Canada Gazette du Part II

Canada Gazette du Part II
Vol. 143, no 25
Vol. 143, No. 25
Canada
Gazette
Gazette
du Canada
Part II
Partie II
OTTAWA, WEDNESDAY, DECEMBER 9, 2009
OTTAWA, LE MERCREDI 9 DÉCEMBRE 2009
Statutory Instruments 2009
Textes réglementaires 2009
SOR/2009-301 to 320 and SI/2009-114
DORS/2009-301 à 320 et TR/2009-114
Pages 2216 to 2448
Pages 2216 à 2448
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The Canada Gazette Part II is published under authority of the Statutory
Instruments Act on January 7, 2009, and at least every second Wednesday
thereafter.
La Partie II de la Gazette du Canada est publiée en vertu de la Loi sur les
textes réglementaires le 7 janvier 2009, et au moins tous les deux mercredis
par la suite.
Part II of the Canada Gazette contains all “regulations” as defined in the
Statutory Instruments Act and certain other classes of statutory instruments
and documents required to be published therein. However, certain regulations
and classes of regulations are exempted from publication by section 15 of the
Statutory Instruments Regulations made pursuant to section 20 of the
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La Partie II de la Gazette du Canada est le recueil des « règlements »
définis comme tels dans la loi précitée et de certaines autres catégories de
textes réglementaires et de documents qu’il est prescrit d’y publier.
Cependant, certains règlements et catégories de règlements sont soustraits à la
publication par l’article 15 du Règlement sur les textes réglementaires, établi
en vertu de l’article 20 de la Loi sur les textes réglementaires.
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pour examen et vente à la Pièce 418, Édifice Blackburn, 85, rue Sparks,
Ottawa, Canada.
© Her Majesty the Queen in Right of Canada, 2009
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
ISSN 1494-6122
© Sa Majesté la Reine du Chef du Canada, 2009
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-301
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-301
November 19, 2009
Enregistrement
DORS/2009-301
Le 19 novembre 2009
FARM PRODUCTS AGENCIES ACT
LOI SUR LES OFFICES DES PRODUITS AGRICOLES
Regulations Amending the Canadian Hatching Egg
Producers Quota Regulations
Règlement modifiant le Règlement des Producteurs
d’œufs d’incubation du Canada sur le
contingentement
Whereas the Governor in Council has, by the Canadian Hatching Egg Producers Proclamationa, established the Canadian
Hatching Egg Producers pursuant to subsection 16(1)b of the
Farm Products Agencies Actc;
Whereas the Canadian Hatching Egg Producers have been empowered to implement a marketing plan pursuant to that
Proclamation;
Whereas, pursuant to section 6d of the schedule to that Proclamation, the Canadian Hatching Egg Producers have applied the
allocation system set out in Schedule “B” annexed to the Federal
Provincial Agreement for Broiler Hatching Eggs;
And whereas, pursuant to paragraph 7(1)(d)e of that Act, the
National Farm Products Council is satisfied that the proposed
Regulations are necessary for the implementation of the marketing plan that the Canadian Hatching Egg Producers are authorized
to implement and has approved the proposed Regulations;
Therefore, the Canadian Hatching Egg Producers, pursuant to
paragraph 22(1)(f) of the Farm Products Agencies Actc and subsection 5(1) of the schedule to the Canadian Hatching Egg Producers Proclamationa, hereby make the annexed Regulations
Amending the Canadian Hatching Egg Producers Quota
Regulations.
Ottawa, Ontario, November 18, 2009
Attendu que, en vertu du paragraphe 16(1)a de la Loi sur les offices des produits agricolesb, le gouverneur en conseil a, par la
Proclamation visant Les Producteurs d’œufs d’incubation du
Canadac, créé Les Producteurs d’œufs d’incubation du Canada;
Attendu que Les Producteurs d’œufs d’incubation du Canada
sont habilités à mettre en œuvre un plan de commercialisation,
conformément à cette proclamation;
Attendu que, conformément à l’article 6d de l’annexe de cette
proclamation, Les Producteurs d’œufs d’incubation du Canada
ont appliqué le système de contingentement prévu à l’annexe B
de l’Entente fédérale-provinciale sur les œufs d’incubation de
poulet de chair;
Attendu que le projet de règlement intitulé Règlement modifiant le Règlement des Producteurs d’œufs d’incubation du Canada sur le contingentement, ci-après, relève d’une catégorie à laquelle s’applique l’alinéa 7(1)d)e de cette loi, conformément à
l’article 2 de l’Ordonnance sur l’approbation des ordonnances et
règlements des officesf, et a été soumis au Conseil national des
produits agricoles, conformément à l’alinéa 22(1)f) de cette loi;
Attendu que, en vertu de l’alinéa 7(1)d)e de cette loi, le Conseil
national des produits agricoles, étant convaincu que le projet de
règlement est nécessaire à l’exécution du plan de commercialisation que Les Producteurs d’œufs d’incubation du Canada sont
habilités à mettre en œuvre, a approuvé ce projet,
À ces causes, en vertu de l’alinéa 22(1)f) de la Loi sur les offices des produits agricolesb et du paragraphe 5(1) de l’annexe de
la Proclamation visant Les Producteurs d’œufs d’incubation du
Canadac, Les Producteurs d’œufs d’incubation du Canada prennent le Règlement modifiant le Règlement des Producteurs d’œufs
d’incubation du Canada sur le contingentement, ci-après.
Ottawa (Ontario), le 18 novembre 2009
REGULATIONS AMENDING THE CANADIAN
HATCHING EGG PRODUCERS
QUOTA REGULATIONS
RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT DES
PRODUCTEURS D’ŒUFS D’INCUBATION DU
CANADA SUR LE CONTINGENTEMENT
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. (1) The schedule to the Canadian Hatching Egg Producers
Quota Regulations1 is replaced by the schedule set out in
Schedule 1 to these Regulations.
1. (1) L’annexe du Règlement des Producteurs d’œufs
d’incubation du Canada sur le contingentement1 est remplacée
par l’annexe figurant à l’annexe 1 du présent règlement.
———
———
a
a
Whereas the proposed Regulations Amending the Canadian
Hatching Egg Producers Quota Regulations are regulations of a
class to which paragraph 7(1)(d)e of that Act applies by reason of
section 2 of the Agencies’ Orders and Regulations Approval
Orderf and have been submitted to the National Farm Products
Council pursuant to paragraph 22(1)(f) of that Act;
b
c
d
e
f
1
SOR/87-40; SOR/2007-196
S.C. 1993, c. 3, par. 13(b)
R.S., c. F-4; S.C. 1993, c. 3, s. 2
SOR/87-544
S.C. 1993, c. 3, ss. 7(2)
C.R.C., c. 648
SOR/87-209
2216
b
c
d
e
f
1
L.C. 1993, ch. 3, al. 13b)
L.R., ch. F-4; L.C. 1993, ch. 3, art. 2
DORS/87-40; DORS/2007-196
DORS/87-544
L.C. 1993, ch. 3, par. 7(2)
C.R.C., ch. 648
DORS/87-209
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
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(2) The schedule to the Regulations is replaced by the
schedule set out in Schedule 2 to these Regulations.
(2) L’annexe du même règlement est remplacée par l’annexe figurant à l’annexe 2 du présent règlement.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
2. (1) Subsection 1(1) comes into force on the day on which
these Regulations are registered.
(2) Subsection 1(2) comes into force on January 1, 2010.
2. (1) Le paragraphe 1(1) entre en vigueur à la date d’enregistrement du présent règlement.
(2) Le paragraphe 1(2) entre en vigueur le 1er janvier 2010.
