian Television Network International Limited
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 pay
television programming undertaking to be known as ATN – Asian
Sports Network (ASN). The licence will expire August 31, 2012.
Asian Television Network International Limited
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation de télévision payante de catégorie 2 de langue anglaise devant s’appeler ATN – Asian Sports Network (ASN). La
licence expirera le 31 août 2012.
2006-121
2006-121
April 4, 2006
Le 4 avril 2006
Asian Television Network International Limited
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 pay
television programming undertaking to be known as ATN –
Cricket Channel I. The licence will expire August 31, 2012.
Asian Television Network International Limited
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation de télévision payante de catégorie 2 de langue anglaise devant s’appeler ATN – Cricket Channel I. La licence expirera le 31 août 2012.
2006-122
2006-122
April 4, 2006
Asian Television Network International Limited
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 pay
television programming undertaking to be known as ATN –
Cricket Channel II. The licence will expire August 31, 2012.
Le 4 avril 2006
Asian Television Network International Limited
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation de télévision payante de catégorie 2 de langue anglaise devant s’appeler ATN – Cricket Channel II. La licence
expirera le 31 août 2012.
814
2006-123
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
April 4, 2006
2006-123
Le 4 avril 2006
Treana Rudock, on behalf of a corporation to be incorporated
Tisdale, Saskatchewan
Denied — English-language commercial FM radio programming
undertaking in Tisdale, Saskatchewan.
Treana Rudock, au nom d’une société devant être constituée
Tisdale (Saskatchewan)
Refusé — Exploitation d’une entreprise de programmation de radio
FM commerciale de langue anglaise à Tisdale (Saskatchewan).
2006-124
2006-124
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
Leland Klassen, on behalf of a corporation to be incorporated
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 specialty programming undertaking to be known as National Lacrosse Network. The licence will expire August 31, 2012.
Leland Klassen, au nom d’une société devant être constituée
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
anglaise devant s’appeler National Lacrosse Network. La licence
expirera le 31 août 2012.
2006-125
2006-125
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
P. Wayne Soper, on behalf of a corporation to be incorporated
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 specialty programming undertaking to be known as Smart Living
Television (SLTV). The licence will expire August 31, 2012.
P. Wayne Soper, au nom d’une société devant être constituée
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
anglaise devant s’appeler Smart Living Television (SLTV). La
licence expirera le 31 août 2012.
2006-126
2006-126
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
Bhupinder Bola, on behalf of a corporation to be incorporated
Across Canada
Approved — New national, English-language Category 2 specialty programming undertaking to be known as The Horse Channel. The licence will expire August 31, 2012.
Bhupinder Bola, au nom d’une société devant être constituée
L’ensemble du Canada
Approuvé — Exploitation d’une entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
anglaise devant s’appeler The Horse Channel. La licence expirera
le 31 août 2012.
2006-127
2006-127
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
Kelowna Christian Center Society
Kelowna, British Columbia
Denied — English-language commercial specialty FM radio programming undertaking in Kelowna, British Columbia.
Kelowna Christian Center Society
Kelowna (Colombie-Britannique)
Refusé — Exploitation d’une entreprise de programmation de
radio FM commerciale spécialisée de langue anglaise à Kelowna
(Colombie-Britannique).
2006-128
2006-128
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
Rainbow Media Group Inc.
Toronto, Ontario
Approved — New English-language commercial FM radio programming undertaking at Toronto, Ontario. The licence will expire August 31, 2012.
Rainbow Media Group Inc.
Toronto (Ontario)
Approuvé — Exploitation d’une entreprise de programmation de
radio FM commerciale de langue anglaise à Toronto (Ontario). La
licence expirera le 31 août 2012.
2006-129
2006-129
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
Radio CJFP (1986) ltée
Rimouski, Quebec
Approved — New French-language commercial FM radio programming undertaking in Rimouski, Quebec. This licence will
expire August 31, 2012.
Radio CJFP (1986) ltée
Rimouski (Québec)
Approuvé — Exploitation d’une entreprise de programmation de
radio FM commerciale de langue française à Rimouski (Québec).
La licence expirera le 31 août 2012.
2006-130
2006-130
April 5, 2006
TELUS Communications Inc.
Across Canada
Approved — Addition of a condition of licence as mentioned in
the decision.
Le 5 avril 2006
TELUS Communications Inc.
L’ensemble du Canada
Approuvé — Ajout d’une condition de licence telle qu’elle est
énoncée dans la décision.
Le 15 avril 2006
2006-131
Gazette du Canada Partie I
April 5, 2006
2006-131
815
Le 5 avril 2006
MTS Allstream Inc.
Manitoba
Approved — Addition of a condition of licence as mentioned in
the decision.
MTS Allstream Inc.
Manitoba
Approuvé — Ajout d’une condition de licence telle qu’elle est
énoncée dans la décision.
2006-132
2006-132
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
Saskatchewan Telecommunications
Saskatchewan
Approved — Addition of a condition of licence as mentioned in
the decision.
Saskatchewan Telecommunications
Saskatchewan
Approuvé — Ajout d’une condition de licence telle qu’elle est
énoncée dans la décision.
2006-133
2006-133
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
Standard Radio Inc.
Trail and Castlegar, British Columbia
Approved — New transmitter in Castlegar for the radio programming undertaking CJAT-FM Trail.
Standard Radio Inc.
Trail et Castlegar (Colombie-Britannique)
Approuvé — Nouvel émetteur à Castlegar pour l’entreprise de
programmation de radio CJAT-FM Trail.
2006-134
2006-134
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
Standard Radio Inc.
Trail and Grand Forks, British Columbia
Approved — New transmitter in Grand Forks for the radio programming undertaking CJAT-FM Trail.
Standard Radio Inc.
Trail et Grand Forks (Colombie-Britannique)
Approuvé — Nouvel émetteur à Grand Forks pour l’entreprise de
programmation de radio CJAT-FM Trail.
[15-1-o]
[15-1-o]
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
PUBLIC NOTICE 2006-32-1
AVIS PUBLIC 2006-32-1
Further to its Broadcasting Public Notice CRTC 2006-32 dated
March 16, 2006, the Commission announces that the following
item is withdrawn from the public notice and will be rescheduled
at a later date.
Item 4
La Pocatière, Quebec
Application No. 2005-1135-4
Application by Vidéotron Ltd., on behalf of its subsidiary CF
Cable TV Inc., to amend the licence of its cable distribution
undertaking serving La Pocatière.
April 3, 2006
À la suite de son avis public de radiodiffusion CRTC 2006-32
en date du 16 mars 2006, le Conseil annonce que l’article suivant
est retiré de l’avis public et reporté à une date ultérieure.
[15-1-o]
[15-1-o]
Article 4
La Pocatière (Québec)
Numéro de demande 2005-1135-4
Demande présentée par Vidéotron ltée, au nom de sa filiale CF
Câble TV inc., en vue de modifier la licence de son entreprise
de distribution par câble desservant La Pocatière.
Le 3 avril 2006
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
PUBLIC NOTICE 2006-43
AVIS PUBLIC 2006-43
The Commission has received the following applications. The
deadline for submission of interventions and/or comments is
May 10, 2006.
1. Bell ExpressVu Inc. (the general partner) and BCE Inc.
and 4119649 Canada Inc. (partners in BCE Holdings G.P.,
a general partnership that is the limited partner),
carrying on business as Bell ExpressVu
Limited Partnership
Across Canada
Le Conseil a été saisi des demandes qui suivent. La date limite
pour le dépôt des interventions ou des observations est le 10 mai
2006.
1. Bell ExpressVu Inc. (l’associé commandité) et BCE Inc.
et 4119649 Canada Inc. (associés dans la société en nom
collectif appelée Holdings BCE s.e.n.c., qui est l’associé
commanditaire), faisant affaires sous le nom de
Bell ExpressVu Limited Partnership
L’ensemble du Canada
816
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
To amend the licence of its national direct-to-home (DTH)
Pay-Per-View (PPV) programming undertaking known as Vu!
En vue de modifier la licence de son entreprise nationale de
programmation de télévision à la carte par satellite de radiodiffusion directe (SRD) appelé Vu!
World Fishing Network Ltd.
L’ensemble du Canada
En vue de modifier la licence de l’entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 appelée
WFN TV, initialement approuvée sous le nom de Global Fishing Network.
Stuart Media Group Inc.
L’ensemble du Canada
En vue de modifier la licence de l’entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 appelée
CGTV, initialement approuvée sous le nom de The Gaming
Channel.
Gol TV (Canada) Ltd.
L’ensemble du Canada
En vue de modifier la licence de l’entreprise nationale de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 appelée
Gol TV, initialement approuvée sous le nom de The Soccer
Net.
Radio Matagami
Matagami (Québec)
En vue de renouveler la licence de l’entreprise de programmation de radio communautaire de type A CHEF-FM Matagami,
qui expire le 31 août 2006, aux mêmes modalités et conditions.
Aboriginal Voices Radio Inc. (AVR)
Montréal (Québec)
Visant l’utilisation de la fréquence 106,7 MHz (canal 294A)
avec une puissance apparente rayonnée de 320 W (puissance apparente rayonnée maximale de 1 200 W/hauteur de
l’antenne de 209 m) pour l’exploitation d’une entreprise de radio autochtone de type B à Montréal approuvée dans la décision de radiodiffusion CRTC 2003-195, 2 juillet 2003.
Manitoulin Radio Communication Inc.
Little Current (Ontario)
En vue de modifier la licence de l’entreprise de programmation de radio communautaire de type B CFRM-FM Little Current (Ontario).
Société Radio-Canada (SRC)
North Battleford (Saskatchewan)
En vue de modifier la licence de l’entreprise de programmation de radio CBK-FM Regina.
2. World Fishing Network Ltd.
Across Canada
To amend the licence of the national Category 2 specialty programming undertaking known as WFN TV, originally approved under the name of Global Fishing Network.
2.
3. Stuart Media Group Inc.
Across Canada
To amend the licence of the national Category 2 specialty programming undertaking known as CGTV, originally approved
under the name of The Gaming Channel.
3.
4. Gol TV (Canada) Ltd.
Across Canada
To amend the licence of the national Category 2 specialty programming undertaking known as Gol TV, originally approved
under the name of The Soccer Net.
4.
5. Radio Matagami
Matagami, Quebec
To renew the licence of the Type A community radio programming undertaking CHEF-FM Matagami expiring August 31, 2006, under the same terms and conditions.
6. Aboriginal Voices Radio Inc. (AVR)
Montréal, Quebec
For the use of frequency 106.7 MHz (channel 294A) with an
average effective radiated power of 320 W (maximum effective radiated power of 1 200 W/antenna height of 209 m)
for the operation of the native Type B radio undertaking at
Montréal approved in Broadcasting Decision CRTC 2003-195,
July 2, 2003.
7. Manitoulin Radio Communication Inc.
Little Current, Ontario
To amend the licence of the community Type B radio programming undertaking CFRM-FM Little Current, Ontario.
5.
8. Canadian Broadcasting Corporation (CBC)
North Battleford, Saskatchewan
To amend the licence of radio programming undertaking
CBK-FM Regina.
8.
April 5, 2006
Le 5 avril 2006
[15-1-o]
6.
7.
[15-1-o]
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
817
MISCELLANEOUS NOTICES
AVIS DIVERS
CANADIAN NATIONAL RAILWAY COMPANY
CANADIAN NATIONAL RAILWAY COMPANY
DOCUMENTS DEPOSITED
DÉPÔT DE DOCUMENTS
Notice is hereby given, pursuant to section 105 of the Canada
Transportation Act, that on April 5, 2006, the following documents were deposited in the Office of the Registrar General of
Canada:
1. Memorandum of Lease Termination and Equipment Disposition (SLX/CN Lease No. 17) dated as of March 31, 2006,
between SLX Canada Inc. and Canadian National Railway
Company;
2. Memorandum of Lease Termination and Equipment Disposition (SLX/CN Lease No. 23) dated as of March 31, 2006,
between SLX Canada Inc. and Canadian National Railway
Company;
3. Memorandum of Lease Termination and Equipment Disposition (SLX/CN Lease No. 28) dated as of March 31, 2006,
between SLX Canada Inc. and Canadian National Railway
Company;
4. Memorandum of Lease Termination and Equipment Disposition (SLX/CN Lease No. 39) dated as of March 31, 2006,
between SLX Canada Inc. and Canadian National Railway
Company; and
5. Memorandum of Lease Termination and Equipment Disposition (SLX/CN Lease No. 42) dated as of March 31, 2006,
between SLX Canada Inc. and Canadian National Railway
Company.
April 5, 2006
MCCARTHY TÉTRAULT LLP
Solicitors
Avis est par les présentes donné, conformément à l’article 105
de la Loi sur les transports au Canada, que le 5 avril 2006 les
documents suivants ont été déposés au Bureau du registraire général du Canada :
1. Résumé de résiliation du contrat de location et disposition
d’équipement (SLX/CN Lease No. 17) en date du 31 mars
2006 entre la SLX Canada Inc. et la Canadian National Railway Company;
2. Résumé de résiliation du contrat de location et disposition
d’équipement (SLX/CN Lease No. 23) en date du 31 mars
2006 entre la SLX Canada Inc. et la Canadian National Railway Company;
3. Résumé de résiliation du contrat de location et disposition
d’équipement (SLX/CN Lease No. 28) en date du 31 mars
2006 entre la SLX Canada Inc. et la Canadian National Railway Company;
4. Résumé de résiliation du contrat de location et disposition
d’équipement (SLX/CN Lease No. 39) en date du 31 mars
2006 entre la SLX Canada Inc. et la Canadian National Railway Company;
5. Résumé de résiliation du contrat de location et disposition
d’équipement (SLX/CN Lease No. 42) en date du 31 mars
2006 entre la SLX Canada Inc. et la Canadian National Railway Company.
Le 5 avril 2006
Les conseillers juridiques
MCCARTHY TÉTRAULT s.r.l.
[15-1-o]
[15-1-o]
CORN PRODUCTS INTERNATIONAL, INC. AND CASCO,
INC./CANADA STARCH OPERATING COMPANY INC.
CORN PRODUCTS INTERNATIONAL, INC. ET CASCO,
INC./CANADA STARCH OPERATING COMPANY INC.
NOTICE OF INTENT TO COMMENCE JUDICIAL REVIEW
AVIS D’INTENTION D’ENGAGER DES PROCÉDURES
D’EXAMEN JUDICIAIRE
In the matter of a final determination of dumping and subsidizing respecting unprocessed grain corn, excluding seed corn (for
reproductive purposes), sweet corn, and popping corn, originating in or exported from the United States of America.
Pursuant to Article 1904 of the North American Free Trade
Agreement, notice is hereby served that Corn Products International, Inc. and Casco, Inc./Canada Starch Operating Company
Inc. intends to commence judicial review in the Federal Court of
Appeal of the final determination referenced below. The following information is provided pursuant to Rule 33 of the NAFTA
Article 1904 Panel Rules:
1. Corn Products International, Inc. and Casco, Inc./Canada
Starch Operating Company Inc. are the interested persons filing
this notice.
2. Heenan Blaikie LLP, Barristers and Solicitors (attention:
Paul Lalonde) is counsel for Corn Products International, Inc.
and Casco, Inc./Canada Starch Operating Company Inc.
3. Address for service of counsel to Corn Products International, Inc. and Casco, Inc./Canada Starch Operating Company Inc. is Royal Bank Plaza, South Tower, Suite 2600,
Eu égard à une décision définitive de dumping et de subventionnement à l’égard du maïs-grain à l’état brut, à l’exception
du maïs de semence (utilisé à des fins de reproduction), du
maïs sucré et du maïs à éclater, originaire ou exporté des ÉtatsUnis d’Amérique.
Conformément à l’article 1904 de l’Accord de libre-échange
nord-américain, avis est par les présentes donné que Corn Products International, Inc. et Casco, Inc./Canada Starch Operating
Company Inc. entendent engager des procédures d’examen judiciaire, en Cour d’appel fédérale, de la décision définitive indiquée
ci-dessous. Les renseignements suivants sont fournis conformément à l’article 33 des Règles des groupes spéciaux (article 1904 — ALÉNA) :
1. Corn Products International, Inc. et Casco, Inc./Canada
Starch Operating Company Inc. sont les noms des personnes
intéressées qui déposent l’avis.
2. Heenan Blaikie s.r.l., avocats (à l’attention de Paul Lalonde)
est l’avocat qui représente Corn Products International, Inc. et
Casco, Inc./Canada Starch Operating Company Inc.
3. L’adresse de l’avocat qui représente Corn Products International, Inc. et Casco, Inc./Canada Starch Operating Company
818
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
200 Bay Street, Toronto, Ontario M5J 2J4, 1-866-553-4342
(fax).
4. The telephone number for counsel to Corn Products International, Inc. and Casco, Inc./Canada Starch Operating Company Inc. is (416) 643-6828.
5. This notice of intent to commence judicial review is hereby
given in respect of an order issued under paragraph 41(1)(a) of
the Special Import Measures Act, making a final determination
of dumping and subsidizing respecting unprocessed grain corn,
excluding seed corn (for reproductive purposes), sweet corn,
and popping corn, originating in or exported from the United
States of America.
6. The order was issued by the Canada Border Services
Agency.
7. The Canada Border Services Agency File Nos. are 4214-10
(dumping) and 4218-20 (subsidizing).
8. The order was published on April 1, 2006, in the Canada
Gazette, Part I, Vol. 140, No. 13, page 673.
HEENAN BLAIKIE LLP
Barristers and Solicitors
Inc. aux fins de signification est la suivante : Royal Bank Plaza,
Tour Sud, Pièce 2600, 200, rue Bay, Toronto (Ontario) M5J
2J4, 1 866 553-4342 (télécopieur).
4. Le numéro de téléphone de l’avocat qui représente Corn
Products International, Inc. et Casco, Inc./Canada Starch Operating Company Inc. est le (416) 643-6828.
5. Cet avis d’intention d’engager des procédures d’examen judiciaire est donné relativement à une ordonnance rendue aux
termes des paragraphes 41(1)a) de la Loi sur les mesures spéciales d’importation à l’égard d’une décision définitive de
dumping et de subventionnement du maïs-grain à l’état brut, à
l’exception du maïs de semence (utilisé à des fins de reproduction), du maïs sucré et du maïs à éclater, originaire ou exporté
des États-Unis d’Amérique.
6. L’ordonnance a été rendue par l’Agence des services frontaliers du Canada.
7. Les numéros de dossier de l’Agence des services frontaliers
du Canada sont 4214-10 (pour le dumping) et 4218-20 (pour le
subventionnement).
8. L’ordonnance a été publiée le 1er avril 2006 dans la Partie I
de la Gazette du Canada, vol. 140, no 13, page 673.
Le 11 avril 2006
Les conseillers juridiques
HEENAN BLAIKIE s.r.l.
[15-1-o]
[15-1-o]
April 11, 2006
COUNTY OF DUFFERIN
COUNTY OF DUFFERIN
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
The County of Dufferin hereby gives notice that an application
has been made to the Minister of Transport under the Navigable
Waters Protection Act for approval of the plans and site of the
work described herein. Under section 9 of the said Act, the
County of Dufferin has deposited with the Minister of Transport
and in the office of the District Registrar of the Land Registry District of Dufferin, at Orangeville, Ontario, under deposit
No. MF 230824, a description of the site and plans of a bridge
over the Grand River, on County Road 25, at the intersection on
County Road 10, north of Grand Valley.
Comments may be directed to the Superintendent, Navigable
Waters Protection Program, Transport Canada, 100 Front Street S,
Sarnia, Ontario N7T 2M4. However, comments will be considered only if they are in writing, are received not later than 30 days
after the date of publication of this notice and are related to the
effects of this work on marine navigation. Although all comments
conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
Orangeville, April 6, 2006
TREVOR LEWIS
Director of Public Works
Le County of Dufferin donne avis, par les présentes, qu’une
demande a été déposée auprès du ministre des Transports, en vertu de la Loi sur la protection des eaux navigables, pour l’approbation des plans et de l’emplacement de l’ouvrage décrit ci-après.
Le County of Dufferin a, en vertu de l’article 9 de ladite loi,
déposé auprès du ministre des Transports et au bureau de la
publicité des droits du district d’enregistrement de Dufferin, à
Orangeville (Ontario), sous le numéro de dépôt MF 230824, une
description de l’emplacement et les plans d’un pont au-dessus de
la rivière Grand, sur le chemin de comté 25, à l’angle du chemin
de comté 10, au nord de Grand Valley.
Les commentaires éventuels doivent être adressés au Surintendant, Programme de protection des eaux navigables, Transports
Canada, 100, rue Front Sud, Sarnia (Ontario) N7T 2M4. Veuillez
noter que seuls les commentaires faits par écrit, reçus au plus tard
30 jours suivant la date de publication de cet avis et relatifs à
l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime seront considérés.
Même si tous les commentaires répondant à ces exigences seront
considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Orangeville, le 6 avril 2006
Le directeur des travaux publics
TREVOR LEWIS
[15-1-o]
[15-1]
DEPARTMENT OF TRANSPORTATION AND PUBLIC
WORKS OF NOVA SCOTIA
DEPARTMENT OF TRANSPORTATION AND PUBLIC
WORKS OF NOVA SCOTIA
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
The Department of Transportation and Public Works of Nova
Scotia hereby gives notice that an application has been made to
the federal Minister of Transport under the Navigable Waters
Protection Act for approval of the plans and site of the work
Le Department of Transportation and Public Works of Nova
Scotia (le ministère des transports et des travaux publics de la
Nouvelle-Écosse) donne avis, par les présentes, qu’une demande a
été déposée auprès du ministre fédéral des Transports, en vertu de
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
described herein. Under section 9 of the said Act, the Department
of Transportation and Public Works of Nova Scotia has deposited
with the federal Minister of Transport and in the Land Registration Office of Halifax County, at 5151 Terminal Road, Halifax,
Nova Scotia, under deposit No. 84737650, a description of the
site and plans of the replacement bridge over the Shubenacadie
River, on Milford Road, at Milford, Nova Scotia, adjacent to the
following property numbers: 875/247, 5667/746 and 5710/196.
819
Comments regarding the effect of this work on marine navigation may be directed to the Superintendent, Navigable Waters
Protection Program, Transport Canada, P.O. Box 1013, Dartmouth, Nova Scotia B2Y 4K2. However, comments will be considered only if they are in writing and are received not later than
30 days after the date of publication of this notice. Although all
comments conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
Halifax, April 6, 2006
YMCL ENGINEERING LIMITED
la Loi sur la protection des eaux navigables, pour l’approbation des
plans et de l’emplacement de l’ouvrage décrit ci-après. Le Department of Transportation and Public Works of Nova Scotia a, en
vertu de l’article 9 de ladite loi, déposé auprès du ministre fédéral
des Transports et au bureau d’enregistrement foncier du comté
de Halifax, situé au 5151, chemin Terminal, Halifax (NouvelleÉcosse), sous le numéro de dépôt 84737650, une description de
l’emplacement et les plans du remplacement du pont au-dessus de
la rivière Shubenacadie, sur la rue Milford, à Milford, en NouvelleÉcosse, dans le voisinage immédiat des propriétés pourtant les numéros d’identification suivants : 875/247, 5667/746 et 5710/196.
Les commentaires relatifs à l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime peuvent être adressés au Surintendant, Programme
de protection des eaux navigables, Transports Canada, Case postale 1013, Dartmouth (Nouvelle-Écosse) B2Y 4K2. Veuillez noter
que seuls les commentaires faits par écrit et reçus au plus tard
30 jours suivant la date de publication de cet avis seront considérés. Même si tous les commentaires répondant à ces exigences
seront considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Halifax, le 6 avril 2006
YMCL ENGINEERING LIMITED
[15-1-o]
[15-1-o]
INNOVENE POLYETHYLENE NORTH AMERICA
INNOVENE POLYETHYLENE NORTH AMERICA
DOCUMENTS DEPOSITED
DÉPÔT DE DOCUMENTS
Notice is hereby given, pursuant to section 105 of the Canada
Transportation Act, that on March 27, 2006, the following documents were deposited in the Office of the Registrar General of
Canada:
1. Consent and Release dated and effective as of March 16,
2006, among Verizon Capital Corp., U.S. Bank National Association, Massachusetts Mutual Life Insurance Company, Innovene Polyethylene North America, BP Corporation North
America, Inc. and BP Amoco Chemical Company;
2. Lease Assignment and Assumption Agreement dated and effective as of March 16, 2006, between BP Amoco Chemical
Company and Innovene Polyethylene North America; and
3. Sublease Agreement dated and effective as of March 16,
2006, between BP Amoco Chemical Company and Innovene
Polyethylene North America.
BAKER & MCKENZIE LLP
Barristers and Solicitors
Avis est par les présentes donné, conformément à l’article 105
de la Loi sur les transports au Canada, que le 27 mars 2006 les
documents suivants ont été déposés au Bureau du registraire général du Canada :
1. Consentement et mainlevée en date du 16 mars 2006 et en
vigueur à compter de cette date, conclu entre la Verizon Capital
Corp., la U.S. Bank National Association, la Massachusetts
Mutual Life Insurance Company, la Innovene Polyethylene
North America, la BP Corporation North America, Inc. et la
BP Amoco Chemical Company;
2. Convention de cession de bail et de prise en charge en date
du 16 mars 2006 et en vigueur à compter de cette date, conclue
entre la BP Amoco Chemical Company et la Innovene Polyethylene North America;
3. Convention de sous-location en date du 16 mars 2006 et
en vigueur à compter de cette date, conclue entre la BP Amoco
Chemical Company et la Innovene Polyethylene North America.
Le 5 avril 2006
Les avocats
BAKER & MCKENZIE s.r.l.
[15-1-o]
[15-1-o]
April 5, 2006
INTERNATIONAL COMMISSION ON LARGE DAMS —
MONTRÉAL 2003
COMMISSION INTERNATIONALE DES GRANDS
BARRAGES — MONTRÉAL 2003
SURRENDER OF CHARTER
ABANDON DE CHARTE
Notice is hereby given that INTERNATIONAL COMMISSION ON LARGE DAMS — MONTRÉAL 2003 intends to apply to the Minister of Industry for leave to surrender its charter,
pursuant to the Canada Corporations Act.
JEAN-OLIVIER TREMBLAY
Secretary
Avis est par les présentes donné que COMMISSION INTERNATIONALE DES GRANDS BARRAGES — MONTRÉAL 2003 demandera au ministre de l’Industrie la permission
d’abandonner sa charte en vertu de la Loi sur les corporations
canadiennes.
Le 5 avril 2006
Le secrétaire
JEAN-OLIVIER TREMBLAY
[15-1-o]
[15-1-o]
April 5, 2006
820
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
THE LAKE ERIE AND DETROIT RIVER RAILWAY
COMPANY
THE LAKE ERIE AND DETROIT RIVER RAILWAY
COMPANY
ANNUAL GENERAL MEETING
ASSEMBLÉE GÉNÉRALE ANNUELLE
Notice is hereby given that the annual general meeting of the
shareholders of The Lake Erie and Detroit River Railway Company for the election of directors and other general purposes will
be held on Tuesday, May 2, 2006, at 11 a.m., Eastern Daylight
Time, at the head office of the Company, in the city of Windsor,
province of Ontario.
Avis est par les présentes donné que l’assemblée générale annuelle des actionnaires de The Lake Erie and Detroit River Railway Company pour l’élection des directeurs et l’examen de
questions générales se tiendra le mardi 2 mai 2006, à 11 h (heure
avancée de l’Est), au siège social de la société, dans la ville de
Windsor, en Ontario.
Windsor, le 1er avril 2006
Windsor, April 1, 2006
DONNA MELTON
Secretary
La secrétaire
DONNA MELTON
[14-4-o]
[14-4-o]
MAPLE LEAF FOODS INC. AND ITS AFFILIATES
LES ALIMENTS MAPLE LEAF INC. ET SES AFFILIÉS
NOTICE OF INTENT TO COMMENCE JUDICIAL REVIEW
AVIS D’INTENTION D’ENGAGER DES PROCÉDURES
D’EXAMEN JUDICIAIRE
STIKEMAN ELLIOTT LLP
Barristers and Solicitors
Eu égard à une décision définitive de dumping et de subventionnement à l’égard du maïs-grain à l’état brut, à l’exception
du maïs de semence (utilisé à des fins de reproduction), du
maïs sucré et du maïs à éclater, originaire ou exporté des ÉtatsUnis d’Amérique.
Conformément à l’article 1904 de l’Accord de libre-échange
nord-américain, avis est par les présentes donné que Les Aliments Maple Leaf Inc. et ses affiliés entend engager des procédures d’examen judiciaire, en Cour d’appel fédérale, de la décision définitive indiquée ci-dessous. Les renseignements suivants
sont fournis conformément à l’article 33 des Règles des groupes
spéciaux (article 1904 — ALÉNA) :
1. Les Aliments Maple Leaf Inc. et ses affiliés est le nom de la
personne intéressée qui dépose l’avis.
2. Stikeman Elliott s.r.l. (à l’attention de Susan M. Hutton,
Nicholas McHaffie et Kim D. G. Alexander-Cook) sont les
avocats qui représentent Les Aliments Maple Leaf Inc. et ses
affiliés.
3. L’adresse des avocats qui représentent Les Aliments Maple
Leaf Inc. et ses affiliés aux fins de signification est la suivante :
Stikeman Elliott s.r.l., 50, rue O’Connor, Pièce 1600, Ottawa
(Ontario) Canada K1P 6L2, (613) 230-8877 (télécopieur).
4. Le numéro de téléphone des avocats qui représentent Les
Aliments Maple Leaf Inc. et ses affiliés est le (613) 234-4555.
5. Cet avis d’intention d’engager des procédures d’examen judiciaire est donné relativement à une ordonnance rendue aux
termes de l’alinéa 41(1)a) de la Loi sur les mesures spéciales
d’importation à l’égard d’une décision définitive de dumping et
de subventionnement du maïs-grain à l’état brut, à l’exception
du maïs de semence (utilisé à des fins de reproduction), du
maïs sucré et du maïs à éclater, originaire ou exporté des ÉtatsUnis d’Amérique.
6. L’ordonnance a été rendue par l’Agence des services frontaliers du Canada.
7. Les numéros de dossier de l’Agence des services frontaliers
du Canada sont 4214-10 (pour le dumping) et 4218-20 (pour le
subventionnement).
8. L’ordonnance a été publiée le 1er avril 2006 dans la Partie I
de la Gazette du Canada, vol. 140, no 13, page 673.
Le 10 avril 2006
Les avocats
STIKEMAN ELLIOTT s.r.l.
[15-1-o]
[15-1-o]
In the matter of a final determination of dumping and subsidizing in respect of unprocessed grain corn, excluding seed corn
(for reproductive purposes), sweet corn, and popping corn,
originating in or exported from the United States of America.
Pursuant to Article 1904 of the North American Free Trade
Agreement, notice is hereby given that Maple Leaf Foods Inc. and
its affiliates intends to commence judicial review in the Federal
Court of Appeal of the final determination referenced below. The
following information is provided pursuant to Rule 33 of the
NAFTA Article 1904 Panel Rules:
1. Maple Leaf Foods Inc. and its affiliates is an interested person filing this notice.
2. Stikeman Elliott LLP (attention: Susan M. Hutton, Nicholas
McHaffie and Kim D. G. Alexander-Cook) is counsel for
Maple Leaf Foods Inc. and its affiliates.
3. Address for service of counsel to Maple Leaf Foods Inc.
and its affiliates is: Stikeman Elliott LLP, 1600-50 O’Connor
Street, Ottawa, Ontario, Canada K1P 6L2, (613) 230-8877
(fax).
4. The telephone number for counsel to Maple Leaf Foods Inc.
and its affiliates is (613) 234-4555.
5. This notice of intent to commence judicial review is hereby
given in respect of an order issued under paragraph 41(1)(a) of
the Special Import Measures Act, making a final determination
of dumping and subsidizing respecting unprocessed grain corn,
excluding seed corn (for reproductive purposes), sweet corn,
and popping corn, originating in or exported from the United
States of America.
6. The order was issued by the Canada Border Services
Agency.
7. The Canada Border Services Agency File Nos. are 4214-10
(dumping) and 4218-20 (subsidizing).
8. The order was published on April 1, 2006, in the Canada
Gazette, Part I, Vol. 140, No. 13, page 673.
April 10, 2006
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
821
OKANAGAN NORTHERN EXCURSIONS RAILWAY INC.
OKANAGAN NORTHERN EXCURSIONS RAILWAY INC.
DOCUMENT DEPOSITED
DÉPÔT DE DOCUMENT
Notice is hereby given, pursuant to section 105 of the Canada
Transportation Act, that on January 19, 2006, the following
document was deposited in the Office of the Registrar General of
Canada:
Release and Discharge (Northern Summit Railway Car —
D-200223 Business Coach BC3) dated as of January 5, 2006,
from Interior Savings Credit Union, as Lender, to Okanagan
Northern Excursions Railway Inc., as Borrower, relating to a
Commercial Security Agreement dated as of January 22, 2003.
February 24, 2006
BERGE HORN
Lawyers
Avis est par les présentes donné, conformément à l’article 105
de la Loi sur les transports au Canada, que le 19 janvier 2006 le
document suivant a été déposé au Bureau du registraire général
du Canada :
Libération et quittance (locomotive D-200223 BC3) en date du
5 janvier 2006 de la Interior Savings Credit Union, en qualité
de prêteur, à la Okanagan Northern Excursions Railway Inc.,
en qualité d’emprunteur, concernant un contrat de garantie
commercial en date du 22 janvier 2003.
Le 24 février 2006
Les avocats
BERGE HORN
[15-1-o]
[15-1-o]
SAFETY NATIONAL CASUALTY CORPORATION
SAFETY NATIONAL CASUALTY CORPORATION
APPLICATION FOR AN ORDER
DEMANDE D’ORDONNANCE
Notice is hereby given that Safety National Casualty Corporation, which operates in Canada as a branch, is applying to the
Superintendent of Financial Institutions to obtain an order approving the insuring in Canada of risks falling within the classes
of property and liability under the name Safety National Casualty
Corporation.
CASSELS BROCK & BLACKWELL LLP
Solicitors
Avis est par les présentes donné que la Safety National Casualty Corporation, laquelle société exploite une succursale au Canada, a l’intention de présenter au surintendant des institutions
financières une demande d’ordonnance l’autorisant à offrir de
l’assurance au Canada dans les catégories de risques suivantes :
biens et responsabilité, sous la dénomination sociale Safety National Casualty Corporation.
Le 1er avril 2006
Les conseillers juridiques
CASSELS BROCK & BLACKWELL s.r.l.
[13-4-o]
[13-4-o]
April 1, 2006
SHELL CANADA LIMITED
SHELL CANADA LIMITÉE
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
Shell Canada Limited hereby gives notice that an application
has been made to the Minister of Transport under the Navigable
Waters Protection Act for approval of the plans and site of the
work described herein. Under section 9 of the said Act, Shell
Canada Limited has deposited with the Minister of Transport and
in the Alberta Land Titles Office, located in the John E. Brownlee
Building, 10365 97th Street, Edmonton, Alberta, under deposit
No. 0621309, a description of the site and plans of a proposed
haul bridge across Jackpine Creek, to be located at the southeast
quarter of Section 17, Township 95, Range 9, west of the Fourth
Meridian, in the regional municipality of Wood Buffalo.
Comments may be directed to the Superintendent, Navigable
Waters Protection Program, Transport Canada, 100 Front Street S,
Sarnia, Ontario N7T 2M4. However, comments will be considered only if they are in writing, are received not later than 30 days
after the date of publication of this notice and are related to the
effects of this work on marine navigation. Although all comments
conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
Calgary, April 7, 2006
MICHAEL SARETSKY
La société Shell Canada Limitée donne avis, par les présentes,
qu’une demande a été déposée auprès du ministre des Transports,
en vertu de la Loi sur la protection des eaux navigables, pour
l’approbation des plans et de l’emplacement de l’ouvrage décrit
ci-après. La Shell Canada Limitée a, en vertu de l’article 9 de
ladite loi, déposé auprès du ministre des Transports et au bureau
d’enregistrement des titres fonciers de l’Alberta, situé au John E.
Brownlee Building, 10365 97th Street, Edmonton (Alberta), sous
le numéro de dépôt 0621309, une description de l’emplacement et
les plans d’un pont de transport au-dessus du ruisseau Jackpine,
devant être situé au quart sud-est de la section 17, canton 95,
rang 9, à l’ouest du quatrième méridien, dans la municipalité régionale de Wood Buffalo.
Les commentaires éventuels doivent être adressés au Surintendant, Programme de protection des eaux navigables, Transports
Canada, 100, rue Front Sud, Sarnia (Ontario) N7T 2M4. Veuillez
noter que seuls les commentaires faits par écrit, reçus au plus
tard 30 jours suivant la date de publication de cet avis et relatifs à
l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime seront considérés.
Même si tous les commentaires répondant à ces exigences seront
considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Calgary, le 7 avril 2006
MICHAEL SARETSKY
[15-1-o]
[15-1-o]
822
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
THE STANDARD LIFE ASSURANCE COMPANY
COMPAGNIE D’ASSURANCE STANDARD LIFE
THE STANDARD LIFE ASSURANCE COMPANY OF
CANADA
COMPAGNIE D’ASSURANCE STANDARD LIFE DU
CANADA
SLLC LIMITED
SLLC LIMITED
TRANSACTIONS
OPÉRATIONS
In connection with the proposed demutualization of The Standard Life Assurance Company (“Standard Life”), Standard Life,
The Standard Life Assurance Company of Canada (“Standard
Life Canada”) and SLLC Limited (to be renamed Standard Life
Assurance Limited) [“Standard Life Assurance”] intend to make
an application to the Minister of Finance pursuant to sections 254
and 587.1 of the Insurance Companies Act (Canada), on or after
May 16, 2006, for approval of
(a) the assumption by Standard Life Canada of all of the participating policies and certain other policies issued or assumed
by the Canadian branch of Standard Life (“Mutual Branch”);
and
(b) the assumption by the Canadian branch of Standard Life
Assurance (“New Branch”) of certain stacking policies issued
or assumed by the Mutual Branch.