SCHEDULE 1
(Subsection 1(1))
ANNEXE 1
(paragraphe 1(1))
SCHEDULE
(Sections 2, 5 and 6)
ANNEXE
(articles 2, 5 et 6)
LIMITS FOR BROILER HATCHING EGGS
LIMITES D’ŒUFS D’INCUBATION DE POULET DE CHAIR
Effective during the period beginning on January 1, 2009 and
ending on December 31, 2009
Pour la période commençant le 1er janvier 2009 et se terminant le
31 décembre 2009
Number of Broiler Hatching Eggs
Column I
Column II
Nombres d’œufs d’incubation de poulet de chair
Colonne I
Colonne II
Item
Province
Interprovincial and
Intraprovincial Trade
Export Trade
Article
Province
Commerce interprovincial
et intraprovincial
1.
2.
3.
4.
Ontario
Quebec
Manitoba
British Columbia
209,150,455
181,076,916
33,084,087
106,391,009
0
0
0
0
1.
2.
3.
4.
Ontario
209 150 455
Québec
181 076 916
Manitoba
33 084 087
Colombie-Britannique 106 391 009
Commerce
d’exportation
0
0
0
0
SCHEDULE 2
(Subsection 1(2))
ANNEXE 2
(paragraphe 1(2))
SCHEDULE
(Sections 2, 5 and 6)
ANNEXE
(articles 2, 5 et 6)
LIMITS FOR BROILER HATCHING EGGS
LIMITES D’ŒUFS D’INCUBATION DE POULET DE CHAIR
Effective during the period beginning on January 1, 2010 and
ending on December 31, 2010
Pour la période commençant le 1er janvier 2010 et se terminant le
31 décembre 2010
Number of Broiler Hatching Eggs
Column I
Column II
Nombres d’œufs d’incubation de poulet de chair
Colonne I
Colonne II
Item
Province
Interprovincial and
Intraprovincial Trade
Export Trade
Article
Province
Commerce interprovincial
et intraprovincial
1.
2.
3.
4.
Ontario
Quebec
Manitoba
British Columbia
211,221,240
182,845,182
33,411,652
107,444,385
0
0
0
0
1.
2.
3.
4.
Ontario
211 221 240
Québec
182 845 182
Manitoba
33 411 652
Colombie-Britannique 107 444 385
Commerce
d’exportation
0
0
0
0
EXPLANATORY NOTE
NOTE EXPLICATIVE
(This note is not part of the Regulations.)
The amendments establish the final 2009 and the initial 2010
limits for broiler hatching eggs in the signatory provinces.
(La présente note ne fait pas partie du règlement.)
Les modifications fixent les limites définitives pour l’année
2009 et les limites initiales pour l’année 2010 d’œufs
d’incubation de poulet de chair applicables dans les provinces
signataires.
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SOR/2009-302
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November 19, 2009
Enregistrement
DORS/2009-302
Le 19 novembre 2009
INCOME TAX ACT
LOI DE L’IMPÔT SUR LE REVENU
Regulations Amending the Income Tax
Regulations (Omnibus, No. 1)
Règlement modifiant le Règlement de l’impôt sur
le revenu (modifications diverses, no 1)
P.C. 2009-1869
C.P. 2009-1869
November 19, 2009
Her Excellency the Governor General in Council, on the recommendation of the Minister of Finance, pursuant to subsections 214(13) and 215(4) and section 221a of the Income Tax Actb,
hereby makes the annexed Regulations Amending the Income Tax
Regulations (Omnibus, No. 1).
Sur recommandation du ministre des Finances et en vertu des
paragraphes 214(13) et 215(4) et de l’article 221a de la Loi de
l’impôt sur le revenub, Son Excellence la Gouverneure générale
en conseil prend le Règlement modifiant le Règlement de l’impôt
sur le revenu (modifications diverses, no 1), ci-après.
REGULATIONS AMENDING THE INCOME
TAX REGULATIONS (OMNIBUS, NO. 1)
REGLEMENT MODIFIANT LE
REGLEMENT DE L’IMPOT SUR LE
REVENU (MODIFICATIONS
DIVERSES, N° 1)
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. Subsection 105(2) of the Income Tax Regulations1 is replaced by the following:
2. The heading before section 404 of the Regulations is replaced by the following:
1. Le paragraphe 105(2) du Règlement de
l’impôt sur le revenu1 est remplacé par ce qui
suit :
(2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux
paiements :
a) visés à la définition de « rémunération » au
paragraphe 100(1);
b) faits à un assureur non-résident enregistré, au
sens de l’article 804;
c) faits à une banque étrangère autorisée en ce
qui a trait à son entreprise bancaire canadienne.
2. L’intertitre précédant l’article 404 du même règlement est remplacé par ce qui suit :
BANKS
BANQUES
3. The portion of subsection 404(1) of the
Regulations before paragraph (a) is replaced by
the following:
404. (1) Notwithstanding subsections 402(3) and
(4), the amount of taxable income that is deemed to
have been earned by a bank in a taxation year in a
province in which it had a permanent establishment
is 1/3 of the total of
4. Section 413 of the Regulations is amended
by adding the following after subsection (2):
3. Le passage du paragraphe 404(1) du même
règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par
ce qui suit :
404. (1) Malgré les paragraphes 402(3) et (4), le
montant de revenu imposable qu’une banque est
réputée avoir gagné au cours d’une année d’imposition dans une province où elle avait un établissement stable correspond au tiers de la somme :
4. L’article 413 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (2), de ce
qui suit :
(3) Pour l’application de l’alinéa 404(1)b), le
passage « au total des prêts et dépôts de la banque
pour l’année » est remplacé, dans le cas d’une banque étrangère autorisée, par « au total des prêts et
dépôts de la banque pour l’année relatifs à son entreprise bancaire canadienne ».
(2) Subsection (1) does not apply to a payment
(a) described in the definition “remuneration” in
subsection 100(1);
(b) made to a registered non-resident insurer
(within the meaning assigned by section 804); or
(c) made to an authorized foreign bank in respect
of its Canadian banking business.
(3) For the purpose of paragraph 404(1)(b), in
the case of an authorized foreign bank, “all loans
and deposits of the bank for the year” is to be read
as a reference to “all loans and deposits of the bank
for the year in respect of its Canadian banking
business”.
———
———
a
a
b
1
S.C. 2007, c. 35, s. 62
R.S., c. 1 (5th Supp.)
C.R.C., c. 945
2218
Le 19 novembre 2009
b
1
L.C. 2007, ch. 35, art. 62
L.R., ch. 1 (5e suppl.)
C.R.C., ch. 945
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5. (1) Sections 800 to 803 of the Regulations
are replaced by the following:
800. Subsections 215(1), (2) and (3) of the Act
do not apply to amounts paid or credited to a registered non-resident insurer.
5. (1) Les articles 800 à 803 du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
800. Les paragraphes 215(1), (2) et (3) de la Loi
ne s’appliquent pas aux sommes versées aux assureurs non-résidents enregistrés ou portées à leur
crédit.
FILING OF RETURNS BY REGISTERED
NON-RESIDENT INSURERS
PRODUCTION DE DÉCLARATIONS PAR DES
ASSUREURS NON-RÉSIDENTS ENREGISTRÉS
801. A taxpayer that is a registered non-resident
insurer in a taxation year shall file a return for the
taxation year in prescribed form with the Minister
on or before its filing-due date for the taxation year.
801. Le contribuable qui est un assureur nonrésident enregistré au cours d’une année d’imposition est tenu de produire une déclaration pour
l’année, sur le formulaire prescrit, et de la présenter
au ministre au plus tard à la date d’échéance de
production qui lui est applicable pour l’année.
AMOUNTS TAXABLE
SOMMES IMPOSABLES
802. The amounts that are taxable under
Part XIII of the Act in a taxation year of a taxpayer
that is a registered non-resident insurer in the taxation year are amounts paid or credited to the taxpayer in the taxation year other than amounts included under Part I of the Act in computing the
taxpayer’s income from a business carried on by it
in Canada.
802. Les sommes qui sont imposables en vertu
de la partie XIII de la Loi au cours d’une année
d’imposition du contribuable qui est un assureur
non-résident enregistré au cours de l’année sont
celles qui ont été versées au contribuable, ou portées à son crédit, au cours de l’année, à l’exception
de celles qui ont été incluses en vertu de la partie I
de la Loi dans le calcul du revenu du contribuable
provenant d’une entreprise qu’il exploite au
Canada.