Any policyholder who wishes to obtain a copy of any such
agreement and the reports of the independent actuary on such
transactions may do so by writing to the address specified above,
Attention: Demutualization Team. For more information on the
proposed demutualization of Standard Life, please see our Web
site at www.standardlife.ca.
Montréal, April 15, 2006
THE STANDARD LIFE ASSURANCE COMPANY
THE STANDARD LIFE ASSURANCE
COMPANY OF CANADA
SLLC LIMITED
Dans le cadre de la démutualisation proposée de la Compagnie
d’assurance Standard Life (la « Standard Life »), la Standard Life,
la Compagnie d’assurance Standard Life du Canada (la « Standard Life du Canada ») et la SLLC Limited (dont la dénomination
doit être changée pour la Standard Life Assurance Limited)
[la « Standard Life Assurance »] ont l’intention de déposer auprès
du ministre des Finances, aux termes des articles 254 et 587.1 de
la Loi sur les sociétés d’assurances (Canada), le 16 mai 2006 ou
ultérieurement, une demande d’approbation de :
a) la prise en charge par Standard Life du Canada de toutes les
polices avec participation et de certaines autres polices souscrites ou prises en charge par la division canadienne de la Standard Life (la « division mutuelle »);
b) la prise en charge par la division canadienne de Standard
Life Assurance (la « nouvelle division ») de certaines polices
superposées souscrites ou prises en charge par la division
mutuelle.
Sous réserve de l’achèvement satisfaisant de tous les processus
judiciaires, réglementaires et autres, on prévoit actuellement que
les opérations proposées seront réalisées au cours de l’été 2006,
dès qu’il sera raisonnablement possible de le faire après l’approbation de la démutualisation par la Cour de session d’Écosse en
juin 2006 et vers le moment où la démutualisation sera réalisée.
Les contrats de prise en charge visant les opérations proposées
et les rapports d’un actuaire indépendant sur ces opérations pourront être examinés par les titulaires de polices de la division
mutuelle aux bureaux de la Standard Life du Canada situés
au 1245, rue Sherbrooke Ouest, Montréal (Québec) H3G 1G3,
durant la période de 30 jours suivant la date de publication du
présent avis.
Un titulaire de polices qui souhaite obtenir un exemplaire d’un
tel contrat et des rapports de l’actuaire indépendant sur ces opérations peut le faire en écrivant à l’adresse susmentionnée, à l’attention de l’équipe de démutualisation. Pour plus de détails sur la démutualisation proposée de Standard Life, veuillez consulter notre
site Web au www.standardlife.ca.
Montréal, le 15 avril 2006
COMPAGNIE D’ASSURANCE STANDARD LIFE
COMPAGNIE D’ASSURANCE STANDARD
LIFE DU CANADA
SLLC LIMITED
[15-1-o]
[15-1-o]
Subject to satisfactory completion of all legal, regulatory and
other processes, it is currently intended that the proposed transactions will be completed in the summer of 2006 as soon as reasonably practicable after approval of the demutualization by the
Court of Session in Scotland in June 2006 and at or around the
same time as completion of the demutualization.
The assumption agreements with respect to the proposed
transactions and the reports of an independent actuary on such
transactions will be available for inspection by policyholders of
the Mutual Branch at the office of Standard Life Canada located
at 1245 Sherbrooke Street W, Montréal, Quebec H3G 1G3, for a
30-day period after the date of publication of this notice.
SUN LIFE ASSURANCE COMPANY OF CANADA
SUN LIFE DU CANADA, COMPAGNIE
D’ASSURANCE-VIE
APPLICATION TO ESTABLISH AN INSURANCE
COMPANY
DEMANDE DE CONSTITUTION D’UNE SOCIÉTÉ
D’ASSURANCES
Notice is hereby given, pursuant to subsection 25(2) of the Insurance Companies Act (Canada), that Sun Life Assurance Company of Canada intends to apply to the Minister of Finance for
letters patent incorporating an insurance company to carry on the
Avis est par les présentes donné, aux termes du paragraphe 25(2) de la Loi sur les sociétés d’assurances (Canada), que
Sun Life du Canada, compagnie d’assurance-vie entend demander
au ministre des Finances des lettres patentes pour la constitution
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
823
business of life insurance and accident and sickness insurance in
Canada.
The company will carry on business in Canada under the name
of Sun Life Insurance (Canada) Limited, in English, and Sun Life
Assurances (Canada) limitée, in French, and its principal office
will be located in Toronto, Ontario.
Any person who objects to the proposed incorporation may
submit an objection in writing to the Office of the Superintendent
of Financial Institutions, 255 Albert Street, Ottawa, Ontario K1A
0H2, on or before June 6, 2006.
April 13, 2006
SUN LIFE ASSURANCE COMPANY
OF CANADA
d’une société d’assurances afin d’exercer des activités d’assurancevie et d’assurance contre les accidents et la maladie au Canada.
La société exercera des activités au Canada sous la dénomination « Sun Life Insurance (Canada) Limited » en anglais et la
dénomination « Sun Life Assurances (Canada) limitée » en français et son bureau principal sera situé à Toronto, en Ontario.
Toute personne qui s’oppose au projet de constitution peut notifier par écrit son opposition au Bureau du surintendant des institutions financières, 255, rue Albert, Ottawa (Ontario) K1A 0H2,
au plus tard le 6 juin 2006.
Le 13 avril 2006
SUN LIFE DU CANADA, COMPAGNIE
D’ASSURANCE-VIE
[15-4-o]
[15-4-o]
TOWN OF GANANOQUE
TOWN OF GANANOQUE
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
Dillon Consulting Limited, on behalf of the Town of Gananoque, hereby gives notice that an application has been made to the
Minister of Transport under the Navigable Waters Protection Act
for approval of the plans and site of the work described herein.
Under section 9 of the said Act, the Town of Gananoque has deposited with the Minister of Transport and in the office of the
District Registrar of the Land Registry District of the County of
Leeds, at 7 King Street W, Brockville, Ontario, under deposit
No. 0366702, a description of the site and plans of the rehabilitation of the existing King Street Bridge over the Gananoque River,
in the town of Gananoque, Lot 13, Broken Front Concession.
Comments may be directed to the Superintendent, Navigable
Waters Protection Program, Transport Canada, 100 Front Street S,
Sarnia, Ontario N7T 2M4. However, comments will be considered only if they are in writing, are received not later than 30 days
after the date of publication of this notice and are related to the
effects of this work on marine navigation. Although all comments
conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
Ottawa, April 12, 2006
DILLON CONSULTING LIMITED
DAVE DARCH, P.Eng.
La société Dillon Consulting Limited, au nom du Town of
Gananoque, donne avis, par les présentes, qu’une demande a été
déposée auprès du ministre des Transports, en vertu de la Loi sur
la protection des eaux navigables, pour l’approbation des plans
et de l’emplacement de l’ouvrage décrit ci-après. Le Town of
Gananoque a, en vertu de l’article 9 de ladite loi, déposé auprès
du ministre des Transports et au bureau de la publicité des droits
du district d’enregistrement du comté de Leeds, au 7, rue King
Ouest, Brockville (Ontario), sous le numéro de dépôt 0366702,
une description de l’emplacement et les plans de la réfection du
pont King Street au-dessus de la rivière Gananoque, dans le village de Gananoque, lot 13, concession Broken Front.
Les commentaires éventuels doivent être adressés au Surintendant, Programme de protection des eaux navigables, Transports
Canada, 100, rue Front Sud, Sarnia (Ontario) N7T 2M4. Veuillez
noter que seuls les commentaires faits par écrit, reçus au plus tard
30 jours suivant la date de publication de cet avis et relatifs à
l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime seront considérés.
Même si tous les commentaires répondant à ces exigences seront
considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Ottawa, le 12 avril 2006
DILLON CONSULTING LIMITED
DAVE DARCH, ing.
[15-1-o]
[15-1-o]
THE TRAVELERS INSURANCE COMPANY
THE TRAVELERS INSURANCE COMPANY
CHANGE OF NAME
CHANGEMENT DE DÉNOMINATION SOCIALE
Notice is hereby given, pursuant to subsection 576(2) of the Insurance Companies Act (Canada), that The Travelers Insurance
Company (“Travelers”) intends to apply to the Superintendent of
Financial Institutions for an order changing the name under which
Travelers insures risks in Canada. Travelers intends to change its
name to MetLife Insurance Company of Connecticut on or after
May 1, 2006.
Ottawa, April 1, 2006
THE TRAVELERS INSURANCE COMPANY
Avis est par les présentes donné, conformément au paragraphe 576(2) de la Loi sur les sociétés d’assurances (Canada), que
The Travelers Insurance Company (« Travelers ») a l’intention de
demander au surintendant des institutions financières d’émettre une
ordonnance changeant la dénomination sous laquelle Travelers
assure des risques au Canada. Travelers a l’intention de changer sa
dénomination pour MetLife Insurance Company of Connecticut le
1er mai 2006 ou ultérieurement.
Ottawa, le 1er avril 2006
THE TRAVELERS INSURANCE COMPANY
[13-4-o]
[13-4-o]
824
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
UNION PACIFIC RAILROAD COMPANY
UNION PACIFIC RAILROAD COMPANY
DOCUMENTS DEPOSITED
DÉPÔT DE DOCUMENTS
Notice is hereby given, pursuant to section 105 of the Canada
Transportation Act, that on April 5, 2006, the following documents were deposited in the Office of the Registrar General of
Canada:
1. Lease Termination, Release of Lien and Bill of Sale
(UPRR 1997-A) dated as of February 27, 2006, among Union
Pacific Railroad Company, Chase Bank USA, National Association and Citibank, N.A.; and
2. Lease Termination, Release of Lien and Bill of Sale dated as
of January 21, 2006, among Union Pacific Railroad Company,
Wachovia Bank, National Association and Wilmington Trust
Company.
April 5, 2006
MCCARTHY TÉTRAULT LLP
Solicitors
Avis est par les présentes donné, conformément à l’article 105
de la Loi sur les transports au Canada, que le 5 avril 2006 les
documents suivants ont été déposés au Bureau du registraire général du Canada :
1. Résiliation du contrat de location, mainlevée de rétention et
acte de vente (UPRR 1997-A) en date du 27 février 2006 entre
la Union Pacific Railroad Company, la Chase Bank USA, National Association et la Citibank, N.A.;
2. Résiliation du contrat de location, mainlevée de rétention et
acte de vente en date du 21 janvier 2006 entre la Union Pacific
Railroad Company, la Wachovia Bank, National Association et
la Wilmington Trust Company.
Le 5 avril 2006
Les conseillers juridiques
MCCARTHY TÉTRAULT s.r.l.
[15-1-o]
[15-1-o]
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
PROPOSED REGULATIONS
RÈGLEMENTS PROJETÉS
Table of Contents
Table des matières
Page
Natural Resources, Dept. of
Regulations Amending the Newfoundland Offshore
Petroleum Drilling Regulations ..............................
Natural Resources, Dept. of
Regulations Amending the Nova Scotia Offshore
Petroleum Drilling Regulations ..............................
826
832
825
Page
Ressources naturelles, min. des
Règlement modifiant le Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de
Terre-Neuve ............................................................
826
Ressources naturelles, min. des
Règlement modifiant le Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de la
Nouvelle-Écosse .....................................................
832
826
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
Regulations Amending the Newfoundland Offshore
Petroleum Drilling Regulations
Règlement modifiant le Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de
Terre-Neuve
Statutory authority
Canada-Newfoundland Atlantic Accord Implementation Act
Fondement législatif
Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada —
Terre-Neuve
Sponsoring department
Department of Natural Resources
Ministère responsable
Ministère des Ressources naturelles
REGULATORY IMPACT
ANALYSIS STATEMENT
RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT
DE LA RÉGLEMENTATION
(This statement is not part of the Regulations.)
(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)
Description
Description
The proposed amendments arose from the regulatory agenda of
the Atlantic Energy Roundtable (AER). During discussions of
the AER, governments and industry agreed that an analysis of
the impact of the regulatory framework in Atlantic Canada on
the cost of drilling offshore exploratory oil and gas wells was
required. This recognition was underlined by the fact that, increasingly, exploration in the Atlantic Canada offshore is moving
into more expensive and technically challenging, high-pressure/
high-temperature, deep-water wells.
Les modifications proposées découlent du programme réglementaire lancé par la Table ronde sur l’énergie de l’Atlantique
(Table ronde). Au cours des délibérations de la Table ronde, les
gouvernements et l’industrie ont convenu qu’il était nécessaire
d’analyser l’impact du cadre de réglementation en place dans le
Canada atlantique sur le coût des forages exploratoires de puits de
gaz et de pétrole dans la zone extracôtière. Ce constat s’appuyait
sur le fait que les travaux d’exploration réalisés au large de la côte
atlantique consistaient de plus en plus à faire des forages en eau
profonde, à pression et température élevées, qui étaient à la fois
plus coûteux et plus difficiles techniquement.
La Table ronde sur l’énergie de l’Atlantique a été instituée en
2002 afin d’offrir une tribune aux gouvernements, aux exploitants
extracôtiers, aux entreprises d’approvisionnement et de service,
aux organismes de régie et aux syndicats pour se pencher ensemble sur des questions d’intérêt commun, en vue de favoriser le
développement de l’industrie pétrolière et gazière dans la région
extracôtière du Canada atlantique. Le ministre des Ressources
naturelles se fait l’hôte de cette tribune, et Ressources naturelles
Canada (RNCan) joue un rôle de premier plan pour ce qui est
d’imprimer une direction au programme et au plan de travail de la
Table ronde. Les ministres de l’Environnement, de l’Industrie et
des Pêches et des Océans, de même que l’Agence de promotion
économique du Canada atlantique ont participé à des réunions
récentes de la Table ronde.
Il ressort des analyses effectuées par la Table ronde que parmi
les diverses exigences réglementaires qui influent sur le coût d’un
puits, l’une de celles qui font le plus hausser le coût du forage est
l’obligation de faire des essais d’écoulement dans les réservoirs
d’hydrocarbures potentiels. L’essai d’écoulement réalisé dans une
formation est un facteur crucial pour déterminer si un réservoir
pourra maintenir une production commerciale. L’industrie a longtemps pensé qu’il convenait de laisser à l’exploitant le soin de
décider s’il y a lieu d’effectuer un essai d’écoulement, selon son
évaluation des risques et des avantages globaux. Les modifications proposées accorderaient aux exploitants le soin de prendre
cette décision.
Le test d’écoulement permet aux fluides que l’on a trouvés lors
du forage dans une zone rocheuse de s’écouler dans le trou de
The AER was first convened in 2002 to provide a forum for
governments, offshore operators, supply and service companies,
regulators and labour groups to work together on issues of common interest to the further development of the Atlantic offshore
oil and gas industry. The Minister of Natural Resources hosts this
forum, and Natural Resources Canada (NRCan) plays a lead role
in guiding its agenda and work plan. The ministers of the Environment, of Industry, and of Fisheries and Oceans and the Atlantic Canada Opportunities Agency have participated in recent
meetings.
The AER’s analytical work revealed that, of the several regulatory requirements that affect well costs, one that contributes significantly to the cost of drilling a well is the requirement to flow
test potential hydrocarbon reservoirs. A formation flow test is the
critical factor in determining the potential of a reservoir to sustain commercial production. Industry has long believed that the
decision to conduct these tests should be at the discretion of the
operator, based on its assessment of the overall risks and benefits.
The proposed amendments would provide that discretion to the
operators.
A flow test is a test that allows the fluids in a specific section
of the rock encountered in drilling the well to flow into the well
Le 15 avril 2006
bore and up the drill pipe towards the surface. Noting the type of
fluid expelled into the drill string and fluctuations of the pressure
in the reservoir as it depletes and buildups allows the reservoir
engineer to determine the type of fluid (oil, gas, water) in the
reservoir, reservoir parameters such as permeability and, in many
cases, the areal extent of the hydrocarbon accumulation. This
information is critical in determining the size of the oil or gas
accumulation and the rate at which it can be produced.
The test requires the use of specialized equipment that must be
attached to the bottom of the drill pipe and lowered into the well
to the desired depth. Designing a flow test is dependent on the
type of rock to be tested, the depth, and potential reservoir pressures and temperatures. Depending on the complexity of the well
bore and the reservoir, it can be quite lengthy to design a test
(i.e. 3 to 4 months for a conventional offshore well, and 6 to
12 months for a deepwater or high-pressure/high-temperature
well). A flow test requires several days at a minimum to conduct
because the drill pipe must be removed from the well bore, a production liner must be installed and perforated, testing tools must
be attached and calibrated and the drill pipe put back down the
hole. The zone to be tested is then allowed to flow for a minimum
of 8 hours and then closed in to allow reservoir pressure to build
back up. This process may be repeated several times using different choke sizes. The high cost of running a flow test is an accumulation of the cost of
• designing a test, including obtaining the required planning
data, and deciding on appropriate hardware specifications;
• renting or leasing equipment and having it installed on the
drilling contractor’s rig at the time of rig mobilization;
• designing the well to include the installation of a production
liner and subsequently installing and perforating the liner; and
• using several days of rig time to conduct the test.
For every well, basic well information may be obtained through
mud logging, logging while drilling (LWD) and wireline testing.
These procedures are used by companies to establish certain basic
characteristics of the well (including the presence of hydrocarbon)
and to guide a company’s decision on whether it should evaluate
potential reservoirs further through more precise testing. The most
definitive way to test the production potential of a well is by conducting a flow test. Accordingly, legislation requires that, in order
to establish that it has made a significant discovery, an operator
must use a flow test to demonstrate the existence of hydrocarbons.
However, as an alternate means of obtaining certain reservoir information (such as reservoir pressure and fluid samples), a company may desire to run a full wireline testing program instead of a
flow test. Wireline tests involve the lowering of testing equipment
into a well on a wire, allowing for a small fluid sample to be taken
and a reading of the reservoir pressure. Compared to flow testing,
wireline testing is a much quicker and less costly procedure and has
the benefit of allowing several different zones to be measured on
the same run. It does not provide the level of detail necessary for
detailed reservoir performance calculations but provides enough
detail to undertake preliminary reserve volume calculations.
The current Nova Scotia Offshore Petroleum Drilling Regulations and Newfoundland Offshore Petroleum Drilling Regulations
Gazette du Canada Partie I
827
forage et de remonter jusqu’à la surface le long de la tige de
forage. Selon le type du fluide expulsé dans la rame et les fluctuations de la pression dans le réservoir au fur et à mesure qu’il se
vide et que la pression remonte, l’ingénieur peut déterminer le
type du fluide (pétrole, gaz naturel, eau) présent dans le réservoir,
les paramètres de celui-ci tels que sa perméabilité et, dans de
nombreux cas, l’étendue aréale des hydrocarbures accumulés. Ces
renseignements sont cruciaux pour déterminer la grosseur du
gisement de pétrole ou de gaz naturel et le taux de production
possible.
Cet essai nécessite l’utilisation d’un équipement spécialisé qui
doit être attaché au bas de la tige de forage et descendu dans le
puits à la profondeur voulue. La conception de l’essai d’écoulement est basée sur le type de la roche, sur la profondeur, ainsi que
sur les diverses pressions et températures du réservoir. Selon la
complexité du forage et du réservoir, concevoir l’essai d’écoulement peut nécessiter beaucoup de temps (c’est-à-dire de trois à
quatre mois pour un puits classique situé dans une zone extracôtière et de six à douze mois pour un puits en eau profonde ou
un puits où la pression et la température sont élevées). Il faut plusieurs jours pour réaliser l’essai d’écoulement parce qu’il faut
retirer la tige de forage du trou de forage, installer et perforer une
colonne de production, fixer et calibrer les outils d’essai et remettre la tige de forage dans le trou de forage. On laisse ensuite
l’écoulement se faire dans la zone à tester pendant au moins huit
heures, puis l’on referme cette zone pour que la pression du réservoir remonte. Il peut être nécessaire de répéter ce processus
plusieurs fois à l’aide de duses de taille différente. Le coût élevé
d’un essai d’écoulement est attribuable à l’accumulation des coûts
associés aux activités suivantes :
• concevoir l’essai, notamment obtenir les données de planification requises, et établir les spécifications de l’équipement
requis;
• louer l’équipement et le faire installer sur l’appareil de forage
de l’exploitant au moment où il est utilisé;
• concevoir le puits de façon à pouvoir y installer une colonne
de production, puis installer et perforer cette colonne;
• consacrer plusieurs jours de forage à la réalisation de l’essai.
On peut obtenir des renseignements de base sur chaque puits à
l’aide de la diagraphie de boue, de la diagraphie réalisée au cours
du forage et de l’essai au câble. Les entreprises ont recours à ces
méthodes pour déterminer certaines caractéristiques de base du
puits (y compris la présence d’hydrocarbures) et pour décider si
elles doivent approfondir l’évaluation du potentiel du réservoir à
l’aide d’essais plus précis. Le moyen le plus efficace d’évaluer la
production éventuelle d’un puits est de réaliser un essai d’écoulement. C’est pourquoi la législation exige qu’un exploitant réalise
cet essai lorsqu’il veut prouver qu’il a fait une découverte importante et qu’il y a des hydrocarbures. Cependant, pour obtenir certains renseignements sur le réservoir (par exemple, sa pression et
des échantillons du fluide), il peut choisir de mettre en œuvre un
programme complet d’essai au câble plutôt que de réaliser un
essai d’écoulement. L’essai au câble consiste à faire descendre
dans le puits l’équipement d’essai attaché à un câble, ce qui permet de prendre de petits échantillons du fluide et de lire la pression du réservoir. Comparativement à l’essai d’écoulement, la
méthode de l’essai au câble est beaucoup plus rapide et moins
coûteuse et a l’avantage de permettre la mesure de plusieurs
zones différentes au cours du même essai. Elle ne permet pas
d’obtenir les renseignements détaillés nécessaires pour calculer le
rendement du réservoir, mais elle fournit suffisamment de renseignements pour entreprendre le calcul préliminaire du volume du
gisement.
Selon l’interprétation actuelle du Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve et du
828
Canada Gazette Part I
(the Offshore Petroleum Drilling Regulations) have been interpreted such that all exploratory wells should be flow tested. These
regulations were developed over 20 years ago under a policy
framework that placed the highest priority on data collection
by governments. At that time, little was known about the various sedimentary basins in offshore Canada. The acquisition of
exploration data by governments serves two purposes: it allows
organizations such as the Geological Survey of Canada to undertake assessments of undiscovered resource potential in Canada’s
offshore, and it makes this data available to other companies to
encourage further exploration in areas where data acquisition is
very expensive. However, circumstances have changed in the offshore. There has been significant data acquisition and assessment
over the last few decades; but as operators move into more technically challenging and complex areas, costs associated with flow
tests are so high that mandatory flow testing may actually be
lowering overall exploration activity and resultantly, the collection of data. Thus, there is a consensus among governments, regulators, and operators that now is the appropriate time to introduce
discretionary requirements related to flow testing, in particular for
the first well drilled on a geological feature.
In addition to the AER, which operates at a strategic level in
promoting responsible offshore oil and gas development, the
Frontier and Offshore Regulatory Renewal Initiative (FORRI) has
also been involved in operational level discussions regarding the
need for mandatory flow testing on all exploratory wells in frontier areas, including the offshore and onshore areas in the Northwest Territories and Nunavut. The FORRI is an active promoter
of the need for discretionary flow testing requirements within the
Offshore Petroleum Drilling Regulations. The FORRI includes
officials from NRCan, Indian and Northern Affairs Canada, the
energy departments in the provinces of Newfoundland and Labrador and Nova Scotia, and the regulatory bodies with offshore
jurisdiction (National Energy Board, Canada-Newfoundland and
Labrador Offshore Petroleum Board, and Canada-Nova Scotia
Offshore Petroleum Board).
Providing greater discretion to operators with regard to formation flow testing requirements requires a shift in the current policy framework and an amendment to the Offshore Petroleum
Drilling Regulations. Regulations created under the federal and
provincial versions of the Canada-Newfoundland Atlantic Accord
Implementation Act and Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum
Resources Accord Implementation Act (the Offshore Accord Implementation Acts) mirror those created under the Canada Oil
and Gas Operations Act. The FORRI is in the process of developing goal oriented drilling and production regulations to replace
the existing Offshore Petroleum Drilling Regulations and offshore
area petroleum production and conservation regulations. For
regulatory consistency, the proposed amendments regarding flow
testing would apply to all frontier lands and, thus be captured in
the proposed drilling and production regulations for each of the
mirror versions. However, to promote exploration activity off the
East Coast, the FORRI has recognized the importance of proceeding with the proposed amendment to the Offshore Petroleum
Drilling Regulations under the Offshore Accord Implementation
Acts prior to the next drilling season.
April 15, 2006
Règlement sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse (règlements sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière), tous les puits d’exploration sont censés être soumis à des essais d’écoulement. Les
règlements ont été conçus il y a plus de 20 ans dans un cadre stratégique où la collecte de données par les gouvernements constituait une priorité. À l’époque, on savait peu de choses au sujet des
bassins sédimentaires qui se trouvaient dans les zones extracôtières. L’acquisition de données d’exploration par les gouvernements sert à deux fins : d’une part, elle permet à des organismes comme la Commission géologique du Canada d’entreprendre
des évaluations des ressources potentielles non découvertes dans
les régions extracôtières du Canada et, d’autre part, elle met cette
information à la disposition d’autres sociétés pour stimuler l’exploration dans des régions où l’acquisition de données coûte très
cher. Toutefois, les circonstances ne sont plus les mêmes aujourd’hui. Des sommes importantes de données ont été recueillies
et évaluées au cours des dernières décennies mais, à mesure que
l’activité des exploitants se déplace vers des endroits où les travaux d’exploration sont plus complexes et techniquement difficiles, les coûts associés à l’exécution d’essais d’écoulement sont
si élevés que le fait d’exiger ces essais pourrait fort bien être en
train de réduire les activités d’exploration et, par le fait même, la
cueillette de données. Par conséquent, il y a consensus entre les
gouvernements, les organismes de régie et les exploitants sur le
fait que le moment est venu d’introduire des exigences discrétionnaires concernant les essais d’écoulement, surtout pour le
premier puits foré dans une formation géologique.
Outre la Table ronde, qui œuvre sur le plan stratégique à favoriser une mise en valeur responsable du gaz et du pétrole extracôtiers, les membres de l’Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières
(IRRZPE) ont participé à des discussions opérationnelles concernant le besoin d’imposer des essais d’écoulement obligatoires
pour chaque forage d’exploration effectué dans les régions pionnières, y compris dans la partie terrestre et la zone extracôtière
des Territoires du Nord-Ouest et du Nunavut. Ils préconisent qu’il
est nécessaire d’incorporer des exigences discrétionnaires concernant les essais d’écoulement dans les règlements sur le forage
pour hydrocarbures dans la zone extracôtière. Cette initiative regroupe des représentants de RNCan, du ministère des Affaires
indiennes et du Nord canadien, des ministères de l’énergie de
Terre-Neuve-et-Labrador et de la Nouvelle-Écosse, ainsi que des
organismes de régie des régions extracôtières (Office national de
l’énergie, Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers et Office Canada — Nouvelle-Écosse des
hydrocarbures extracôtiers).
Accorder plus de latitude aux exploitants au chapitre des exigences relatives à l’exécution d’essais d’écoulement de formation
suppose un changement d’orientation par rapport au cadre stratégique actuel, ainsi que la modification des règlements sur le
forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière. Les règlements créés en vertu des versions fédérales et provinciales de la
Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — TerreNeuve et de la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada —
Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers (lois de mise
en œuvre des accords) sont le reflet des règlements élaborés sous
le régime de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada.
Dans le cadre de l’IRRZPE, on est en train de mettre au point un
règlement sur le forage et la production, inspiré de la réglementation axée sur les buts, qui remplacera les actuels règlements sur le
forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière et règlements
sur la production et la rationalisation de l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière. Pour assurer l’uniformité de la
réglementation, les changements proposés au sujet des essais
d’écoulement s’appliqueraient dans le cas de toutes les régions
pionnières et seraient donc incorporés dans le projet de règlement
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
829
sur le forage et la production pris en vertu de chaque version des
lois de mise en œuvre des accords. Cependant, pour stimuler les
travaux d’exploration au large de la côte Est, les membres
de l’IRRZPE ont déterminé qu’il était important de procéder
à la modification proposée des règlements sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière, pris en vertu des lois de
mise en œuvre des accords, avant le début de la prochaine saison
de forage.
Alternatives
Solutions envisagées
The only alternative examined would be to retain the status
quo, which was not considered to be acceptable. As discussed
in the Description section, all parties responsible for the regulation of offshore hydrocarbon exploration and development, with
the support of the oil and gas industry, have agreed that now is
the appropriate time to introduce discretionary formation flow
testing clauses within the regulations.
La seule autre solution examinée consistait à maintenir le statu
quo, ce qui n’a pas été jugé acceptable. Tel qu’il est mentionné
sous la rubrique Description, toutes les parties chargées de réglementer l’exploration et la mise en valeur des hydrocarbures extracôtiers, avec l’appui de l’industrie gazière et pétrolière, ont
convenu qu’il est maintenant opportun d’introduire dans les règlements des dispositions discrétionnaires concernant les essais
d’écoulement de formation.
Benefits and costs
Avantages et coûts
For industry, the benefits of the proposed amendment amount
to the financial savings of not having to conduct a flow test on
wells where indications point to a low likelihood of production
potential. The estimated cost of conducting an offshore formation
flow test ranges from $10 million to $30 million, depending on
the type of rig, water depth, and reservoir depth. This is a significant expense to an operator.
La modification proposée est avantageuse pour l’industrie, car
celle-ci pourra économiser de l’argent si elle n’est pas obligée de
réaliser un essai d’écoulement pour les puits qui ont un faible
potentiel de production. Le coût estimé d’un essai d’écoulement
dans une formation extracôtière varie de 10 millions de dollars à
30 millions de dollars, selon le type de l’appareil de forage, la
profondeur de l’eau et la profondeur du réservoir. Cela représente
une dépense considérable pour un exploitant.
En vertu de la modification proposée, les exploitants pourront
tenir compte des études de faisabilité pour décider de réaliser ou
non un essai d’écoulement, puisqu’ils auront examiné les résultats
de la collecte préliminaire des données. La modification proposée
constitue donc un pas vers une réglementation davantage axée sur
les faits et les risques. On s’attend à ce que les exploitants continuent de réaliser des essais d’écoulement pour les puits qui ont un
potentiel de production commerciale. Le fait de prévoir des exigences discrétionnaires en ce qui a trait aux essais d’écoulement
de formation peut de fait favoriser la collecte de données supplémentaires sur le potentiel en hydrocarbures en libérant des ressources qui pourront être consacrées à l’augmentation des activités d’exploration. On souhaite en fin de compte accroître la
production pétrolière et gazière extracôtière au large de la côte
Est du Canada, afin de contribuer aux économies régionale, provinciale et nationale et de répondre aux besoins du Canada en
matière d’énergie.
D’un point de vue réglementaire, les modifications proposées
correspondent aux objectifs du Canada en matière de réglementation intelligente, à savoir contribuer à l’innovation et à la croissance économique et réduire le fardeau administratif imposé aux
entreprises. Ces résultats appuient aussi les objectifs de la Table
ronde et de l’IRRZPE. En outre, la réalisation discrétionnaire
d’essais d’écoulement de formation correspond à l’approche
adoptée par d’autres pays pour la réglementation des zones extracôtières, notamment les États-Unis. Comme la plupart des exploitants extracôtiers sont des entreprises multinationales, celles-ci
pourront se conformer à des exigences claires et cohérentes lorsqu’elles auront à déplacer des personnes et des équipements d’un
pays à l’autre.
Bien que ce soit peu probable, il est possible qu’à court terme
l’on manque de données sur certains réservoirs si les entreprises
décident de ne pas réaliser l’essai d’écoulement. Cependant, on
croit que cette perte éventuelle de données sera compensée en
partie par la progression du développement d’autres technologies
d’évaluation des puits. En outre, les exploitants seront toujours
tenus de réaliser un essai d’écoulement de formation avant de présenter une demande de licence de découverte importante en vertu
Under the proposed amendment, operators will be in a position
to incorporate feasibility assessments into the decision on whether
or not to conduct a flow test, having reviewed the results from
early data acquisition. The proposed amendment therefore represents a move toward a more fact-based, risk-based regulatory
requirement. It is expected that operators will continue to conduct
formation flow tests on wells that show potential for commercial
production. Introducing discretionary requirements to formation
flow testing may actually result in additional data gathering regarding hydrocarbon potential by freeing up resources for increased exploration activity. The desired end result is increased
oil and gas production off Canada’s East Coast, thereby contributing to the regional, provincial, and national economies and Canada’s energy needs.
From a regulatory perspective, the proposed changes are in line
with Canada’s smart regulation endeavours to contribute to innovation and economic growth and reduce the administrative
burden on business. By achieving these outcomes, the proposed
amendments also support the goals of the AER and the FORRI.
Further, discretionary formation flow testing is an approach consistent with other offshore regulatory jurisdictions, including the
United States. As most of the offshore operators are multinational
companies, this provides them with clarity and consistency when
moving people and equipment between jurisdictions.
Although not expected, it is possible that in the short term,
some reservoir data may not be obtained as a result of companies
choosing not to flow test. However, it is believed that this potential loss of data is partially offset by advances in other well evaluation technologies. Further, operators will continue to be required
to conduct a formation flow test prior to applying for a significant
discovery declaration under the Canada-Newfoundland Atlantic
Accord Implementation Act.
830
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada —
Terre-Neuve.
Strategic environmental assessment
Évaluation environnementale stratégique
From both an environmental and safety perspective, flow testing an offshore well is considered to be one of the higher-risk
activities in the drilling and well evaluation process. From a
safety perspective, these risks include the potential of a loss of
well control (i.e. a blow out), which can endanger lives. From an
environmental perspective, risks include a loss or spillage of the
hydrocarbon that is produced in the course of the test. To the extent that the proposed amendment will remove the requirement to
flow test some wells, the aggregate level of environmental risk
associated with flow testing will be reduced.
Tant du point de vue de l’environnement que de la sécurité, la
réalisation d’un essai d’écoulement dans un puits extracôtier est
considérée comme l’une des activités les plus risquées du processus d’évaluation et de forage des puits. Du point de vue de la sécurité, ces risques englobent la possibilité de perdre la maîtrise du
puits (c’est-à-dire de provoquer une éruption), ce qui peut mettre
des vies en danger. Du point de vue de l’environnement, les risques englobent la perte ou le déversement des hydrocarbures qui
sont produits pendant l’essai. Dans la mesure où la modification
proposée supprimera l’obligation de réaliser l’essai d’écoulement
pour certains puits, le risque environnemental global associé à ce
type d’essai sera réduit.
La modification réglementaire proposée ne modifiera aucunement les rôles d’approbation et de surveillance des essais
d’écoulement que doit assumer l’Office Canada — Terre-Neuveet-Labrador des hydrocarbures extracôtiers. Celui-ci demeurera
responsable de veiller à ce que les exploitants planifient et exécutent les essais d’écoulement en se conformant à toutes les mesures
de protection de la sécurité et de l’environnement.
Under the proposed regulatory amendment, all existing approval and oversight roles for flow testing that reside with the
Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board
will be maintained. It is the responsibility of the Board to ensure
that operators plan and execute flow tests with all due regard to
safety and environmental protection.
Consultation
Consultations
The primary vehicles for consultation regarding these amendments have been the AER and the FORRI. The AER represents a
broad cross-section of those directly affected by offshore oil and
gas activities, including the federal and provincial governments,
regulatory agencies, offshore operators, supply and service companies, and labour groups. Members of both the AER and the
FORRI have agreed that the proposed amendments to the Offshore Petroleum Drilling Regulations are necessary.
La consultation au sujet de ces modifications a été principalement réalisée auprès des membres de la Table ronde et de
l’IRRZPE. La Table ronde représente un grand nombre des intervenants qui sont directement touchés par les activités pétrolières
et gazières extracôtières, notamment les gouvernements fédéral et
provinciaux, les organismes de régie, les exploitants extracôtiers,
les entreprises d’approvisionnement et de service et les syndicats.
Les membres de la Table ronde et de l’IRRZPE ont convenu
que la modification proposée au Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve est
nécessaire.
Compliance and enforcement
Respect et exécution
Under existing legislation, the Canada-Newfoundland and
Labrador Offshore Petroleum Board is responsible for ensuring
compliance and enforcement of these Regulations. There is no
change to compliance and enforcement responsibilities under this
proposal.
En vertu de la loi actuelle, l’Office Canada — Terre-Neuve-etLabrador des hydrocarbures extracôtiers est responsable d’assurer
l’application du Règlement et la conformité au Règlement. Cette
proposition ne modifie aucunement les responsabilités en matière
de respect et d’exécution.
Contact
Personne-ressource
Gerard Peets, Policy Advisor, Natural Resources Canada, Frontier Lands Management Division, Petroleum Resources Branch,
580 Booth Street, 17th Floor, Ottawa, Ontario K1A 0E4, (613)
996-6923 (telephone), (613) 943-2274 (fax), gpeets@NRCan.gc.
ca (email).