PAYMENT OF TAX BY REGISTERED
NON-RESIDENT INSURERS
PAIEMENT DE L’IMPÔT PAR LES ASSUREURS
NON-RÉSIDENTS ENREGISTRÉS
803. A taxpayer that is a registered non-resident
insurer in a taxation year shall pay to the Receiver
General, on or before its filing-due date for the
taxation year, the tax payable by it under Part XIII
of the Act in the taxation year.
803. Le contribuable qui est un assureur nonrésident enregistré au cours d’une année d’imposition est tenu de payer au receveur général, au plus
tard à la date d’échéance de production qui lui est
applicable pour l’année, le montant d’impôt à payer
par lui pour l’année en vertu de la partie XIII de la
Loi.
AMOUNTS PAID OR CREDITED TO
AUTHORIZED FOREIGN BANKS
SOMMES VERSÉES AUX BANQUES ÉTRANGÈRES
803.1 Sections 800 to 803 apply in respect of
amounts paid or credited to an authorized foreign
bank as if the references in those sections to a registered non-resident insurer were references to the
authorized foreign bank.
803.1 Les articles 800 à 803 s’appliquent relativement aux sommes payées à une banque étrangère
autorisée, ou portées à son crédit, comme si la mention « assureur non-résident enregistré » à ces articles était remplacée par « banque étrangère
autorisée ».
(2) L’article 803.1 du même règlement et
l’intertitre le précédant, édictés par le paragraphe (1), sont abrogés.
6. L’article 805 du même règlement est remplacé par ce qui suit :
805. Sous réserve de l’article 802, toute personne
non-résidente qui exploite une entreprise au Canada
est assujettie à l’impôt prévu à la partie XIII de la
Loi sur les sommes imposables par ailleurs en vertu
de cette partie, sauf les suivantes :
a) les sommes qu’il est raisonnable d’attribuer à
l’entreprise que la personne exploite par l’intermédiaire d’un établissement stable, au sens de
l’article 8201, au Canada;
(2) Section 803.1 of the Regulations and the
heading before it, as enacted by subsection (1),
are repealed.
6. Section 805 of the Regulations is replaced
by the following:
805. Subject to section 802, every non-resident
person who carries on business in Canada is taxable
under Part XIII of the Act on all amounts otherwise
taxable under that Part except those amounts that
(a) may reasonably be attributed to the business
carried on by the person through a permanent establishment (within the meaning assigned by section 8201) in Canada; or
AUTORISÉES OU PORTÉES À LEUR CRÉDIT
2219
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(b) are required by subparagraph 115(1)(a)(iii.3)
of the Act to be included in computing the person’s taxable income earned in Canada for the
year.
PAYEE CERTIFICATE
CERTIFICAT
805.1 If a person (in this section referred to as
the “payee”) files an application under this section
with the Minister in respect of the anticipated payment or crediting of an amount to the payee, and
the Minister determines that the amount is an
amount described in paragraph 805(a) or (b), the
Minister shall issue to the payee a certificate that
records that determination.
7. (1) The portion of subsection 808(1) of the
Regulations before paragraph (a) is replaced by
the following:
808. (1) For the purposes of paragraph 219(1)(j)
of the Act, the allowance of a corporation (other
than an authorized foreign bank) for a taxation year
in respect of its investment in property in Canada is
prescribed to be the amount, if any, by which
805.1 Si une personne présente au ministre en
vertu du présent article une demande concernant le
paiement prévu d’une somme à la personne, ou
l’inscription prévue d’une somme à son crédit, et
que le ministre établit que la somme est visée aux
alinéas 805a) ou b), le ministre délivre à la personne un certificat confirmant que la somme est
ainsi visée.
7. (1) Le passage du paragraphe 808(1) du
même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
808. (1) Pour l’application de l’alinéa 219(1)j) de
la Loi, l’allocation d’une société (sauf une banque
étrangère autorisée) pour une année d’imposition à
l’égard de ses investissements dans des biens situés
au Canada correspond à l’excédent de la somme
visée à l’alinéa a) sur celle visée à l’alinéa b) :
(2) Le passage du paragraphe 808(1) de la
version française du même règlement qui est
constitué de l’alinéa a) et du passage suivant cet
alinéa et précédant le sous-alinéa b)(i) est remplacé par ce qui suit :
a) les investissements admissibles de la société
dans des biens situés au Canada à la fin de
l’année;
b) le total des sommes suivantes :
(3) L’article 808 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (1), de ce
qui suit :
(1.1) Malgré les paragraphes (1) et (8), pour
l’application de l’alinéa 219(1)j) de la Loi, l’allocation d’une société à l’égard de ses investissements dans des biens situés au Canada, pour sa
dernière année d’imposition se terminant avant le
moment où elle devient un résident du Canada, est
nulle.
(4) Les alinéas 808(2)d) à d.2) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
d) lorsque la société n’est pas une société exploitant une entreprise principale, au sens du paragraphe 66(15) de la Loi, une somme égale au total des frais suivants :
(i) les frais d’exploration et d’aménagement au
Canada engagés par la société avant la fin de
l’année, dans la mesure où ils n’ont pas été
déduits dans le calcul du revenu de la société
pour l’année ou pour une année d’imposition
antérieure,
(ii) les frais cumulatifs d’exploration au Canada, au sens du paragraphe 66.1(6) de la Loi, à
la fin de l’année, moins toute somme déduite
en application du paragraphe 66.1(3) de la Loi
dans le calcul du revenu de la société pour
l’année;
(2) The portion of subsection 808(1) of the
French version of the Regulations that consists
of its paragraph (a) and the part of that subsection that is after that paragraph and before subparagraph (b)(i) is replaced by the following:
(a) les investissement admissibles de la société
dans des biens situés au Canada à la fin de
l’année;
(b) le total des sommes suivantes:
(3) Section 808 of the Regulations is amended
by adding the following after subsection (1):
(1.1) Notwithstanding subsections (1) and (8),
for the purpose of paragraph 219(1)(j) of the Act,
the allowance of a corporation that becomes resident in Canada at any time is, in respect of its investment in property in Canada for its last taxation
year that ends before that time, prescribed to be nil.
(4) Paragraphs 808(2)(d) to (d.2) of the Regulations are replaced by the following:
(d) where the corporation is not a principalbusiness corporation, within the meaning assigned by subsection 66(15) of the Act, an
amount equal to the total of the corporation’s
(i) Canadian exploration and development expenses incurred by the corporation before the
end of the year, except to the extent that those
expenses were deducted in computing the corporation’s income for the year or for a previous taxation year, and
(ii) cumulative Canadian exploration expense,
within the meaning assigned by subsection 66.1(6) of the Act, at the end of the year
minus any deduction under subsection 66.1(3)
of the Act in computing the corporation’s income for the year,
2220
b) les sommes qui sont à inclure, en application
du sous-alinéa 115(1)a)(iii.3) de la Loi, dans le
calcul du revenu imposable de la personne gagné
au Canada pour l’année.
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(d.1) an amount equal to the corporation’s cumulative Canadian development expense, within the
meaning assigned by subsection 66.2(5) of the
Act, at the end of the year minus any deduction
under subsection 66.2(2) of the Act in computing
the corporation’s income for the year,
(d.2) an amount equal to the corporation’s cumulative Canadian oil and gas property expense,
within the meaning assigned by subsection 66.4(5) of the Act, at the end of the year minus any deduction under subsection 66.4(2) of
the Act in computing the corporation’s income
for the year,
(5) Subsection 808(2) of the Regulations is
amended by adding the word “and” at the end
of paragraph (g) and by repealing paragraph (h).
(6) Subparagraph 808(2)(l)(i) of the Regulations is replaced by the following:
(i) the purchase price of property that is referred to in paragraph (a), (b) or (f) or that
would be so referred to but for the fact that it
has been disposed of before the end of the
year,
(7) Subparagraph 808(2)(l)(ii) of the Regulations is replaced by the following:
(ii) Canadian exploration and development
expenses, Canadian exploration expense, Canadian development expense or Canadian oil
and gas property expense,
(8) Subparagraphs 808(2)(n)(ii) and (iii) of the
Regulations are replaced by the following:
(ii) that proportion of the Part I liability that
the amount, if any, in respect of the corporation for the year that is the lesser of
(A) the amount, if any, by which the total of
all amounts each of which is a taxable capital gain of the corporation for the year from
a disposition of a taxable Canadian property
that was not used or held by it in the year in
the course of carrying on business in Canada exceeds the total of all amounts each of
which is an allowable capital loss of the
corporation for the year from a disposition
of such a property, and
(B) the amount that would be determined
under clause (A) for the year if it were read
without reference to the expression “that
was not used or held by it in the year in the
course of carrying on business in Canada”,
is of the corporation’s taxable income earned
in Canada for the year; and
(9) Subparagraphs 808(2)(o)(ii) and (iii) of the
Regulations are replaced by the following:
(ii) that proportion of the provincial tax liability that the amount, if any, in respect of the
corporation for the year that is the lesser of
d.1) une somme égale aux frais cumulatifs
d’aménagement au Canada de la société, au sens
du paragraphe 66.2(5) de la Loi, à la fin de
l’année, moins toute somme déduite en application du paragraphe 66.2(2) de la Loi dans le calcul du revenu de la société pour l’année;
d.2) une somme égale aux frais cumulatifs à
l’égard de biens canadiens relatifs au pétrole et
au gaz de la société, au sens du paragraphe 66.4(5) de la Loi, à la fin de l’année, moins
toute somme déduite en application du paragraphe 66.4(2) de la Loi dans le calcul du revenu de
la société pour l’année;
(5) L’alinéa 808(2)h) du même règlement est
abrogé.
(6) Le sous-alinéa 808(2)l)(i) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(i) du prix d’achat de biens qui sont visés aux
alinéas a), b) ou f) ou qui le seraient s’ils
n’avaient pas fait l’objet d’une disposition
avant la fin de l’année,
(7) Le sous-alinéa 808(2)l)(ii) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(ii) de frais d’exploration et d’aménagement
au Canada, de frais d’exploration au Canada,
de frais d’aménagement au Canada ou de frais
à l’égard de biens canadiens relatifs au pétrole
et au gaz,
(8) Les sous-alinéas 808(2)n)(ii) et (iii) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
(ii) de la proportion du montant d’impôt à
payer en vertu de la partie I que représente le
rapport entre la moins élevée des sommes ciaprès, relativement à la société pour l’année, et
le revenu imposable de la société gagné au
Canada pour l’année :
(A) l’excédent du total des sommes dont
chacune représente un gain en capital imposable de la société pour l’année provenant
de la disposition d’un bien canadien imposable qu’elle n’utilisait pas ni ne détenait au
cours de l’année dans le cadre de
l’exploitation d’une entreprise au Canada
sur le total des sommes dont chacune représente une perte en capital déductible de la
société pour l’année résultant de la disposition d’un tel bien,
(B) la somme qui serait déterminée pour
l’année selon la division (A) s’il n’était pas
tenu compte du passage « qu’elle n’utilisait
pas ni ne détenait au cours de l’année dans
le cadre de l’exploitation d’une entreprise
au Canada »;
(9) Les sous-alinéas 808(2)o)(ii) et (iii) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
(ii) de la proportion du montant d’impôt provincial à payer que représente le rapport entre la
moins élevée des sommes ci-après, relativement
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(A) the amount, if any, by which the total of
all amounts each of which is a taxable capital gain of the corporation for the year from
a disposition of a taxable Canadian property
that was not used or held by it in the year in
the course of carrying on business in Canada exceeds the total of all amounts each of
which is an allowable capital loss of the
corporation for the year from a disposition
of such a property, and
(B) the amount that would be determined
under clause (A) for the year if it were read
without reference to the expression “that
was not used or held by it in the year in the
course of carrying on business in Canada”,
is of the corporation’s taxable income earned
in Canada for the year.
(10) Paragraph 808(2)(p) of the Regulations is
repealed.
(11) Subparagraph 808(5)(j)(ii) of the Regulations is replaced by the following:
(ii) Canadian exploration and development
expenses, Canadian exploration expense, Canadian development expense or Canadian oil
and gas property expense,
(12) The portion of paragraph 808(6)(a) of the
Regulations before subparagraph (i) is replaced
by the following:
(a) the total of the following amounts (to the extent that those amounts are attributable to the
profits of the partnership from carrying on a
business in Canada, or are used or held by the
partnership in the year in the course of carrying
on a business in Canada):
(13) Section 808 of the Regulations is amended
by adding the following after subsection (7):
(8) For the purpose of paragraph 219(1)(j) of the
Act, the allowance of an authorized foreign bank
for a taxation year in respect of its investment in
property in Canada is prescribed to be the amount,
if any, by which
(a) the average of all amounts, each of which is
the amount for a calculation period (within the
meaning assigned by subsection 20.2(1) of the
Act) of the bank for the year that is the greater of
(i) the amount determined by the formula
0.05 × A
where
A is the amount of the element A in the formulae in subsection 20.2(3) of the Act for
the period, and
(ii) the amount by which
(A) the total of the cost amount to the bank,
at the end of the period (or, in the case of
depreciable property or eligible capital
property, immediately after the end of the
2222
à la société pour l’année, et le revenu imposable
de la société gagné au Canada pour l’année :
(A) l’excédent du total des sommes dont
chacune représente un gain en capital imposable de la société pour l’année provenant
de la disposition d’un bien canadien imposable qu’elle n’utilisait pas ni ne détenait au
cours de l’année dans le cadre de l’exploitation d’une entreprise au Canada sur le total des sommes dont chacune représente une
perte en capital déductible de la société pour
l’année résultant de la disposition d’un tel
bien,
(B) la somme qui serait déterminée pour
l’année selon la division (A) s’il n’était pas
tenu compte du passage « qu’elle n’utilisait
pas ni ne détenait au cours de l’année dans le
cadre de l’exploitation d’une entreprise au
Canada ».
(10) L’alinéa 808(2)p) du même règlement est
abrogé.
(11) Le sous-alinéa 808(5)j)(ii) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(ii) de frais d’exploration et d’aménagement
au Canada, de frais d’exploration au Canada,
de frais d’aménagement au Canada ou de frais
à l’égard de biens canadiens relatifs au pétrole
et au gaz,
(12) Le passage de l’alinéa 808(6)a) du même
règlement précédant le sous-alinéa (i) est remplacé par ce qui suit :
a) la total des sommes ci-après (dans la mesure
où elles sont attribuables aux bénéfices de la société de personnes tirés de l’exploitation d’une
entreprise au Canada ou sont utilisées ou détenues par la société de personnes au cours de
l’année dans le cadre de l’exploitation d’une entreprise au Canada) :
(13) L’article 808 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (7), de
ce qui suit :
(8) Pour l’application de l’alinéa 219(1)j) de la
Loi, l’allocation d’une banque étrangère autorisée
pour une année d’imposition à l’égard de ses investissements dans des biens situés au Canada correspond à l’excédent de la somme visée à l’alinéa a)
sur celle visée à l’alinéa b) :
a) la moyenne des sommes représentant chacune
la plus élevée des sommes ci-après pour une période de calcul (au sens du paragraphe 20.2(1) de
la Loi) de la banque pour l’année :
(i) la somme obtenue par la formule suivante :
0,05 × A
où :
A représente la valeur de l’élément A des
formules figurant au paragraphe 20.2(3) de
la Loi pour la période,
(ii) l’excédent de la somme visée à la division
(A) sur celle visée à la division (B) :
(A) le total des coûts indiqués pour la banque, à la fin de la période ou, s’il s’agit d’un
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year), of each asset in respect of the bank’s
Canadian banking business that is an asset
recorded in the books of account of the
business in a manner consistent with the
manner in which it is required to be treated
for the purpose of the branch financial
statements (within the meaning assigned by
subsection 20.2(1) of the Act) for the year
exceeds
(B) the amount equal to the total of
(I) the amount determined by the formula
L + BA
where
L is the amount of the element L in the
formulae in subsection 20.2(3) of the
Act for the period, and
BA is the amount of the element BA in
the formulae in subsection 20.2(3) of
the Act for the period, and
(II) the amount claimed by the bank under clause 20.2(3)(b)(ii)(A) of the Act
exceeds
(b) the total of all amounts each of which is an
amount that would be determined under paragraph (2)(j), (k), (n) or (o) if that provision applied to the bank for the year, except to the extent that the amount reflects a liability of the
bank that has been included in the element L in
the formulae in subsection 20.2(3) of the Act for
the bank’s last calculation period for the year.