Gerard Peets, Conseiller en matière de politique, Ressources
naturelles Canada, Division de la gestion des régions pionnières,
Direction des ressources pétrolières, 580, rue Booth, 17e étage,
Ottawa (Ontario) K1A 0E4, (613) 996-6923 (téléphone), (613)
943-2274 (télécopieur), gpeets@NRCan.gc.ca (courriel).
PROPOSED REGULATORY TEXT
PROJET DE RÉGLEMENTATION
Notice is hereby given, pursuant to subsection 150(1) of the
Canada-Newfoundland Atlantic Accord Implementation Acta, that
the Governor in Council, pursuant to subsection 149(1)b of that
Avis est donné, conformément au paragraphe 150(1) de la Loi de
mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuvea, que
la gouverneure en conseil, en vertu du paragraphe 149(1)b de cette
———
———
a
a
b
S.C. 1987, c. 3
S.C. 1992, c. 35, s. 63
b
L.C. 1987, ch. 3
L.C. 1992, ch. 35, art. 63
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
Act, proposes to make the annexed Regulations Amending the
Newfoundland Offshore Petroleum Drilling Regulations.
Interested persons may make representations with respect to
the proposed Regulations within 30 days after the date of publication of this notice. All such representations must cite the Canada
Gazette, Part I, and the date of publication of this notice, and
be sent to Eric Landry, Director, Natural Resources Canada,
Frontier Lands Management Division, 580 Booth St., 17th Floor,
Room B2-3, Ottawa, Ontario K1A 0E4 (tel: (613) 992-3794; fax:
(613) 943-2274; e-mail: Eric.Landry@nrcan-rncan.gc.ca).
Ottawa, April 6, 2006
DIANE LABELLE
Acting Assistant Clerk of the Privy Council
831
loi, se propose de prendre le Règlement modifiant le Règlement
sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de
Terre-Neuve, ci-après.
Les intéressés peuvent présenter leurs observations au sujet du
projet de règlement dans les trente jours suivant la date de publication du présent avis. Ils sont priés d’y citer la Gazette du Canada Partie I, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout
à Eric Landry, directeur, Ressources naturelles Canada, Division de
la gestion des régions pionnières, 580, rue Booth, 17e étage,
pièce B2-3, Ottawa (Ontario) K1A 0E4 (tél. : (613) 992-3794;
téléc. : (613) 943-2274; courriel : Eric.Landry@nrcan-rncan.gc.ca).
Ottawa, le 6 avril 2006
La greffière adjointe intérimaire du Conseil privé,
DIANE LABELLE
REGULATIONS AMENDING THE NEWFOUNDLAND
OFFSHORE PETROLEUM DRILLING REGULATIONS
RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT SUR LE
FORAGE POUR HYDROCARBURES DANS LA ZONE
EXTRACÔTIÈRE DE TERRE-NEUVE
AMENDMENT
MODIFICATION
1. Sections 170 and 171 of the Newfoundland Offshore Petroleum Drilling Regulations1 are replaced by the following:
1. Les articles 170 et 171 du Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve1 sont
remplacés par ce qui suit :
170. L’exploitant veille à ce que toute formation dans un puits
soit mise à l’essai et échantillonnée de manière à obtenir des données sur la pression des réservoirs et des échantillons de fluide,
s’il y a lieu de croire que ces données ou échantillons contribueraient sensiblement à l’évaluation du réservoir et de la géologie
des lieux.
170. Every operator shall ensure that every formation in a well
is tested and sampled in a manner to obtain reservoir pressure
data and fluid samples from the formation, if there is an indication that such data or samples would contribute substantially to
the geological and reservoir evaluation.
Formation Flow Test
Essais d’écoulement de formation
171. (1) An operator may conduct a formation flow test on a
well drilled on a geological feature if, prior to conducting that
test, the operator
(a) submits to the Board a detailed testing program; and
(b) obtains the approval of the Board to conduct the test.
(2) The Board shall approve a formation flow test if it determines that the test will be conducted safely and in accordance
with good oilfield practices and that the test will enable the operator to
(a) obtain data on the deliverability or productivity of the well;
(b) establish the characteristics of the reservoir; and
(c) obtain representative samples of the formation fluids.
171. (1) L’exploitant peut effectuer un essai d’écoulement de
formation dans un puits foré dans une structure géologique si, au
préalable :
a) il remet à l’Office un programme d’essais détaillé;
b) il obtient l’approbation de l’Office pour effectuer cet essai.
(2) L’Office approuve l’essai d’écoulement de formation s’il
juge que celui-ci sera effectué en toute sécurité et conformément
aux règles de l’art et permettra à l’exploitant, à la fois :
a) d’obtenir des données sur la capacité de débit ou la productivité du puits;
b) d’établir les caractéristiques du réservoir;
c) d’obtenir des échantillons représentatifs des liquides de
formation.
(3) L’Office peut exiger de l’exploitant qu’il effectue un essai
d’écoulement de formation dans un puits foré dans une structure
géologique, autre que le premier puits, s’il y a lieu de croire que
cet essai contribuerait sensiblement à l’évaluation du réservoir et
de la géologie des lieux.
(3) The Board may require that the operator conduct a formation flow test on a well drilled on a geological feature, other than
the first well, if there is an indication that such a test would contribute substantially to the geological and reservoir evaluation.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
2. These Regulations come into force on the day on which
they are registered.
2. Le présent règlement entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
[15-1-o]
[15-1-o]
———
———
1
1
SOR/93-23
DORS/93-23
832
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
Regulations Amending the Nova Scotia Offshore
Petroleum Drilling Regulations
Règlement modifiant le Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de la
Nouvelle-Écosse
Statutory authority
Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources Accord
Implementation Act
Fondement législatif
Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse
sur les hydrocarbures extracôtiers
Sponsoring department
Department of Natural Resources
Ministère responsable
Ministère des Ressources naturelles
REGULATORY IMPACT
ANALYSIS STATEMENT
RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT
DE LA RÉGLEMENTATION
(This statement is not part of the Regulations.)
(Ce résumé ne fait pas partie du Règlement.)
Description
Description
The proposed amendments arose from the regulatory agenda of
the Atlantic Energy Roundtable (AER). During discussions of the
AER, governments and industry agreed that an analysis of the
impact of the regulatory framework in Atlantic Canada on the
cost of drilling offshore exploratory oil and gas wells was required. This recognition was underlined by the fact that, increasingly, exploration in the Atlantic Canada offshore is moving into
more expensive and technically challenging, high-pressure/hightemperature, deep-water wells.
Les modifications proposées découlent du programme réglementaire lancé par la Table ronde sur l’énergie de l’Atlantique
(Table ronde). Au cours des délibérations de la Table ronde, les
gouvernements et l’industrie ont convenu qu’il était nécessaire
d’analyser l’impact du cadre de réglementation en place dans le
Canada atlantique sur le coût des forages exploratoires de puits de
gaz et de pétrole dans la zone extracôtière. Ce constat s’appuyait
sur le fait que les travaux d’exploration réalisés au large de la côte
atlantique consistaient de plus en plus à faire des forages en eau
profonde, à pression et température élevées, qui étaient à la fois
plus coûteux et plus difficiles techniquement.
La Table ronde sur l’énergie de l’Atlantique a été instituée en
2002 afin d’offrir une tribune aux gouvernements, aux exploitants
extracôtiers, aux entreprises d’approvisionnement et de service,
aux organismes de régie et aux syndicats pour se pencher ensemble
sur des questions d’intérêt commun, en vue de favoriser le développement de l’industrie pétrolière et gazière dans la région extracôtière du Canada atlantique. Le ministre des Ressources naturelles
se fait l’hôte de cette tribune, et Ressources naturelles Canada
(RNCan) joue un rôle de premier plan pour ce qui est d’imprimer
une direction au programme et au plan de travail de la Table ronde.
Les ministres de l’Environnement, de l’Industrie et des Pêches et
des Océans, de même que l’Agence de promotion économique du
Canada atlantique ont participé à des réunions récentes de la Table
ronde.
Il ressort des analyses effectuées par la Table ronde que parmi
les diverses exigences réglementaires qui influent sur le coût d’un
puits, l’une de celles qui font le plus hausser le coût du forage est
l’obligation de faire des essais d’écoulement dans les réservoirs
d’hydrocarbures potentiels. L’essai d’écoulement réalisé dans une
formation est un facteur crucial pour déterminer si un réservoir
pourra maintenir une production commerciale. L’industrie a longtemps pensé qu’il convenait de laisser à l’exploitant le soin de
décider s’il y a lieu d’effectuer un essai d’écoulement, selon son
évaluation des risques et des avantages globaux. Les modifications proposées accorderaient aux exploitants le soin de prendre
cette décision.
Le test d’écoulement permet aux fluides que l’on a trouvés lors
du forage dans une zone rocheuse de s’écouler dans le trou
de forage et de remonter jusqu’à la surface le long de la tige de
forage. Selon le type du fluide expulsé dans la rame et les
The AER was first convened in 2002 to provide a forum for
governments, offshore operators, supply and service companies,
regulators and labour groups to work together on issues of common interest to the further development of the Atlantic offshore
oil and gas industry. The Minister of Natural Resources hosts this
forum, and Natural Resources Canada (NRCan) plays a lead role
in guiding its agenda and work plan. The ministers of the Environment, of Industry, and of Fisheries and Oceans and the Atlantic Canada Opportunities Agency have participated in recent
meetings.
The AER’s analytical work revealed that, of the several regulatory requirements that affect well costs, one that contributes significantly to the cost of drilling a well is the requirement to flow
test potential hydrocarbon reservoirs. A formation flow test is the
critical factor in determining the potential of a reservoir to sustain commercial production. Industry has long believed that the
decision to conduct these tests should be at the discretion of the
operator, based on its assessment of the overall risks and benefits.
The proposed amendments would provide that discretion to the
operators.
A flow test is a test that allows the fluids in a specific section
of the rock encountered in drilling the well to flow into the well
bore and up the drill pipe towards the surface. Noting the type of
fluid expelled into the drill string and fluctuations of the pressure
Le 15 avril 2006
in the reservoir as it depletes and buildups allows the reservoir
engineer to determine the type of fluid (oil, gas, water) in the
reservoir, reservoir parameters such as permeability and, in many
cases, the areal extent of the hydrocarbon accumulation. This
information is critical in determining the size of the oil or gas
accumulation and the rate at which it can be produced.
The test requires the use of specialized equipment that must be
attached to the bottom of the drill pipe and lowered into the well to
the desired depth. Designing a flow test is dependent on the type of
rock to be tested, the depth, and potential reservoir pressures and
temperatures. Depending on the complexity of the well bore and
the reservoir, it can be quite lengthy to design a test (i.e. 3 to
4 months for a conventional offshore well, and 6 to 12 months for a
deepwater or high-pressure/high-temperature well). A flow test
requires several days at a minimum to conduct because the drill
pipe must be removed from the well bore, a production liner must
be installed and perforated, testing tools must be attached and
calibrated and the drill pipe put back down the hole. The zone to
be tested is then allowed to flow for a minimum of 8 hours and
then closed in to allow reservoir pressure to build back up. This
process may be repeated several times using different choke sizes.
The high cost of running a flow test is an accumulation of the cost
of
• designing a test, including obtaining the required planning
data, and deciding on appropriate hardware specifications;
• renting or leasing equipment and having it installed on the
drilling contractor’s rig at the time of rig mobilization;
• designing the well to include the installation of a production
liner and subsequently installing and perforating the liner; and
• using several days of rig time to conduct the test.
For every well, basic well information may be obtained through
mud logging, logging while drilling (LWD) and wireline testing.
These procedures are used by companies to establish certain basic
characteristics of the well (including the presence of hydrocarbon) and to guide a company’s decision on whether it should
evaluate potential reservoirs further through more precise testing.
The most definitive way to test the production potential of a well is
by conducting a flow test. Accordingly, legislation requires that,
in order to establish that it has made a significant discovery, an
operator must use a flow test to demonstrate the existence of
hydrocarbons. However, as an alternate means of obtaining certain reservoir information (such as reservoir pressure and fluid
samples), a company may desire to run a full wireline testing program instead of a flow test. Wireline tests involve the lowering of
testing equipment into a well on a wire, allowing for a small fluid
sample to be taken and a reading of the reservoir pressure. Compared to flow testing, wireline testing is a much quicker and less
costly procedure and has the benefit of allowing several different
zones to be measured on the same run. It does not provide the
level of detail necessary for detailed reservoir performance calculations but provides enough detail to undertake preliminary reserve volume calculations.
The current Nova Scotia Offshore Petroleum Drilling Regulations and Newfoundland Offshore Petroleum Drilling Regulations
(the Offshore Petroleum Drilling Regulations) have been interpreted such that all exploratory wells should be flow tested. These
regulations were developed over 20 years ago under a policy
Gazette du Canada Partie I
833
fluctuations de la pression dans le réservoir au fur et à mesure
qu’il se vide et que la pression remonte, l’ingénieur peut déterminer le type du fluide (pétrole, gaz naturel, eau) présent dans le
réservoir, les paramètres de celui-ci tels que sa perméabilité et,
dans de nombreux cas, l’étendue aréale des hydrocarbures accumulés. Ces renseignements sont cruciaux pour déterminer la grosseur du gisement de pétrole ou de gaz naturel et le taux de production possible.
Cet essai nécessite l’utilisation d’un équipement spécialisé qui
doit être attaché au bas de la tige de forage et descendu dans le
puits à la profondeur voulue. La conception de l’essai d’écoulement est basée sur le type de la roche, sur la profondeur, ainsi que
sur les diverses pressions et températures du réservoir. Selon la
complexité du forage et du réservoir, concevoir l’essai d’écoulement peut nécessiter beaucoup de temps (c’est-à-dire de trois
à quatre mois pour un puits classique situé dans une zone extracôtière et de six à douze mois pour un puits en eau profonde ou un
puits où la pression et la température sont élevées). Il faut plusieurs
jours pour réaliser l’essai d’écoulement parce qu’il faut retirer la
tige de forage du trou de forage, installer et perforer une colonne de
production, fixer et calibrer les outils d’essai et remettre la tige de
forage dans le trou de forage. On laisse ensuite l’écoulement se
faire dans la zone à tester pendant au moins huit heures, puis l’on
referme cette zone pour que la pression du réservoir remonte. Il
peut être nécessaire de répéter ce processus plusieurs fois à l’aide
de duses de taille différente. Le coût élevé d’un essai d’écoulement
est attribuable à l’accumulation des coûts associés aux activités
suivantes :
• concevoir l’essai, notamment obtenir les données de planification requises, et établir les spécifications de l’équipement requis;
• louer l’équipement et le faire installer sur l’appareil de forage
de l’exploitant au moment où il est utilisé;
• concevoir le puits de façon à pouvoir y installer une colonne
de production, puis installer et perforer cette colonne;
• consacrer plusieurs jours de forage à la réalisation de l’essai.
On peut obtenir des renseignements de base sur chaque puits à
l’aide de la diagraphie de boue, de la diagraphie réalisée au cours
du forage et de l’essai au câble. Les entreprises ont recours à ces
méthodes pour déterminer certaines caractéristiques de base du
puits (y compris la présence d’hydrocarbures) et pour décider si
elles doivent approfondir l’évaluation du potentiel du réservoir à
l’aide d’essais plus précis. Le moyen le plus efficace d’évaluer la
production éventuelle d’un puits est de réaliser un essai d’écoulement. C’est pourquoi la législation exige qu’un exploitant réalise
cet essai lorsqu’il veut prouver qu’il a fait une découverte importante et qu’il y a des hydrocarbures. Cependant, pour obtenir certains renseignements sur le réservoir (par exemple, sa pression et
des échantillons du fluide), il peut choisir de mettre en œuvre un
programme complet d’essai au câble plutôt que de réaliser un
essai d’écoulement. L’essai au câble consiste à faire descendre
dans le puits l’équipement d’essai attaché à un câble, ce qui permet de prendre de petits échantillons du fluide et de lire la pression du réservoir. Comparativement à l’essai d’écoulement, la
méthode de l’essai au câble est beaucoup plus rapide et moins
coûteuse et a l’avantage de permettre la mesure de plusieurs zones
différentes au cours du même essai. Elle ne permet pas d’obtenir
les renseignements détaillés nécessaires pour calculer le rendement du réservoir, mais elle fournit suffisamment de renseignements pour entreprendre le calcul préliminaire du volume du
gisement.
Selon l’interprétation actuelle du Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve et du
Règlement sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse (règlements sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière), tous les puits d’exploration
834
Canada Gazette Part I
framework that placed the highest priority on data collection by
governments. At that time, little was known about the various
sedimentary basins in offshore Canada. The acquisition of exploration data by governments serves two purposes: it allows organizations such as the Geological Survey of Canada to undertake
assessments of undiscovered resource potential in Canada’s
offshore, and it makes this data available to other companies to
encourage further exploration in areas where data acquisition is
very expensive. However, circumstances have changed in the
offshore. There has been significant data acquisition and assessment over the last few decades, but as operators move into more
technically challenging and complex areas, costs associated with
flow tests are so high that mandatory flow testing may actually be
lowering overall exploration activity and resultantly, the collection of data. Thus, there is a consensus among governments, regulators, and operators that now is the appropriate time to introduce
discretionary requirements related to flow testing, in particular for
the first well drilled on a geological feature.
In addition to the AER, which operates at a strategic level in
promoting responsible offshore oil and gas development, the
Frontier and Offshore Regulatory Renewal Initiative (FORRI) has
also been involved in operational level discussions regarding the
need for mandatory flow testing on all exploratory wells in frontier areas, including the offshore and onshore areas in the Northwest Territories and Nunavut. The FORRI is an active promoter
of the need for discretionary flow testing requirements within the
Offshore Petroleum Drilling Regulations. The FORRI includes
officials from NRCan, Indian and Northern Affairs Canada, the
energy departments in the provinces of Newfoundland and Labrador and Nova Scotia, and the regulatory bodies with offshore
jurisdiction (National Energy Board, Canada-Newfoundland and
Labrador Offshore Petroleum Board, and Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board).
Providing greater discretion to operators with regard to formation flow testing requirements requires a shift in the current policy framework and an amendment to the Offshore Petroleum
Drilling Regulations. Regulations created under the federal and
provincial versions of the Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources Accord Implementation Act and the CanadaNewfoundland Atlantic Accord Implementation Act (the Offshore
Accord Implementation Acts) mirror those created under the Canada Oil and Gas Operations Act. The FORRI is in the process of
developing goal oriented drilling and production regulations to
replace the existing offshore petroleum drilling regulations and
offshore area petroleum production and conservation regulations.
For regulatory consistency, the proposed amendments regarding
flow testing would apply to all frontier lands and, thus, be captured in the proposed drilling and production regulations for each
of the mirror versions. However, to promote exploration activity
off the East Coast, the FORRI has recognized the importance of
proceeding with the proposed amendment to the Offshore Petroleum Drilling Regulations under the Offshore Accord Implementation Acts prior to the next drilling season.
April 15, 2006
sont censés être soumis à des essais d’écoulement. Les règlements
ont été conçus il y a plus de 20 ans dans un cadre stratégique où la
collecte de données par les gouvernements constituait une priorité. À l’époque, on savait peu de choses au sujet des bassins
sédimentaires qui se trouvaient dans les zones extracôtières.
L’acquisition de données d’exploration par les gouvernements
sert à deux fins : d’une part, elle permet à des organismes comme
la Commission géologique du Canada d’entreprendre des évaluations des ressources potentielles non découvertes dans les régions
extracôtières du Canada et, d’autre part, elle met cette information
à la disposition d’autres sociétés pour stimuler l’exploration dans
des régions où l’acquisition de données coûte très cher. Toutefois,
les circonstances ne sont plus les mêmes aujourd’hui. Des sommes importantes de données ont été recueillies et évaluées au
cours des dernières décennies mais, à mesure que l’activité des
exploitants se déplace vers des endroits où les travaux d’exploration sont plus complexes et techniquement difficiles, les coûts
associés à l’exécution d’essais d’écoulement sont si élevés que le
fait d’exiger ces essais pourrait fort bien être en train de réduire
les activités d’exploration et, par le fait même, la cueillette de
données. Par conséquent, il y a consensus entre les gouvernements, les organismes de régie et les exploitants sur le fait que le
moment est venu d’introduire des exigences discrétionnaires concernant les essais d’écoulement, surtout pour le premier puits foré
dans une formation géologique.
Outre la Table ronde, qui œuvre sur le plan stratégique à favoriser une mise en valeur responsable du gaz et du pétrole extracôtiers, les membres de l’Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières
(IRRZPE) ont participé à des discussions opérationnelles concernant le besoin d’imposer des essais d’écoulement obligatoires
pour chaque forage d’exploration effectué dans les régions pionnières, y compris dans la partie terrestre et la zone extracôtière
des Territoires du Nord-Ouest et du Nunavut. Ils préconisent qu’il
est nécessaire d’incorporer des exigences discrétionnaires concernant les essais d’écoulement dans les règlements sur le forage
pour hydrocarbures dans la zone extracôtière. Cette initiative regroupe des représentants de RNCan, du ministère des Affaires
indiennes et du Nord Canadien, des ministères de l’énergie de
Terre-Neuve-et-Labrador et de la Nouvelle-Écosse, ainsi que des
organismes de régie des régions extracôtières (Office national
de l’énergie, Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers et Office Canada — Nouvelle-Écosse des
hydrocarbures extracôtiers).
Accorder plus de latitude aux exploitants au chapitre des exigences relatives à l’exécution d’essais d’écoulement de formation
suppose un changement d’orientation par rapport au cadre stratégique actuel, ainsi que la modification des règlements sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière. Les règlements
créés en vertu des versions fédérales et provinciales de la Loi de
mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve et
de la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada — NouvelleÉcosse sur les hydrocarbures extracôtiers (lois de mise en œuvre
des accords) sont le reflet des règlements élaborés sous le régime
de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada. Dans le cadre
de l’IRRZPE, on est en train de mettre au point un règlement sur
le forage et la production, inspiré de la réglementation axée sur
les buts, qui remplacera les actuels règlements sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière et règlements sur la production et la rationalisation de l’exploitation des hydrocarbures
dans la zone extracôtière. Pour assurer l’uniformité de la réglementation, les changements proposés au sujet des essais d’écoulement s’appliqueraient dans le cas de toutes les régions pionnières
et seraient donc incorporés dans le projet de règlement sur le forage et la production pris en vertu de chaque version des lois de
mise en œuvre des accords. Cependant, pour stimuler les travaux
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
835
d’exploration au large de la côte Est, les membres de l’IRRZPE
ont déterminé qu’il était important de procéder à la modification
proposée des règlements sur le forage pour hydrocarbures dans la
zone extracôtière, pris en vertu des lois de mise en œuvre des
accords, avant le début de la prochaine saison de forage.
Alternatives
Solutions envisagées
The only alternative examined would be to retain the status
quo, which was not considered to be acceptable. As discussed in
the Description section, all parties responsible for the regulation
of offshore hydrocarbon exploration and development, with the
support of the oil and gas industry, have agreed that now is the
appropriate time to introduce discretionary formation flow testing
clauses within the regulations.
La seule autre solution examinée consistait à maintenir le statu
quo, ce qui n’a pas été jugé acceptable. Tel qu’il est mentionné
sous la rubrique Description, toutes les parties chargées de réglementer l’exploration et la mise en valeur des hydrocarbures
extracôtiers, avec l’appui de l’industrie gazière et pétrolière, ont
convenu qu’il est maintenant opportun d’introduire dans les règlements des dispositions discrétionnaires concernant les essais
d’écoulement de formation.
Benefits and costs
Avantages et coûts
For industry, the benefits of the proposed amendment amount
to the financial savings of not having to conduct a flow test on
wells where indications point to a low likelihood of production
potential. The estimated cost of conducting an offshore formation
flow test ranges from $10 million to $30 million, depending on
the type of rig, water depth, and reservoir depth. This is a significant expense to an operator.
La modification proposée est avantageuse pour l’industrie, car
celle-ci pourra économiser de l’argent si elle n’est pas obligée de
réaliser un essai d’écoulement pour les puits qui ont un faible
potentiel de production. Le coût estimé d’un essai d’écoulement
dans une formation extracôtière varie de 10 millions de dollars à
30 millions de dollars, selon le type de l’appareil de forage, la
profondeur de l’eau et la profondeur du réservoir. Cela représente
une dépense considérable pour un exploitant.
En vertu de la modification proposée, les exploitants pourront
tenir compte des études de faisabilité pour décider de réaliser ou
non un essai d’écoulement, puisqu’ils auront examiné les résultats
de la collecte préliminaire des données. La modification proposée
constitue donc un pas vers une réglementation davantage axée sur
les faits et les risques. On s’attend à ce que les exploitants continuent de réaliser des essais d’écoulement pour les puits qui ont un
potentiel de production commerciale. Le fait de prévoir des exigences discrétionnaires en ce qui a trait aux essais d’écoulement
de formation peut de fait favoriser la collecte de données supplémentaires sur le potentiel en hydrocarbures en libérant des ressources qui pourront être consacrées à l’augmentation des activités d’exploration. On souhaite en fin de compte accroître la
production pétrolière et gazière extracôtière au large de la côte Est
du Canada, afin de contribuer aux économies régionale, provinciale et nationale et de répondre aux besoins du Canada en matière d’énergie.
D’un point de vue réglementaire, les modifications proposées
correspondent aux objectifs du Canada en matière de réglementation intelligente, à savoir contribuer à l’innovation et à la croissance économique et réduire le fardeau administratif imposé aux
entreprises. Ces résultats appuient aussi les objectifs de la Table
ronde et de l’IRRZPE. En outre, la réalisation discrétionnaire
d’essais d’écoulement de formation correspond à l’approche
adoptée par d’autres pays pour la réglementation des zones extracôtières, notamment les États-Unis. Comme la plupart des exploitants extracôtiers sont des entreprises multinationales, celles-ci
pourront se conformer à des exigences claires et cohérentes lorsqu’elles auront à déplacer des personnes et des équipements d’un
pays à l’autre.
Bien que ce soit peu probable, il est possible qu’à court terme
l’on manque de données sur certains réservoirs si les entreprises
décident de ne pas réaliser l’essai d’écoulement. Cependant, on
croit que cette perte éventuelle de données sera compensée en
partie par la progression du développement d’autres technologies
d’évaluation des puits. En outre, les exploitants seront toujours
tenus de réaliser un essai d’écoulement de formation avant de présenter une demande de licence de découverte importante en vertu
de la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada — NouvelleÉcosse sur les hydrocarbures extracôtiers.
Under the proposed amendment, operators will be in a position
to incorporate feasibility assessments into the decision on whether
or not to conduct a flow test, having reviewed the results from
early data acquisition. The proposed amendment therefore represents a move toward a more fact-based, risk-based regulatory
requirement. It is expected that operators will continue to conduct
formation flow tests on wells that show potential for commercial
production. Introducing discretionary requirements to formation
flow testing may actually result in additional data gathering regarding hydrocarbon potential by freeing up resources for increased exploration activity. The desired end result is increased
oil and gas production off Canada’s East Coast, thereby contributing to the regional, provincial, and national economies and Canada’s
energy needs.
From a regulatory perspective, the proposed changes are in line
with Canada’s smart regulation endeavours to contribute to innovation and economic growth and reduce the administrative
burden on business. By achieving these outcomes, the proposed
amendments also support the goals of the AER and the FORRI.
Further, discretionary formation flow testing is an approach consistent with other offshore regulatory jurisdictions, including the
United States. As most of the offshore operators are multinational
companies, this provides them with clarity and consistency when
moving people and equipment between jurisdictions.
Although not expected, it is possible that in the short term,
some reservoir data may not be obtained as a result of companies
choosing not to flow test. However, it is believed that this potential loss of data is partially offset by advances in other well evaluation technologies. Further, operators will continue to be required
to conduct a formation flow test prior to applying for a significant
discovery declaration under the Canada-Nova Scotia Offshore
Petroleum Resources Accord Implementation Act.
836
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
Strategic environmental assessment
Évaluation environnementale stratégique
From both an environmental and safety perspective, flow testing an offshore well is considered to be one of the higher-risk
activities in the drilling and well evaluation process. From a
safety perspective, these risks include the potential of a loss of
well control (i.e. a blow out), which can endanger lives. From an
environmental perspective, risks include a loss or spillage of the
hydrocarbon that is produced in the course of the test. To the extent that the proposed amendment will remove the requirement to
flow test some wells, the aggregate level of environmental risk
associated with flow testing will be reduced.
Tant du point de vue de l’environnement que de la sécurité, la
réalisation d’un essai d’écoulement dans un puits extracôtier est
considérée comme l’une des activités les plus risquées du processus d’évaluation et de forage des puits. Du point de vue de la
sécurité, ces risques englobent la possibilité de perdre la maîtrise
du puits (c’est-à-dire de provoquer une éruption), ce qui peut mettre des vies en danger. Du point de vue de l’environnement, les
risques englobent la perte ou le déversement des hydrocarbures
qui sont produits pendant l’essai. Dans la mesure où la modification proposée supprimera l’obligation de réaliser l’essai d’écoulement pour certains puits, le risque environnemental global associé à ce type d’essai sera réduit.
La modification réglementaire proposée ne modifiera aucunement les rôles d’approbation et de surveillance des essais d’écoulement que doit assumer l’Office Canada — Nouvelle-Écosse des
hydrocarbures extracôtiers. Celui-ci demeurera responsable de
veiller à ce que les exploitants planifient et exécutent les essais
d’écoulement en se conformant à toutes les mesures de protection
de la sécurité et de l’environnement.
Under the proposed regulatory amendment, all existing approval and oversight roles for flow testing that reside with the
Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board will be maintained. It is the responsibility of the Board to ensure that operators
plan and execute flow tests with all due regard to safety and environmental protection.
Consultation
Consultations
The primary vehicles for consultation regarding these amendments have been the AER and the FORRI. The AER represents a
broad cross-section of those directly affected by offshore oil and
gas activities, including the federal and provincial governments,
regulatory agencies, offshore operators, supply and service companies, and labour groups. Members of both the AER and the
FORRI have agreed that the proposed amendments to the Offshore Petroleum Drilling Regulations are necessary.
La consultation au sujet de ces modifications a été principalement réalisée auprès des membres de la Table ronde et de
l’IRRZPE. La Table ronde représente un grand nombre des intervenants qui sont directement touchés par les activités pétrolières
et gazières extracôtières, notamment les gouvernements fédéral et
provinciaux, les organismes de régie, les exploitants extracôtiers,
les entreprises d’approvisionnement et de service et les syndicats.
Les membres de la Table ronde et de l’IRRZPE ont convenu que
la modification proposée au Règlement sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse est
nécessaire.
Compliance and enforcement
Respect et exécution
Under existing legislation, the Canada-Nova Scotia Offshore
Petroleum Board is responsible for ensuring compliance and enforcement of these Regulations. There is no change to compliance
and enforcement responsibilities under this proposal.
En vertu de la loi actuelle, l’Office Canada — Nouvelle-Écosse
des hydrocarbures extracôtiers est responsable d’assurer l’application du Règlement et la conformité au Règlement. Cette proposition ne modifie aucunement les responsabilités en matière de respect et d’exécution.
Contact
Personne-ressource
Gerard Peets, Policy Advisor, Natural Resources Canada, Frontier Lands Management Division, Petroleum Resources Branch,
580 Booth Street, 17th Floor, Ottawa, Ontario K1A 0E4, (613)
996-6923 (telephone), (613) 943-2274 (fax), gpeets@NRCan.gc.
ca (email).
Gerard Peets, Conseiller en matière de politique, Ressources
naturelles Canada, Division de la gestion des régions pionnières,
Direction des ressources pétrolières, 580, rue Booth, 17e étage,
Ottawa (Ontario) K1A 0E4, (613) 996-6923 (téléphone), (613)
943-2274 (télécopieur), gpeets@NRCan.gc.ca (courriel).
PROPOSED REGULATORY TEXT
PROJET DE RÉGLEMENTATION
Notice is hereby given, pursuant to subsection 154(1) of the
Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources Accord Implementation Acta, that the Governor in Council, pursuant to subsection 153(1)b of that Act, proposes to make the annexed Regulations Amending the Nova Scotia Offshore Petroleum Drilling
Regulations.
Avis est donné, conformément au paragraphe 154(1) de la Loi
de mise en œuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les
hydrocarbures extracôtiersa, que la gouverneure en conseil, en
vertu du paragraphe 153(1)b de cette loi, se propose de prendre le
Règlement modifiant le Règlement sur le forage pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse, ci-après.
———
———
a
a
b
S.C. 1988, c. 28
S.C. 1992, c. 35, s. 101
b
L.C. 1988, ch. 28
L.C. 1992, ch. 35, art. 101
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
837
Interested persons may make representations with respect to
the proposed Regulations within 30 days after the date of publication of this notice. All such representations must cite the Canada
Gazette, Part I, and the date of publication of this notice, and
be sent to Eric Landry, Director, Natural Resources Canada,
Frontier Lands Management Division, 580 Booth St., 17th Floor,
Room B2-3, Ottawa, Ontario K1A 0E4 (tel: (613) 992-3794; fax:
(613) 943-2274; e-mail: Eric.Landry@nrcan-rncan.gc.ca).
Ottawa, April 6, 2006
DIANE LABELLE
Acting Assistant Clerk of the Privy Council
Les intéressés peuvent présenter leurs observations au sujet du
projet de règlement dans les trente jours suivant la date de publication du présent avis. Ils sont priés d’y citer la Gazette du Canada
Partie I, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout à
Eric Landry, directeur, Ressources naturelles Canada, Division
de la gestion des régions pionnières, 580, rue Booth, 17e étage,
pièce B2-3, Ottawa (Ontario) K1A 0E4 (tél. : (613) 992-3794;
téléc. : (613) 943-2274; courriel : Eric.Landry@nrcan-rncan.gc.ca).
Ottawa, le 6 avril 2006
La greffière adjointe intérimaire du Conseil privé,
DIANE LABELLE
REGULATIONS AMENDING THE NOVA SCOTIA
OFFSHORE PETROLEUM DRILLING REGULATIONS
RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT SUR LE
FORAGE POUR HYDROCARBURES DANS LA ZONE
EXTRACÔTIÈRE DE LA NOUVELLE-ÉCOSSE
AMENDMENT
MODIFICATION
1. Sections 170 and 171 of the Nova Scotia Offshore Petroleum Drilling Regulations1 are replaced by the following:
1. Les articles 170 et 171 du Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse1
sont remplacés par ce qui suit :
170. L’exploitant veille à ce que toute formation dans un puits
soit mise à l’essai et échantillonnée de manière à obtenir des données sur la pression des réservoirs et des échantillons de fluide,
s’il y a lieu de croire que ces données ou échantillons contribueraient sensiblement à l’évaluation du réservoir et de la géologie
des lieux.
170. Every operator shall ensure that every formation in a well
is tested and sampled in a manner to obtain reservoir pressure
data and fluid samples from the formation, if there is an indication that such data or samples would contribute substantially to
the geological and reservoir evaluation.
Formation Flow Test
Essais d’écoulement de formation
171. (1) An operator may conduct a formation flow test on a
well drilled on a geological feature if, prior to conducting that
test, the operator
(a) submits to the Board a detailed testing program; and
(b) obtains the approval of the Board to conduct the test.
(2) The Board shall approve a formation flow test if it determines that the test will be conducted safely and in accordance
with good oilfield practices and that the test will enable the operator to
(a) obtain data on the deliverability or productivity of the well;
(b) establish the characteristics of the reservoir; and
(c) obtain representative samples of the formation fluids.
171. (1) L’exploitant peut effectuer un essai d’écoulement de
formation dans un puits foré dans une structure géologique si, au
préalable :
a) il remet à l’Office un programme d’essais détaillé;
b) il obtient l’approbation de l’Office pour effectuer cet essai.
(2) L’Office approuve l’essai d’écoulement de formation s’il
juge que celui-ci sera effectué en toute sécurité et conformément
aux règles de l’art et permettra à l’exploitant, à la fois :
a) d’obtenir des données sur la capacité de débit ou la productivité du puits;
b) d’établir les caractéristiques du réservoir;
c) d’obtenir des échantillons représentatifs des liquides de
formation.
(3) L’Office peut exiger de l’exploitant qu’il effectue un essai
d’écoulement de formation dans un puits foré dans une structure
géologique, autre que le premier puits, s’il y a lieu de croire que
cet essai contribuerait sensiblement à l’évaluation du réservoir et
de la géologie des lieux.
(3) The Board may require that the operator conduct a formation flow test on a well drilled on a geological feature, other than
the first well, if there is an indication that such a test would contribute substantially to the geological and reservoir evaluation.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
2. These Regulations come into force on the day on which
they are registered.
2. Le présent règlement entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
[15-1-o]
[15-1-o]
———
———
1
1
SOR/92-676
DORS/92-676
Le 15 avril 2006
Gazette du Canada Partie I
INDEX
Vol. 140, No. 15 — April 15, 2006
(An asterisk indicates a notice previously published.)
COMMISSIONS
Canadian Environmental Assessment Agency
Canadian Environmental Assessment Act
Model Class Screening Report for Hydrometric Station
Projects in Ontario Region — Public notice ...................
Model Class Screening Report for Small Scale Water
Quality and Habitat Improvement Projects — Public
notice ..............................................................................
Canadian International Trade Tribunal
Notice No. HA-2006-001 — Appeal ..................................
Canadian Radio-television and Telecommunications
Commission
*Addresses of CRTC offices — Interventions....................
Decisions
2006-113 to 2006-134.........................................................
Public notices
2006-32-1............................................................................
2006-43 ...............................................................................