8. Section 810 of the Regulations and the
heading before it are repealed.
9. Subsections 2606(1) and (2) of the Regulations are replaced by the following:
2606. (1) If, in the case of an individual to whom
section 2601 applies, the total of the amounts otherwise determined to be the individual’s income for a
taxation year from carrying on business that is
earned in all provinces and countries other than
Canada is greater than the individual’s income for
the year, the individual’s income for the year from
carrying on business earned in a particular province
or country other than Canada is deemed to be that
proportion of the individual’s income for the year
that
(a) the individual’s income for the year from carrying on business in the particular province or
country as otherwise determined
is of
(b) that total.
(2) If section 114 of the Act applies in respect of
an individual for a taxation year, the following
rules apply:
(a) the portion of subsection (1) before paragraph (a) is to be read as follows in respect of the
individual for the year:
bien amortissable ou d’une immobilisation
admissible, immédiatement après la fin de
l’année, de chaque élément d’actif se rapportant à l’entreprise bancaire canadienne
de la banque qui est inscrit dans les documents comptables de l’entreprise de la manière dont il doit être traité aux fins
d’établissement des états financiers de succursale, au sens du paragraphe 20.2(1) de la
Loi, pour l’année,
(B) le total des sommes suivantes :
(I) la somme obtenue par la formule suivante :
D + AS
où :
D représente la valeur de l’élément D
des formules figurant au paragraphe 20.2(3) de la Loi pour la période,
AS la valeur de l’élément AS des
formules figurant au paragraphe 20.2(3) de la Loi pour la période,
(II) la somme demandée par la banque selon la division 20.2(3)b)(ii)(A) de la Loi;
b) le total des sommes représentant chacune une
somme qui serait déterminée selon les alinéas (2)j), k), n) ou o) si ces dispositions s’appliquaient à la banque pour l’année, sauf dans la
mesure où le montant correspond à une dette de
la banque qui est incluse à l’élément D des formules figurant au paragraphe 20.2(3) de la Loi
pour la dernière période de calcul de la banque
pour l’année.
8. L’article 810 du même règlement et
l’intertitre le précédant sont abrogés.
9. Les paragraphes 2606(1) et (2) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
2606. (1) S’agissant d’un particulier auquel l’article 2601 s’applique, si le total des sommes, déterminées par ailleurs, qui représentent son revenu
pour une année d’imposition tiré de l’exploitation
d’une entreprise, gagné dans toutes les provinces et
dans tous les pays étrangers, est supérieur à son
revenu pour l’année, son revenu pour l’année tiré
de l’exploitation d’une entreprise, gagné dans une
province donnée ou dans un pays étranger donné,
est réputé correspondre à la proportion de son revenu
pour l’année que représente le rapport entre :
a) d’une part, son revenu pour l’année tiré de
l’exploitation d’une entreprise dans la province
ou le pays en cause, déterminé par ailleurs;
b) d’autre part, ce total.
(2) Si l’article 114 de la Loi s’applique relativement à un particulier pour une année d’imposition,
les règles suivantes s’appliquent :
a) le passage du paragraphe (1) précédant l’alinéa a) est réputé avoir le libellé ci-après en ce
qui concerne le particulier pour l’année :
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2606. (1) If, in the case of an individual to whom
section 2601 applies, the total of the amounts otherwise determined to be the individual’s income for a
taxation year from carrying on business that is
earned in all provinces and countries other than
Canada is greater than the individual’s taxable income for the year, the individual’s income for the
year from carrying on business earned in a particular province or country other than Canada is
deemed to be that proportion of the individual’s
taxable income for the year that
(b) for the purpose of this Part, the individual’s
income for the year from carrying on a business
in any place shall be computed by reference only
to the income from that business that is included
in computing the individual’s taxable income for
the year.
10. (1) Paragraph 5301(1)(b) of the Regulations is replaced by the following:
(b) the total of the taxes payable by the corporation under Parts VI, VI.1 and XIII.1 of the Act
for its taxation year preceding the particular year
(2) Clause 5301(4)(a)(i)(B) of the Regulations
is replaced by the following:
(B) the total of the taxes payable under
Parts VI, VI.1 and XIII.1 of the Act
(3) The portion of subsection 5301(8) of the
Regulations before paragraph (a) is replaced by
the following:
(8) Subject to subsection (9), if at a particular
time a corporation (in this subsection referred as the
“transferor”) has disposed of all or substantially all
of its property to another corporation with which it
was not dealing at arm’s length (in this subsection
and subsection (9) referred to as the “transferee”)
and subsection 85(1), (2) or 142.7(3) of the Act
applied in respect of the disposition of any of the
property, the following rules apply:
(4) Subsection 5301(10) of the Regulations is
replaced by the following:
(10) For the purpose of this section, tax payable
under Part I, VI or XIII.1 of the Act by a corporation for a taxation year means the corporation’s tax
payable for the year under the relevant Part, determined before taking into consideration the specified
future tax consequences for the year.
11. Section 7900 of the Regulations is replaced
by the following:
7900. (1) For the purposes of section 33.1 and the
definitions “excluded income” and “excluded revenue” and “specified deposit” in subsection 95(2.5)
of the Act, each of the following is a prescribed
financial institution:
(a) a member of the Canadian Payments Association, other than an authorized foreign bank;
and
2224
2606. (1) S’agissant d’un particulier auquel l’article 2601 s’applique, si le total des sommes, déterminées par ailleurs, qui représentent son revenu
pour une année d’imposition tiré de l’exploitation
d’une entreprise, gagné dans toutes les provinces et
dans tous les pays étrangers, est supérieur à son
revenu imposable pour l’année, son revenu pour
l’année tiré de l’exploitation d’une entreprise, gagné dans une province donnée ou dans un pays
étranger donné, est réputé correspondre à la proportion de son revenu imposable pour l’année que représente le rapport entre :
b) pour l’application de la présente partie, le revenu du particulier pour l’année tiré de l’exploitation d’une entreprise à un endroit quelconque
n’est calculé que par rapport au revenu tiré de
cette entreprise qui est inclus dans le calcul du
revenu imposable du particulier pour l’année.
10. (1) L’alinéa 5301(1)b) du même règlement
est remplacé par ce qui suit :
b) le total de l’impôt à payer par la société en
vertu des parties VI, VI.1 et XIII.1 de la Loi pour
l’année d’imposition précédente.
(2) La division 5301(4)a)(i)(B) du même règlement est remplacée par ce qui suit :
(B) le total de l’impôt à payer en vertu des
parties VI, VI.1 et XIII.1 de la Loi,
(3) Le passage du paragraphe 5301(8) du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé
par ce qui suit :
(8) Sous réserve du paragraphe (9), lorsqu’une
société (appelée « cédant » au présent paragraphe)
a disposé à une date donnée de la totalité ou de
la presque totalité de ses biens en faveur d’une
autre société avec laquelle elle avait un lien de
dépendance (appelée « cessionnaire » au présent
paragraphe et au paragraphe (9)) et que les paragraphes 85(1) ou (2) ou 142.7(3) de la Loi s’appliquaient à la disposition de l’un ou plusieurs de ces
biens, les règles suivantes s’appliquent :
(4) Le paragraphe 5301(10) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(10) Pour l’application du présent article, l’impôt
à payer par une société en vertu des parties I, VI
ou XIII.1 de la Loi pour une année d’imposition
s’entend de son impôt à payer pour l’année en vertu
de la partie pertinente, déterminé avant la prise en
compte des conséquences fiscales futures déterminées pour l’année.
11. L’article 7900 du même règlement est
remplacé par ce qui suit :
7900. (1) Les institutions financières ci-après
sont visées pour l’application de l’article 33.1 et
des définitions de « dépôt déterminé » et « revenu
exclu » au paragraphe 95(2.5) de la Loi :
a) les membres de l’Association canadienne des
paiements, à l’exclusion des banques étrangères
autorisées;
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(b) a credit union that is a shareholder or member
of a body corporate or organization that is a central for the purposes of the Canadian Payments
Act.
(2) For the purposes of the definitions “excluded
income” and “excluded revenue” and “specified
deposit” in subsection 95(2.5) of the Act, an authorized foreign bank is a prescribed financial institution.
12. (1) Section 9204 of the Regulations is
amended by adding the following after subsection (2):
(2.1) If subsection 142.7(13) of the Act applies in
respect of the winding-up of a Canadian affiliate of
an entrant bank,
(a) subsection (2) applies with respect to the
winding-up and, for this purpose, the references
in subsection (2) to “subsection 88(1)”, “taxpayer” and “parent” are to be read as references
to “subsection 142.7(13)”, “Canadian affiliate”
and “entrant bank”, respectively; and
(b) in respect of the winding-up, the reference in
paragraph (5)(a) to “subsection 88(1) of the Act”
is to be read as a reference to “subsection 142.7(13) of the Act”.
(2) Subsection 9204(2.1) of the Regulations, as
enacted by subsection (1), is repealed.
(3) Section 9204 of the Regulations is amended
by adding the following after subsection (5):
Non-resident
taxpayer
(5.1) For the purpose of subsection (5), a nonresident taxpayer is considered to cease to carry on
all or substantially all of a business if the taxpayer
ceases to carry on, or ceases to carry on in Canada,
all or substantially all of the part of the business
that was carried on in Canada.
b) les caisses de crédit qui sont actionnaires ou
membres d’une personne morale ou d’une organisation qui est une centrale pour l’application de
la Loi canadienne sur les paiements.
(2) Les banques étrangères autorisées sont des
institutions financières visées pour l’application des
définitions de « dépôt déterminé » et « revenu exclu » au paragraphe 95(2.5) de la Loi.
12. (1) L’article 9204 du même règlement est
modifié par adjonction, après le paragraphe (2),
de ce qui suit :
(2.1) En cas d’application du paragraphe 142.7(13)
de la Loi relativement à la liquidation de la filiale
canadienne d’une banque entrante :
a) le paragraphe (2) s’applique relativement à la
liquidation; à cette fin, les mentions « paragraphe 88(1) », « contribuable » et « société mère »
au paragraphe (2) sont respectivement remplacées par « paragraphe 142.7(13) », « filiale canadienne » et « banque entrante », avec les adaptations grammaticales nécessaires;
b) en ce qui concerne la liquidation, la mention
« paragraphe 88(1) » à l’alinéa (5)a) est remplacée par « paragraphe 142.7(13) ».
(2) Le paragraphe 9204(2.1) du même règlement, édicté par le paragraphe (1), est abrogé.
(3) L’article 9204 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (5), de
ce qui suit :
(5.1) Pour l’application du paragraphe (5), il est
considéré qu’un contribuable non-résident cesse
d’exploiter la totalité ou la presque totalité d’une
entreprise s’il cesse d’exploiter, ou cesse d’exploiter au Canada, la totalité ou la presque totalité de la
partie de l’entreprise qui était exploitée au Canada.
APPLICATION
APPLICATION
13. (1) Section 1 applies to payments made
after June 27, 1999, except that in its application
to payments made before August 8, 2009, paragraph 105(2)(c) of the Regulations, as enacted by
section 1, is to be read as follows:
(c) made to an authorized foreign bank.
(2) Sections 2 to 4, subsection 7(13), section 8
and subsection 10(3) apply after June 27, 1999.
13. (1) L’article 1 s’applique aux paiements
faits après le 27 juin 1999. Toutefois, pour son
application aux paiements faits avant le 8 août
2009, l’alinéa 105(2)c) du même règlement, édicté
par l’article 1, est réputé avoir le libellé suivant :
c) faits à une banque étrangère autorisée.
(2) Les articles 2 à 4, le paragraphe 7(13), l’article 8 et le paragraphe 10(3) s’appliquent à
compter du 28 juin 1999.
(3) Les articles 800 à 803 du même règlement,
édictés par le paragraphe 5(1), s’appliquent aux
années d’imposition se terminant après le
27 juin 1999.
(4) L’article 803.1 du même règlement, édicté
par le paragraphe 5(1), s’applique aux sommes
qui sont payées ou créditées avant le 8 août 2009
et au cours d’une année d’imposition se terminant après le 27 juin 1999.
(5) Le paragraphe 5(2) s’applique relativement aux sommes payées ou créditées après le
7 août 2009.
(3) Sections 800 to 803 of the Regulations, as
enacted by subsection 5(1), apply to taxation
years that end after June 27, 1999.
(4) Section 803.1 of the Regulations, as enacted by subsection 5(1), applies to amounts that
are paid or credited before August 8, 2009, and
in a taxation year that ends after June 27, 1999.
(5) Subsection 5(2) applies in respect of
amounts paid or credited on or after August 8,
2009.
Contribuable
non-résident
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(6) Section 805 of the Regulations, as enacted
by section 6, applies to taxation years that end
after June 27, 1999, except that for taxation
years that begin before August 8, 2009, paragraph 805(a) of the Regulations, as enacted by
section 6, is to be read as follows:
(a) may reasonably be attributed to the business
carried on by the person through a permanent establishment (within the meaning that would be
assigned by subsection 400(2) if that subsection
applied to the person) in Canada; or
(7) Section 805.1 of the Regulations, as enacted by section 6, applies after August 8, 2009.
(8) Subsections 7(1), (2), (5), (6) and (8) to (10)
apply to taxation years that begin after 1995,
except that in applying the portion of subsection 808(1) of the Regulations before its paragraph (a), as enacted by subsection 7(1), to taxation years that end before June 28, 1999, it is to
be read without reference to “(other than an
authorized foreign bank)”.
(9) Subsection 7(3) applies to corporations
that become resident in Canada after February 23, 1998, except that before June 28, 1999,
subsection 808(1.1) of the Regulations, as enacted by subsection 7(3), is to be read as follows:
(1.1) Notwithstanding subsection (1), for the
purpose of paragraph 219(1)(j) of the Act, the allowance of a corporation that becomes resident in
Canada at any time is, in respect of its investment
in property in Canada for its last taxation year that
ends before that time, prescribed to be nil.
(10) Subsections 7(4), (7) and (11) come into
force on the day on which these Regulations are
registered.
(11) Subsection 7(12) is deemed to have come
into force on August 8, 2000.
(12) Section 9 applies to the 1998 and subsequent taxation years.