GOVERNMENT NOTICES
Environment, Dept. of the
Canadian Environmental Protection Act, 1999
Notice, under subsection 84(5) of the Canadian
Environmental Protection Act, 1999, of the
Ministerial Conditions.....................................................
Permit No. 4543-2-04295 ...................................................
Permit No. 4543-2-06385 ...................................................
Permit No. 4543-2-06388 ...................................................
Finance, Dept. of
Statements
Bank of Canada, balance sheet as at March 29, 2006 .........
Bank of Canada, balance sheet as at March 31, 2006 ........
Health, Dept. of
Canadian Environmental Protection Act, 1999
Residential indoor air quality guideline for
formaldehyde...................................................................
Industry, Dept. of
Appointments......................................................................
809
810
811
811
812
815
815
798
794
795
797
804
806
799
802
MISCELLANEOUS NOTICES
Canadian National Railway Company, documents
deposited ............................................................................. 817
Corn Products International, Inc. and Casco, Inc./Canada
Starch Operating Company Inc., notice of intent to
commence judicial review .................................................. 817
MISCELLANEOUS NOTICES — Continued
Dufferin, County of, bridge over the Grand River, Ont. .........
Gananoque, Town of, rehabilitation of the King Street
Bridge over the Gananoque River, Ont. ..............................
Innovene Polyethylene North America, documents
deposited .............................................................................
INTERNATIONAL COMMISSION ON LARGE
DAMS — MONTRÉAL 2003, surrender of charter ..........
*Lake Erie and Detroit River Railway Company (The),
annual general meeting .......................................................
Maple Leaf Foods Inc. and its affiliates, notice of intent to
commence judicial review...................................................
Nova Scotia, Department of Transportation and Public
Works of, replacement bridge over the Shubenacadie
River, N.S. ..........................................................................
Okanagan Northern Excursions Railway Inc., document
deposited .............................................................................
*Safety National Casualty Corporation, application for an
order....................................................................................
Shell Canada Limited, haul bridge across Jackpine Creek,
Alta. ....................................................................................
Standard Life Assurance Company (The), The Standard
Life Assurance Company of Canada and SLLC Limited,
transactions .........................................................................
Sun Life Assurance Company of Canada, application to
establish an insurance company ..........................................
*Travelers Insurance Company (The), change of name..........
Union Pacific Railroad Company, documents deposited........
839
818
823
819
819
820
820
818
821
821
821
822
822
823
824
PARLIAMENT
House of Commons
Filing applications for private bills (First Session,
Thirty-Ninth Parliament)................................................. 808
PROPOSED REGULATIONS
Natural Resources, Dept. of
Canada-Newfoundland Atlantic Accord Implementation
Act
Regulations Amending the Newfoundland Offshore
Petroleum Drilling Regulations ...................................... 826
Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources Accord
Implementation Act
Regulations Amending the Nova Scotia Offshore
Petroleum Drilling Regulations ...................................... 832
SUPPLEMENTS
Copyright Board
Statement of Proposed Royalties to Be Collected by
ERCC from Educational Institutions in Canada, for the
Reproduction and Performance of Works or Other
Subject-Matters Communicated to the Public by
Telecommunication for the Years 2007 to 2011
840
Canada Gazette Part I
April 15, 2006
INDEX
AVIS DU GOUVERNEMENT (suite)
Industrie, min. de l’
Nominations........................................................................ 802
Santé, min. de la
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)
Ligne directrice établie pour le formaldéhyde dans l’air
intérieur résidentiel.......................................................... 799
o
Vol. 140, n 15 — Le 15 avril 2006
(L’astérisque indique un avis déjà publié.)
AVIS DIVERS
Aliments Maple Leaf Inc. (Les) et ses affiliés, avis
d’intention d’engager des procédures d’examen
judiciaire .............................................................................
Canadian National Railway Company, dépôt de
documents ..........................................................................
COMMISSION INTERNATIONALE DES GRANDS
BARRAGES — MONTRÉAL 2003, abandon de charte....
Compagnie d’assurance Standard Life, Compagnie
d’assurance Standard Life du Canada et SLLC Limited,
opérations............................................................................
Corn Products International, Inc. et Casco, Inc./Canada
Starch Operating Company Inc., avis d’intention
d’engager des procédures d’examen judiciaire ...................
Dufferin, County of, pont au-dessus de la rivière Grand
(Ont.)...................................................................................
Gananoque, Town of, réfection du pont King Street
au-dessus de la rivière Gananoque (Ont.) ...........................
Innovene Polyethylene North America, dépôt de
documents ..........................................................................
*Lake Erie and Detroit River Railway Company (The),
assemblée générale annuelle ...............................................
Nova Scotia, Department of Transportation and Public
Works of, remplacement du pont au-dessus de la rivière
Shubenacadie (N.-É.) ..........................................................
Okanagan Northern Excursions Railway Inc., dépôt de
document ............................................................................
*Safety National Casualty Corporation, demande
d’ordonnance.......................................................................
Shell Canada Limitée, pont de transport au-dessus du
ruisseau Jackpine (Alb.)......................................................
Sun Life du Canada, compagnie d’assurance-vie, demande
de constitution d’une société d’assurances..........................
*Travelers Insurance Company (The), changement de
dénomination sociale...........................................................
Union Pacific Railroad Company, dépôt de documents .........
AVIS DU GOUVERNEMENT
Environnement, min. de l’
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)
Avis, en vertu du paragraphe 84(5) de la Loi canadienne
sur la protection de l’environnement (1999), des
conditions ministérielles..................................................
Permis no 4543-2-04295......................................................
Permis no 4543-2-06385......................................................
Permis no 4543-2-06388......................................................
Finances, min. des
Bilans
Banque du Canada, bilan au 29 mars 2006 .........................
Banque du Canada, bilan au 31 mars 2006 .........................
820
817
819
822
817
818
823
819
820
818
821
821
821
822
823
824
798
794
795
797
805
807
COMMISSIONS
Agence canadienne d’évaluation environnementale
Loi canadienne sur l’évaluation environnementale
Modèle de rapport d’examen préalable type dans le cadre
des projets de stations hydrométriques de la région de
l’Ontario — Avis public..................................................
Modèle de rapport d’examen préalable type dans le cadre
des projets d’envergure restreinte d’amélioration de la
qualité de l’eau et des habitats — Avis public ................
Conseil de la radiodiffusion et des télécommunications
canadiennes
*Adresses des bureaux du CRTC — Interventions.............
Avis publics
2006-32-1............................................................................
2006-43 ...............................................................................
Décisions
2006-113 à 2006-134 ..........................................................
Tribunal canadien du commerce extérieur
Avis no HA-2006-001 — Appel..........................................
809
810
811
815
815
812
811
PARLEMENT
Chambre des communes
Demandes introductives de projets de loi privés
(première session, trente-neuvième législature) .............. 808
RÈGLEMENTS PROJETÉS
Ressources naturelles, min. des
Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada —
Terre-Neuve
Règlement modifiant le Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de
Terre-Neuve .................................................................... 826
Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada —
Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers
Règlement modifiant le Règlement sur le forage pour
hydrocarbures dans la zone extracôtière de la
Nouvelle-Écosse.............................................................. 832
SUPPLÉMENTS
Commission du droit d’auteur
Projet de tarif des redevances à percevoir par la SCGDE
des établissements d’enseignement au Canada, pour la
reproduction et l’exécution d’œuvres ou autres objets
du droit d’auteur communiqués au public par
télécommunication pour les années 2007 à 2011
Supplement
Canada Gazette, Part I
April 15, 2006
Supplément
Gazette du Canada, Partie I
Le 15 avril 2006
COPYRIGHT BOARD
COMMISSION DU DROIT
D’AUTEUR
Statement of Proposed Royalties to Be Collected
by ERCC from Educational Institutions in
Canada, for the Reproduction and
Performance of Works or Other SubjectMatters Communicated to the Public by
Telecommunication for the Years 2007 to 2011
Projet de tarif des redevances à percevoir par la
SCGDE des établissements d’enseignement
au Canada, pour la reproduction et
l’exécution d’œuvres ou autres objets du
droit d’auteur communiqués au public par
télécommunication pour les années 2007 à 2011
Le 15 avril 2006
Supplément à la Gazette du Canada
3
COPYRIGHT BOARD
COMMISSION DU DROIT D’AUTEUR
FILE: Educational Rights 2007-2011
DOSSIER : Droits éducatifs 2007-2011
Statement of Proposed Royalties to Be Collected from
Educational Institutions in Canada, for the Reproduction and
Performance of Works or Other Subject-Matters Communicated
to the Public by Telecommunication
Projet de tarif des redevances à percevoir des établissements
d’enseignement au Canada, pour la reproduction et l’exécution
d’œuvres ou autres objets du droit d’auteur communiqués au
public par télécommunication
In accordance with subsection 72(1) of the Copyright Act, the
Copyright Board hereby publishes the statement of royalties filed
by the Educational Rights Collective of Canada (ERCC) on
March 30, 2006, with respect to royalties it proposes to collect,
effective January 1, 2007, from educational institutions in
Canada, for the reproduction and performance of works or other
subject-matters that have been communicated to the public by
telecommunication.
In accordance with the provisions of the same subsection, the
Board hereby gives notice that educational institutions or their
representatives who wish to object to the statement may file
written objections with the Board, at the address indicated below,
within 60 days of the publication hereof, that is no later than
June 14, 2006.
Ottawa, April 15, 2006
CLAUDE MAJEAU
Secretary General
56 Sparks Street, Suite 800
Ottawa, Ontario
K1A 0C9
(613) 952-8621 (telephone)
(613) 952-8630 (fax)
majeau.claude@cb-cda.gc.ca (email)
Conformément au paragraphe 72(1) de la Loi sur le droit
d’auteur, la Commission du droit d’auteur publie le projet de tarif
que la Société canadienne de gestion des droits éducatifs
(SCGDE) a déposé auprès d’elle le 30 mars 2006, relativement
aux redevances qu’elle propose de percevoir à compter du 1er janvier 2007 des établissements d’enseignement au Canada, pour la
reproduction et l’exécution d’œuvres ou autres objets du droit
d’auteur communiqués au public par télécommunication.
Conformément aux dispositions du même paragraphe, la
Commission donne avis, par les présentes, que les établissements
d’enseignement ou leurs représentants, désirant s’opposer au
projet de tarif doivent déposer leur opposition auprès de la Commission, par écrit, à l’adresse ci-dessous, dans les 60 jours de la
présente publication, soit au plus tard le 14 juin 2006.
Ottawa, le 15 avril 2006
Le secrétaire général
CLAUDE MAJEAU
56, rue Sparks, Bureau 800
Ottawa (Ontario)
K1A 0C9
(613) 952-8621 (téléphone)
(613) 952-8630 (télécopieur)
majeau.claude@cb-cda.gc.ca (courriel)
4
Supplement to the Canada Gazette
April 15, 2006
STATEMENT OF ROYALTIES TO BE
COLLECTED BY THE EDUCATIONAL
RIGHTS COLLECTIVE OF CANADA (ERCC)
for the reproduction and performance in 2007, 2008, 2009, 2010
and 2011, of works or other subject-matter that have been communicated to the public by telecommunication by educational
institutions or persons acting under their authority.
TARIF DES REDEVANCES QUE LA SOCIÉTÉ
CANADIENNE DE GESTION DES DROITS
ÉDUCATIFS (SCGDE) POURRA PERCEVOIR
pour la reproduction et l’exécution, en 2007, 2008, 2009, 2010 et
2011, d’œuvres ou de tout autre objet du droit d’auteur qui ont été
communiqués au public par télécommunication par des établissements d’enseignement ou des personnes agissant sous l’autorité
de ceux-ci.
Notes (these notes are not part of the tariff)
The following notes outline the substance of sections 29.5, 29.6
and 29.7 of the Copyright Act as they relate to the following tariff, in an effort to help the reader understand the activities to
which the tariff applies.
(1) Subject to note (2), this tariff applies when an educational
institution or a person acting under its authority
(a) makes a single copy of a work or other subject-matter protected by copyright at the time that it is communicated to the
public by telecommunication; or
(b) performs that copy in public for educational and training
purposes on the premises of the institution before an audience
consisting primarily of the institution’s students.
Remarques (les présentes remarques ne font pas partie du tarif)
Les remarques qui suivent reprennent l’essentiel des articles 29.5, 29.6 et 29.7 de la Loi sur le droit d’auteur dans la mesure où ils se rapportent au présent tarif, et ont pour but d’aider le
lecteur à comprendre les activités auxquelles celui-ci s’applique.
(1) Sous réserve de la remarque (2), le présent tarif s’applique
lorsqu’un établissement d’enseignement ou une personne agissant
sous l’autorité de celui-ci :
a) reproduit, en un seul exemplaire, une œuvre ou tout autre
objet du droit d’auteur lors de sa communication au public par
télécommunication;
b) exécute cet exemplaire en public à des fins pédagogiques
dans les locaux de l’établissement, devant un auditoire formé
principalement d’élèves de celui-ci.
(2) Le présent tarif ne s’applique pas et aucune redevance n’est
payable lorsqu’un établissement d’enseignement ou une personne
agissant sous l’autorité de celui-ci :
a) exécute, dans les locaux de l’établissement, tant l’enregistrement sonore que l’œuvre ou la prestation qui le constituent, à
des fins pédagogiques et non en vue d’un profit, devant un auditoire formé principalement d’élèves de l’établissement, d’enseignants et d’autres personnes qui sont directement responsables de programmes d’études pour cet établissement;
b) exécute en public une œuvre ou tout autre objet du droit
d’auteur lors de sa communication au public par télécommunication, à des fins pédagogiques et non en vue d’un profit, devant un auditoire formé principalement d’élèves de l’établissement, d’enseignants et d’autres personnes qui sont directement
responsables de programmes d’études pour cet établissement;
c) reproduit, en un seul exemplaire, une émission d’actualités
ou de commentaires d’actualités, à l’exclusion des documentaires, si cet exemplaire est détruit avant l’expiration de l’année
qui suit la reproduction;
d) exécute en public l’exemplaire visé à la remarque (2)c)
avant l’expiration de l’année qui suit la reproduction, devant un
auditoire formé principalement d’élèves de l’établissement,
dans les locaux de celui-ci et à des fins pédagogiques;
e) reproduit, en un seul exemplaire, une œuvre ou tout autre objet du droit d’auteur lors de sa communication au public par télécommunication, si l’exemplaire est détruit dans les trente
jours suivant cette reproduction et n’est pas exécuté en public.
(2) This tariff does not apply, and no royalties are payable,
when an educational institution or a person acting under its
authority
(a) performs a sound recording or a work or performer’s performance that is embodied in a sound recording on the premises of the institution, for educational or training purposes and
not for profit, before an audience consisting primarily of the institution’s students, of instructors and of anyone directly responsible for setting a curriculum for the institution;
(b) performs in public a work or other subject-matter at the
time it is communicated to the public by telecommunication,
for educational or training purposes and not for profit, before
an audience consisting primarily of the institution’s students, of
instructors and of anyone directly responsible for setting a curiculum for the institution;
(c) makes a single copy of a news program or a news commentary program, excluding documentaries, if the copy is destroyed before the expiration of one year after it was made;
(d) performs the copy described in note (2)(c) before the expiration of one year after it was made, before an audience consisting primarily of the institution’s students, on its premises,
for educational or training purposes;
(e) makes a single copy of a work or other subject-matter at the
time it is communicated to the public by telecommunication, if
the copy is destroyed within thirty days after it was made and is
not performed in public.
Short Title
1. This tariff may be cited as the Educational Rights Tariff,
2007-2011.
Titre abrégé
1. Tarif des droits éducatifs, 2007-2011.
Definitions
2. (1) Except where otherwise specified, expressions used in
this tariff shall have the same meaning as under the Copyright
Act.
(2) The definitions in this section apply to this tariff.
“educational institution” has the meaning attributed to it in section 2 of the Copyright Act, which reads:
“educational institution” means:
Définitions
2. (1) Sauf indication contraire, les expressions utilisées dans le
présent tarif ont le sens qui leur est attribué dans la Loi sur le
droit d’auteur.
(2) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent tarif.
« autre élève ETP » Trois élèves et demi à temps partiel ou un
élève à temps plein, autre qu’un élève ETP de niveau préscolaire, élémentaire ou secondaire, inscrit à une activité pédagogique, culturelle ou récréative qui se déroule dans les locaux
Le 15 avril 2006
Supplément à la Gazette du Canada
5
(a) a non-profit institution licensed or recognized by or under an Act of Parliament or the legislature of a province to
provide pre-school, elementary, secondary or post-secondary
education,
(b) a non-profit institution that is directed or controlled by a
board of education regulated by or under an Act of the legislature of a province and that provides continuing, professional or vocational education or training,
(c) a department or agency of any order of government, or
any non-profit body, that controls or supervises education or
training referred to in paragraphs (a) or (b), or
(d) any other non-profit institution prescribed by regulation.
(« établissement d’enseignement »)
“pre-school, elementary or secondary FTE student” means two
pre-school students or one elementary or secondary level student whose enrolment was reported to the Ministry of Education for the academic year that ends immediately before a calendar year. (« élève ETP de niveau préscolaire, élémentaire ou
secondaire »)
“other FTE student” means 3.5 part-time students or one full-time
student, other than a pre-school, elementary or secondary FTE
student, enrolled in an educational, cultural or recreational activity taking place on the premises of, or being administered or
operated by, an educational institution, whose enrolment was
reported to Statistics Canada for the academic year that ends
immediately before a calendar year. (« autre élève ETP »)
“reporting date” means January 31, May 31 or September 30.
(« date de rapport »)
“reporting period” means January to April, May to August or
September to December. (« période de rapport »)
d’un établissement d’enseignement ou qui est administrée ou
gérée par un tel établissement, dont l’inscription a été signalée
à Statistique Canada pour l’année scolaire se terminant immédiatement avant une année civile. (“other FTE student”)
« date de rapport » Les 31 janvier, 31 mai et 30 septembre. (“reporting date”)
« élève ETP de niveau préscolaire, élémentaire ou secondaire »
Deux élèves de niveau préscolaire ou un élève de niveau élémentaire ou secondaire dont l’inscription a été signalée au ministre de l’Éducation pour l’année scolaire se terminant immédiatement avant une année civile. (“pre-school, elementary or
secondary FTE student”)
« établissement d’enseignement » A le sens qui lui est attribué à
l’article 2 de la Loi sur le droit d’auteur, qui se lit comme suit :
« établissement d’enseignement »
a) établissement sans but lucratif agréé aux termes des lois
fédérales ou provinciales pour dispenser de l’enseignement
aux niveaux préscolaire, élémentaire, secondaire ou postsecondaire, ou reconnu comme tel;
b) établissement sans but lucratif placé sous l’autorité d’un
conseil scolaire régi par une loi provinciale et qui dispense
des cours d’éducation ou de formation permanente, technique ou professionnelle;
c) ministère ou organisme, quel que soit l’ordre de gouvernement, ou entité sans but lucratif qui exerce une autorité sur
l’enseignement et la formation visés aux alinéas a) et b);
d) tout autre établissement sans but lucratif visé par règlement. (“educational institution”)
« période de rapport » De janvier à avril, de mai à août et de septembre à décembre. (“reporting period”)
Application
Application
3. This tariff applies to all acts that give rise to an obligation to
pay royalties under subsections 29.6(2), 29.7(2) or 29.7(3) of the
Copyright Act.1
3. Le présent tarif s’applique à tous les actes qui donnent lieu
à l’obligation de payer des redevances en vertu des paragraphes 29.6(2), 29.7(2) ou 29.7(3) de la Loi sur le droit d’auteur1.