(13) Subsections 10(1), (2) and (4) apply to the
2001 and subsequent taxation years, except that
for taxation years that began before 2008
(a) paragraph 5301(1)(b) of the Regulations,
as enacted by subsection 10(1), is to be read as
follows:
(b) the total of the taxes payable by the corporation under Parts I.3, VI, VI.1 and XIII.1 of the
Act for its taxation year preceding the particular
year
(b) clause 5301(4)(a)(i)(B) of the Regulations,
as enacted by subsection 10(2), is to be read as
follows:
(B) the total of the taxes payable under
Parts I.3, VI, VI.1 and XIII.1 of the Act
(c) subsection 5301(10) of the Regulations, as
enacted by subsection 10(4), is to be read as
follows:
2226
(6) L’article 805 du même règlement, édicté
par l’article 6, s’applique aux années d’imposition se terminant après le 27 juin 1999. Toutefois, en ce qui concerne les années d’imposition
commençant avant le 8 août 2009, l’alinéa 805a)
du même règlement, édicté par l’article 6, est
réputé avoir le libellé suivant :
a) les sommes qu’il est raisonnable d’attribuer à
l’entreprise que la personne exploite par l’intermédiaire d’un établissement stable (au sens du
paragraphe 400(2) à supposer que ce paragraphe
s’applique à la personne) au Canada;
(7) L’article 805.1 du même règlement, édicté
par l’article 6, s’applique après le 8 août 2009.
(8) Les paragraphes 7(1), (2), (5), (6) et (8)
à (10) s’appliquent aux années d’imposition
commençant après 1995. Toutefois, pour l’application du passage du paragraphe 808(1) du même règlement précédant l’alinéa a), édicté par le
paragraphe 7(1), aux années d’imposition se
terminant avant le 28 juin 1999, il n’est pas tenu
compte du passage « (sauf une banque étrangère
autorisée) ».
(9) Le paragraphe 7(3) s’applique aux sociétés
qui deviennent des résidents du Canada après le
23 février 1998. Toutefois, avant le 28 juin 1999,
le paragraphe 808(1.1) du même règlement,
édicté par le paragraphe 7(3), est réputé avoir le
libellé suivant :
(1.1) Malgré le paragraphe (1), pour l’application
de l’alinéa 219(1)j) de la Loi, l’allocation d’une
société à l’égard de ses investissements dans des
biens situés au Canada, pour sa dernière année
d’imposition se terminant avant le moment où elle
devient un résident du Canada, est nulle.
(10) Les paragraphes 7(4), (7) et (11) entrent
en vigueur à la date d’enregistrement du présent
règlement.
(11) Le paragraphe 7(12) est réputé être entré
en vigueur le 8 août 2000.
(12) L’article 9 s’applique aux années
d’imposition 1998 et suivantes.
(13) Les paragraphes 10(1), (2) et (4) s’appliquent aux années d’imposition 2001 et suivantes.
Toutefois, en ce qui concerne les années d’imposition ayant commencé avant 2008 :
a) l’alinéa 5301(1)b) du même règlement, édicté par le paragraphe 10(1), est réputé avoir le
libellé suivant :
b) le total de l’impôt à payer par la société en
vertu des parties I.3, VI, VI.1 et XIII.1 de la Loi
pour l’année d’imposition précédente.
b) la division 5301(4)a)(i)(B) du même règlement, édictée par le paragraphe 10(2), est réputée avoir le libellé suivant :
(B) le total de l’impôt à payer en vertu des
parties I.3, VI, VI.1 et XIII.1 de la Loi,
c) le paragraphe 5301(10) du même règlement, édicté par le paragraphe 10(4), est réputé avoir le libellé suivant :
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-302
(10) For the purpose of this section, tax payable
under Part I, I.3, VI or XIII.1 of the Act by a corporation for a taxation year means the corporation’s
tax payable for the year under the relevant Part,
determined before taking into consideration the
specified future tax consequences for the year.
(14) Section 11 applies after 1997, except that
(a) before June 28, 1999, paragraph 7900(1)(a)
of the Regulations, as enacted by section 11, is
to be read as follows:
(a) a member of the Canadian Payments Association; and
(b) subject to paragraph (c), before 2008 the
portion of subsection 7900(1) of the Regulations before paragraph (a), as enacted by section 11, is to be read as follows:
7900. (1) For the purposes of section 33.1,
the definitions “excluded income” and “excluded
revenue” and “specified deposit” in subsection 95(2.5), clause 212(1)(b)(iii)(D) and subparagraph 212(1)(b)(xi) of the Act, each of the following is a prescribed financial institution:
(c) for taxation years that began before 2000,
the portion of subsection 7900(1) of the Regulations before paragraph (a), as enacted by
section 11, is to be read as follows:
7900. (1) For the purposes of section 33.1, paragraph 95(2)(a.3), the definition “specified deposit”
in subsection 95(2.5), clause 212(1)(b)(iii)(D) and
subparagraph 212(1)(b)(xi) of the Act, each of the
following is a prescribed financial institution:
(d) before October 24, 2001, paragraph 7900(1)(b) of the Regulations, as enacted by section 11, is to be read as follows:
(b) a credit union that is a shareholder or member
of a body corporate or organization that is a central for the purposes of the Canadian Payments
Association Act.
(e) subject to paragraph (f), before 2008 subsection 7900(2) of the Regulations, as enacted
by section 11, is to be read as follows:
(2) For the purposes of paragraph 95(2)(a.3),
the definitions “excluded income” and “excluded
revenue” and “specified deposit” in subsection 95(2.5) and clause 212(1)(b)(iii)(D) of the Act,
an authorized foreign bank is a prescribed financial
institution.
and
(f) for taxation years that began before 2000,
subsection 7900(2) of the Regulations, as enacted by section 11, is to be read as follows:
(2) For the purposes of paragraph 95(2)(a.3), the
definition “specified deposit” in subsection 95(2.5)
(10) Pour l’application du présent article, l’impôt
à payer par une société en vertu des parties I, I.3,
VI ou XIII.1 de la Loi pour une année d’imposition
s’entend de son impôt à payer pour l’année en vertu
de la partie pertinente, déterminé avant la prise en
compte des conséquences fiscales futures déterminées pour l’année.
(14) L’article 11 s’applique à compter de
1998. Toutefois :
a) avant le 28 juin 1999, l’alinéa 7900(1)a) du
même règlement, édicté par l’article 11, est
réputé avoir le libellé suivant :
a) les membres de l’Association canadienne des
paiements;
b) sous réserve de l’alinéa c), avant 2008, le
passage du paragraphe 7900(1) du même règlement précédant l’alinéa a), édicté par l’article 11, est réputé avoir le libellé suivant :
7900. (1) Les institutions financières ci-après
sont visées pour l’application de l’article 33.1, des définitions de « dépôt déterminé » et
« revenu exclu » au paragraphe 95(2.5), de la division 212(1)b)(iii)(D) et du sous-alinéa 212(1)b)(xi)
de la Loi :
c) en ce qui concerne les années d’imposition
ayant commencé avant 2000, le passage du
paragraphe 7900(1) du même règlement précédant l’alinéa a), édicté par l’article 11, est
réputé avoir le libellé suivant :
7900. (1) Les institutions financières ci-après
sont visées pour l’application de l’article 33.1, de
l’alinéa 95(2)a.3), de la définition de « dépôt déterminé » au paragraphe 95(2.5), de la division 212(1)b)(iii)(D) et du sous-alinéa 212(1)b)(xi)
de la Loi :
d) avant le 24 octobre 2001, l’alinéa 7900(1)b)
du même règlement, édicté par l’article 11, est
réputé avoir le libellé suivant :
b) les caisses de crédit qui sont actionnaires
ou membres d’une personne morale ou d’une
organisation qui est une centrale pour l’application de la Loi sur l’Association canadienne des
paiements.
e) sous réserve de l’alinéa f), avant 2008, le
paragraphe 7900(2) du même règlement, édicté par l’article 11, est réputé avoir le libellé
suivant :
(2) Les banques étrangères autorisées sont des
institutions financières visées pour l’application de
l’alinéa 95(2)a.3), des définitions de « dépôt déterminé » et « revenu exclu » au paragraphe 95(2.5) et
de la division 212(1)b)(iii)(D) de la Loi.
f) en ce qui concerne les années d’imposition
ayant commencé avant 2000, le paragraphe 7900(2) du même règlement, édicté par
l’article 11, est réputé avoir le libellé suivant :
(2) Les banques étrangères autorisées sont des
institutions financières visées pour l’application
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-302
and clause 212(1)(b)(iii)(D) of the Act, an authorized foreign bank is a prescribed financial
institution.