General
Disposition générale
4. All royalties payable under this tariff are exclusive of any
federal, provincial or other governmental taxes or levies of any
kind.
4. Toutes les redevances exigibles en vertu du présent tarif ne
comprennent ni les taxes fédérales, provinciales ou autres, ni les
prélèvements d’un autre genre qui pourraient s’appliquer.
THE TARIFF
LE TARIF
Alternative Tariff Arrangements, Elections and Consequences
Tarifs, choix du tarif et conséquences
5. (1) An educational institution may operate under the comprehensive tariff or under the transactional tariff.
(2) An educational institution operates under the transactional
tariff unless it notifies ERCC, before the start of a reporting period, that it has elected to operate under the comprehensive tariff
for that and subsequent reporting periods.
(3) An educational institution that has elected to operate under
the comprehensive tariff operates under the comprehensive tariff
until it notifies ERCC, before the start of a reporting period, that
it has elected to operate under the transactional tariff for that and
subsequent reporting periods.
(4) An educational institution can elect to operate under a different tariff once per calendar year.
6. (1) A copy made while an institution operated under the
comprehensive tariff can be kept and performed as long as an
5. (1) L’établissement d’enseignement peut choisir d’utiliser le
tarif forfaitaire ou le tarif transactionnel.
(2) L’établissement d’enseignement utilise le tarif transactionnel sauf s’il avise la SCGDE, avant le début d’une période
de rapport, de sa décision d’utiliser le tarif forfaitaire pendant
cette période de rapport et pendant les périodes de rapport
subséquentes.
(3) L’établissement d’enseignement qui a choisi d’utiliser le tarif forfaitaire utilise ce tarif jusqu’à ce qu’il avise la SCGDE,
avant le début d’une période de rapport, de sa décision d’utiliser
le tarif transactionnel pendant cette période de rapport et pendant
les périodes de rapport subséquentes.
(4) L’établissement d’enseignement peut choisir d’utiliser un
tarif différent une fois par année civile.
6. (1) L’exemplaire réalisé pendant que l’établissement utilisait
le tarif forfaitaire peut être conservé et exécuté tant et aussi
———
———
1
1
See Notes
Voir les remarques
6
Supplement to the Canada Gazette
educational institution operates under the comprehensive tariff
and, should the institution elect to operate under the transactional
tariff, until the later of one year after the election took effect or
(a) two years after the copy was made, in the case of a copy of
a news program or a news commentary program, excluding
documentaries,
(b) one year after a copy was made, in the case of any other
copy.
(2) A copy made while an institution operated under the transactional tariff can be kept and performed for the life of the copy.
7. (1) An educational institution that makes an election pursuant to subsection 5(3) shall pay half the amount set out in section 9 for each copy made under the comprehensive tariff that is
not destroyed on or before the later of one year after the election
took effect or
(a) two years after the copy was made, in the case of a copy of
a news program or a news commentary program, excluding
documentaries,
(b) one year after a copy was made, in the case of any other
copy.
(2) A copy for which royalties are paid pursuant to subsection (1) is deemed thereafter to have been made while the institution operated under the transactional tariff.
Comprehensive Tariff: Royalties
8. (1) Subject to paragraph (2), an educational institution that
operates under the comprehensive tariff shall pay the total of
$1.73 per calendar year per pre-school, elementary and secondary FTE student, and
$1.89 per calendar year per other FTE student.
April 15, 2006
longtemps que l’établissement utilise ce tarif et, si cet établissement choisit d’utiliser le tarif transactionnel, pendant au plus un
an après que ce choix a pris effet ou
a) deux ans après la réalisation de l’exemplaire, s’il s’agit d’un
exemplaire d’une émission d’actualités ou de commentaires
d’actualités, à l’exclusion des documentaires,
b) un an après la réalisation de l’exemplaire dans les autres cas,
selon la dernière de ces éventualités.
(2) L’exemplaire réalisé pendant que l’établissement utilisait le
tarif transactionnel peut être conservé et exécuté pendant toute la
durée de vie de l’exemplaire.
7. (1) L’établissement d’enseignement qui fait le choix visé au
paragraphe 5(3) paie la moitié du montant indiqué à l’article 9
pour chaque exemplaire réalisé sous le régime du tarif forfaitaire
qui n’est pas détruit au plus tard un an après que cette décision a
pris effet ou
a) deux ans après la réalisation de l’exemplaire, s’il s’agit d’un
exemplaire d’une émission d’actualités ou de commentaires
d’actualités, à l’exclusion des documentaires,
b) un an après la réalisation de l’exemplaire dans les autres cas,
selon la dernière de ces éventualités.
(2) L’exemplaire pour lequel des redevances sont payées
conformément au paragraphe (1) est réputé par la suite avoir été
réalisé pendant que l’établissement utilisait le tarif transactionnel.
(4) For the purposes of subsection (2), an education institution
commences operation under the comprehensive tariff on January 1 of a calendar year if it possesses any copy made under the
comprehensive tariff for which the day calculated pursuant to
subsection (3) falls in a previous calendar year.
Redevances payables en vertu du tarif forfaitaire
8. (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’établissement d’enseignement qui utilise le tarif forfaitaire paie le total des montants
suivants :
1,73 $ pour chaque élève ETP de niveau préscolaire, élémentaire ou secondaire, par année civile,
1,89 $ pour chaque autre élève ETP, par année civile.
(2) L’établissement d’enseignement qui commence à utiliser le
tarif forfaitaire après le début d’une année civile peut, pour cette
année, calculer les redevances au prorata du nombre de jours qui
restent dans cette année civile.
(3) Aux fins du paragraphe (2) et sous réserve du paragraphe (4), l’établissement d’enseignement commence à utiliser le
tarif forfaitaire dans une année civile donnée à la première des
dates suivantes :
a) un an après le jour où un exemplaire d’une émission d’actualités ou de commentaires d’actualités, à l’exclusion des documentaires, a été réalisé sous le régime du tarif forfaitaire, à
moins que l’exemplaire ne soit détruit avant l’expiration de ce
délai;
b) trente jours après le jour où tout autre exemplaire a été réalisé sous le régime du tarif forfaitaire, à moins que l’exemplaire ne soit détruit avant l’expiration de ce délai;
c) le jour où un exemplaire visé à l’alinéa b) est exécuté en
public.
(4) Aux fins du paragraphe (2), l’établissement d’enseignement
commence à utiliser le tarif forfaitaire le 1er janvier d’une année
civile s’il possède un exemplaire réalisé sous le régime de ce tarif
pour lequel le jour calculé conformément au paragraphe (3)
tombe dans une année civile antérieure.
Transactional Tariff Royalties
9. (1) An educational institution that operates under the transactional tariff shall pay
(a) for copies intended for pre-school, elementary or secondary
students,
(i) $0.13 per minute or part thereof if the copy was made
from a radio signal,
Redevances payables en vertu du tarif transactionnel
9. (1) L’établissement d’enseignement qui utilise le tarif transactionnel paie :
a) pour les exemplaires destinés à des élèves de niveau préscolaire, élémentaire ou secondaire :
(i) 0,13 $ pour chaque minute ou partie de minute s’il s’agit
d’un exemplaire fait à partir d’un signal radio,
(2) An educational institution that commences operation under
the comprehensive tariff after the beginning of a calendar year
may pro-rate the royalties for that year to the number of days
remaining in that calendar year.
(3) For the purposes of subsection (2) and subject to subsection (4), an educational institution commences operation under
the comprehensive tariff in a given calendar year on the earlier of
(a) one year after the day on which a copy of a news program
or a news commentary program, excluding documentaries, was
made under the comprehensive tariff, unless the copy is destroyed before then;
(b) thirty days after the day on which any other copy was made
under the comprehensive tariff, unless the copy is destroyed
before then;
(c) the day on which any copy referred to in paragraph (b) is
performed in public.
Le 15 avril 2006
(ii) $1.60 per minute or part thereof if the copy was made
from a television signal;
(b) for copies intended for other students,
(i) $0.17 per minute or part thereof if the copy was made
from a radio signal,
(ii) $2.00 per minute or part thereof if the copy was made
from a television signal.
(2) For the purposes of subsection (1), if the copy is made from
the Internet
(a) the copy shall be deemed to have been made from a television signal unless there is no visual component to the copy,
other than alphanumeric or still images (including graphic images), in which case it shall be deemed have been made from a
radio signal; and
(b) the number of minutes it takes to perform the copy shall
be the number of minutes used to determine the amount of
royalties.
Supplément à la Gazette du Canada
7
(ii) 1,60 $ pour chaque minute ou partie de minute s’il s’agit
d’un exemplaire fait à partir d’un signal de télévision;
b) pour les exemplaires destinés à d’autres élèves :
(i) 0,17 $ pour chaque minute ou partie de minute s’il s’agit
d’un exemplaire fait à partir d’un signal radio,
(ii) 2,00 $ pour chaque minute ou partie de minute s’il s’agit
d’un exemplaire fait à partir d’un signal de télévision.
(2) Aux fins du paragraphe (1), si l’exemplaire est réalisé à partir d’Internet :
a) il est réputé avoir été réalisé à partir d’un signal de télévision, à moins qu’il ne comporte aucune composante visuelle,
autre que des signaux alphanumériques ou des images fixes (y
compris des images graphiques), auquel cas il est présumé
avoir été réalisé à partir d’un signal radio;
b) le nombre de minutes nécessaires à l’exécution de l’exemplaire sert à établir le montant des redevances.
ADMINISTRATIVE PROVISIONS
DISPOSITIONS ADMINISTRATIVES
10. (1) Subject to subsection (3), for each reporting period during which an educational institution operates under the comprehensive tariff, the institution shall pay one third of the royalties
calculated according to subsection 8(1). Payment is due on the
next reporting date.
(2) Subject to subsection (3), for each reporting period during
which an educational institution operates under the transactional
tariff, the institution shall pay royalties calculated according to
subsection 7(1) and section 9 in respect of all copies for which
royalties became payable during that reporting period. Payment is
due on the second subsequent reporting date.
(2) An educational institution need not provide information set
out in subsection (1) if the information has already been provided
and has not changed since then.
10. (1) Sous réserve du paragraphe (3), l’établissement d’enseignement paie, pour chaque période de rapport pendant laquelle il
utilise le tarif forfaitaire, un tiers des redevances calculées conformément au paragraphe 8(1). Les redevances sont payables à la
date de rapport suivante.
(2) Sous réserve du paragraphe (3), l’établissement d’enseignement paie, pour chaque période de rapport pendant laquelle il
utilise le tarif transactionnel, des redevances calculées conformément au paragraphe 7(1) et à l’article 9 pour tous les exemplaires
à l’égard desquels des redevances sont devenues payables au
cours de cette période de rapport. Les redevances sont payables à
la deuxième date de rapport qui suit.
(3) Par dérogation aux paragraphes (1) et (2), des redevances
ne sont payables qu’à la date de rapport qui suit de 60 jours la
date à laquelle l’établissement d’enseignement a reçu une facture
de la SCGDE indiquant le montant des redevances payables relativement à la période de rapport en cause.
(4) La SCGDE peut modifier une facture rétroactivement pour
corriger des erreurs ou des omissions.
11. (1) L’établissement d’enseignement fournit, à chaque date
de rapport, les renseignements suivants :
a) les noms, adresse, numéro de téléphone, numéro de télécopieur et adresse de courriel de la personne à qui la SCGDE doit
adresser les avis, factures et autres documents destinés à
l’établissement;
b) le nombre de ses élèves ETP de niveau préscolaire, élémentaire ou secondaire;
c) le nombre de ses autres élèves ETP.
(2) L’établissement d’enseignement n’est pas tenu de fournir
les renseignements énumérés au paragraphe (1) si ceux-ci ont déjà
été fournis et qu’ils sont demeurés inchangés depuis.
Accounts and Records
Livres et registres
12. (1) An educational institution shall keep and preserve until
December 31, 2017, records from which ERCC can readily ascertain the amounts payable and the information required under this
tariff.
(2) ERCC may audit these records at any time until December 31, 2017, on reasonable notice and during normal business
hours.
(3) If the audit of an educational institution discloses that
royalties have been understated by more than five per cent, the
12. (1) L’établissement d’enseignement tient et conserve jusqu’au 31 décembre 2017 les registres permettant à la SCGDE de
déterminer facilement les montants exigibles et les renseignements qui doivent être fournis en vertu du présent tarif.
(2) La SCGDE peut, jusqu’au 31 décembre 2017, vérifier ces
registres à tout moment durant les heures régulières de bureau
moyennant un préavis raisonnable.
(3) Si la vérification de l’établissement d’enseignement révèle
que des redevances ont été sous-estimées de plus de cinq pour
(3) Notwithstanding subsections (1) and (2), royalties are not
due until the reporting date following 60 days after an educational
institution received an invoice from ERCC indicating the amount
of royalties payable in respect of the relevant reporting period.
(4) ERCC may adjust an invoice on a retroactive basis to correct errors or omissions.
11. (1) An educational institution shall provide, on each reporting date, the following information:
(a) the name, address, telephone, fax and email contact information for the person whom the institution has designated as its
contact for the purpose of all communications with ERCC;
(b) its number of pre-school, elementary or secondary FTE students; and
(c) its number of other FTE students.
8
Supplement to the Canada Gazette
April 15, 2006
institution shall pay the reasonable costs of the audit of the institution within thirty days of the demand for payment being made.
cent, l’établissement paie les coûts raisonnables de la vérification
dans les trente jours suivant une demande à cet effet.
Adjustments
Ajustements
13. (1) Subject to subsection (2), adjustments in the amount of
royalties owed (including excess payments), as a result of the
discovery of an error or omission, shall be made on the date the
next royalty payment is due.
(2) An educational institution may deduct any amount owed to
it from its next royalty payments until no money remains owed to
it. If money remains owed after one year, ERCC shall refund the
amount still owed no later than thirty days after having received
an application for such a refund.
13. (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’ajustement dans le
montant des redevances payables (y compris les paiements excédentaires), qu’il résulte de la découverte d’une erreur ou d’une
omission, s’effectue à la date à laquelle le prochain versement des
redevances est payable.
(2) L’établissement d’enseignement peut déduire tout montant
qui lui est dû de ses prochains versements de redevances jusqu’à
ce qu’aucun montant ne lui soit dû. Si un montant lui est toujours
dû après un an, la SCGDE le rembourse au plus tard trente jours
après avoir reçu une demande à cet effet.
Interest on Late Payments
Intérêts sur paiements tardifs
14. (1) Any amount not received by the due date shall bear interest from that date until the date the amount is received.
(2) Any amount found to be owing, through an audit or otherwise, shall bear interest from the date it was due until the date the
amount is received.
(3) Any amount that cannot be delivered at the address referred
to in section 15 shall bear interest from the date when the person
owing the amount receives notice of the new address to which it
should be delivered until the date the amount is received.
(4) Interest shall be calculated daily, at a rate equal to one per
cent above the Bank Rate effective on the last day of the previous
month (as published by the Bank of Canada). Interest shall not
compound.
14. (1) Toute somme non payée à son échéance porte intérêt à
compter de la date à laquelle elle aurait dû être acquittée jusqu’à
la date où elle est reçue.
(2) Le montant dont l’exigibilité ressort d’une vérification ou
autrement produit des intérêts à compter de la date à laquelle il
aurait par ailleurs dû être acquitté jusqu’à la date où il est reçu.
(3) Le montant qui ne peut être livré à l’adresse prévue à
l’article 15 produit des intérêts à compter de la réception de l’avis
de la nouvelle adresse à laquelle le montant peut être livré jusqu’à
la date où il est reçu.
(4) L’intérêt est calculé quotidiennement, à un taux de un pour
cent au-dessus du taux officiel d’escompte de la Banque du Canada en vigueur le dernier jour du mois précédent (tel qu’il est
publié par la Banque du Canada). L’intérêt n’est pas composé.
Addresses for Notices, etc.
Adresses pour les avis, etc.
15. (1) Anything that is sent to ERCC shall be sent to P.O.
Box 658, 31 Adelaide Street East, Toronto, Ontario M5C 2J8,
info@ercc.ca (email), or to any other address of which the person
identified pursuant to paragraph 11(1)(a) has been notified.
(2) Anything that ERCC sends to an educational institution
shall be sent:
(a) to the person identified pursuant to paragraph 11(1)(a); or
(b) where no such address has been provided, to any other address where the institution can be reached.
15. (1) Toute communication destinée à la SCGDE est envoyée
à l’adresse postale suivante : 31, rue Adélaide Est, C.P. 658,
Toronto (Ontario) M5C 2J8, à l’adresse électronique suivante :
info@ercc.ca, ou à toute autre adresse dont la personne désignée
conformément à l’alinéa 11(1)a) a été avisée.
(2) Toute communication que la SCGDE transmet à l’établissement d’enseignement est envoyée :
a) à la personne désignée conformément à l’alinéa 11(1)a);
b) si une telle adresse n’a pas été fournie, à toute autre adresse
où l’établissement peut être rejoint.
Delivery of Notices and Payments
Transmission des avis et des paiements
16. (1) A notice may be delivered by hand, by postage paid
mail, by fax, by email, or by other mutually agreed means.
16. (1) Un avis peut être transmis par messager, courrier affranchi, télécopieur, courrier électronique ou tout autre moyen
convenu.
(2) L’avis ou le paiement posté au Canada est présumé avoir
été reçu trois jours ouvrables après la date de sa mise à la poste.
(2) A notice or payment mailed in Canada shall be presumed to
have been received three business days after the day it was
mailed.
(3) A notice sent by fax or by email shall be presumed to have
been received the day it is transmitted.
17. (1) Any person that ERCC designates to receive on its behalf a payment or notice shall have an address in Canada.
(2) ERCC shall notify the person identified pursuant to paragraph 11(1)(a) at least 60 days in advance of such a designation
or of any change therein.
(3) L’avis transmis par télécopieur ou par courrier électronique
est présumé avoir été reçu le jour de sa transmission.
17. (1) Toute personne désignée par la SCGDE pour recevoir
un paiement ou un avis en son nom a une adresse au Canada.
(2) La SCGDE avise la personne désignée conformément à
l’alinéa 11(1)a) au moins 60 jours à l’avance de cette désignation
ou de tout changement la concernant.
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Public Works and Government Services
Canada
Ottawa, Canada K1A 0S5
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