(15) Subsections 12(1) and (3) apply after
June 27, 1999, except that before August 9, 2000
they apply only in respect of authorized foreign
banks.
(16) Subsection 12(2) applies to windings-up
that occur after June 14, 2004.
de l’alinéa 95(2)a.3), de la définition de « dépôt
déterminé » au paragraphe 95(2.5) et de la division 212(1)b)(iii)(D) de la Loi.
(15) Les paragraphes 12(1) et (3) s’appliquent
à compter du 28 juin 1999. Toutefois, avant le 9
août 2000, ils ne s’appliquent qu’à l’égard des
banques étrangères autorisées.
(16) Le paragraphe 12(2) s’applique aux liquidations effectuées après le 14 juin 2004.
TIME EXTENSION — SECTIONS 801
AND 803
PROROGATION DE DÉLAI —
ARTICLES 801 ET 803
14. Returns required to be filed by an authorized foreign bank under section 801 of the Regulations, as enacted by subsection 5(1), and
amounts required to be paid by an authorized
foreign bank under section 803 of the Regulations, as enacted by subsection 5(1), are deemed
to have been filed or paid, as the case may be,
with the Minister of National Revenue in a
timely manner if they are so filed and paid on or
before the later of
(a) the day on or before which they would, but
for this section, be required to be filed or
paid; and
(b) the day that is six months after the day on
which these Regulations are published in
Part II of the Canada Gazette.
14. Les déclarations qu’une banque étrangère
autorisée doit produire aux termes de l’article 801 du même règlement, édicté par le paragraphe 5(1), et les sommes qu’une telle banque
doit payer aux termes de l’article 803 du même
règlement, édicté par le paragraphe 5(1), sont
réputées avoir été produites ou payées, selon le
cas, au ministre du Revenu national dans le délai
imparti si elles sont ainsi produites ou payées au
plus tard à celle des dates ci-après qui est postérieure à l’autre :
a) la date limite où elles auraient été à produire
ou à payer en l’absence du présent article;
b) la date qui suit de six mois la date de la publication du présent règlement dans la Gazette
du Canada Partie II.
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.)
Issue and objectives
Question et objectifs
In addition to making technical refinements to the existing Income Tax Regulations (the Regulations), these amendments to the
Regulations can be categorized under three broad headings.
En plus d’améliorations techniques, le Règlement de l’impôt
sur le revenu (le Règlement) fait l’objet de modifications qui portent sur trois grands sujets.
(a) Authorized foreign banks
a) Banques étrangères autorisées
Changes, enacted in 1999, to federal legislation allow foreign
banks to operate through a “branch” structure, as well as through
separately incorporated subsidiaries. Before those changes, foreign banks intending to operate in Canada were required to establish separate Canadian subsidiaries. Consequential changes to the
income tax provisions were first proposed in 1999. These income
tax changes were developed to ensure that foreign bank branches
are taxed on a similar basis as are domestic banks and the Canadian subsidiaries of foreign banks. The necessary changes to the
Income Tax Act (the Act) were enacted in 2001 (S.C. 2001, c. 17).
The related changes to the Regulations ensure that the tax policy
objectives of the rules developed for foreign bank branches are
fully in effect. The changes were published in the Canada
Gazette, Part I, on August 8, 2009 and February 13, 2003 and,
before that, released in draft form for consultation in August 2000
(related materials for this and other consultations referenced in
this RIAS are available through the Department of Finance’s Web
site at www.fin.gc.ca/news-nouvelles/nr-nc/archives-eng.asp).
Les modifications apportées aux lois fédérales en 1999 permettent aux banques étrangères d’exercer leurs activités par l’intermédiaire de succursales ainsi que par l’intermédiaire de filiales
constituées séparément. Auparavant, les banques étrangères qui
souhaitaient exercer leurs activités au Canada devaient y établir
des filiales distinctes. Des modifications corrélatives touchant
l’impôt sur le revenu ont été proposées initialement en 1999 afin
que les succursales de banques étrangères soient imposées au
même titre que les banques nationales et les filiales canadiennes
de banques étrangères. Les changements apportés à la Loi de
l’impôt sur le revenu (la Loi) à cette fin ont été édictés en 2001
(L.C. 2001, ch. 17). Les changements connexes visant le Règlement ont pour but de donner plein effet aux objectifs en matière
de politique de l’impôt des règles concernant les succursales de
banques étrangères. Ils ont été rendus publics pour fins de consultation en août 2000 et ont été publiées dans la Partie I de la
Gazette du Canada le 13 février 2003 et le 8 août 2009. (Les documents liés à la consultation d’août 2000 et à d’autres consultations mentionnées dans le présent résumé sont affichés sur le site
Web du ministère des Finances à l’adresse suivante : www.fin.
gc.ca/news-nouvelles/nr-nc/archives-fra.asp.)
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-302
(b) Taxpayer Migration
b) Migration des contribuables
Under Part XIV of the Act, a non-resident corporation that
earns income in Canada may be liable to a branch tax. The branch
tax serves as a proxy for the distribution tax in Part XIII of the
Act that would have otherwise applied had the non-resident corporation earned the income indirectly through a Canadian resident
corporate subsidiary and distributed it to its non-resident owners.
Some of the detailed rules for computing the branch tax are set
out in Part VIII of the Regulations. The amendments to the
branch tax rules in Part VIII of the Regulations were first proposed in 1998, consequential to proposals (subsequently enacted
in 1999) to amend the tax treatment of non-resident corporations
that become resident in (i.e. “immigrate” to) Canada. The amendments introduce new subsection 808(1.1) of the Regulations to
provide for appropriate transition under the branch tax where a
non-resident corporation becomes resident in Canada.
Selon la partie XIV de la Loi, la société non-résidente qui gagne un revenu au Canada peut être assujettie à un impôt de succursale. Cet impôt remplace l’impôt sur les distributions prévu à
la partie XIII de la Loi qui aurait été applicable par ailleurs si la
société non-résidente avait gagné le revenu indirectement par
l’intermédiaire d’une filiale résidant au Canada qui lui aurait distribué ce revenu. Certaines des règles détaillées sur le calcul de
l’impôt de succursale sont énoncées à la partie VIII du Règlement. Les modifications apportées à ces règles ont été publiées
initialement en 1998, dans la foulée des propositions (édictées en
1999) visant à modifier le traitement fiscal des sociétés nonrésidentes qui deviennent des résidents du Canada (c’est-à-dire
qui « immigrent »). Ces modifications ajoutent le paragraphe 808(1.1) au Règlement afin de prévoir une transition appropriée sous le régime de l’impôt de succursale dans le cas où une
société non-résidente devient un résident du Canada.
(c) Part-Year Residents
c) Personnes résidant au Canada pendant une partie de
l’année seulement
Natural persons (“individuals”) who have income which is
considered to have been earned in Canada, but which is not considered to be earned in a province, pay a special federal surtax in
addition to their regular federal tax. The surtax, which was introduced in 1972, is calculated to approximate provincial taxes and
ensures that those individuals face a total income tax burden
roughly comparable to that of income earned in a province. Individuals with such income include non-residents who have business or employment income taxable in Canada.
Les personnes physiques (ou particuliers) qui ont un revenu qui
est considéré comme ayant été gagné au Canada mais non dans
une province sont assujetties à une surtaxe fédérale spéciale en
sus de l’impôt fédéral habituel. La surtaxe, dont la mise en place
remonte à 1972, correspond à peu près aux impôts provinciaux et
fait en sorte que l’impôt sur le revenu dont ces particuliers sont
redevables soit comparable à l’impôt sur le revenu gagné dans
une province. Sont visés par cette mesure les non-résidents qui
ont un revenu imposable au Canada provenant d’une entreprise ou
d’un emploi.
Certains calculs détaillés portant sur la surtaxe figurent à la
partie XXVI du Règlement. Des modifications à cette partie ont
été annoncées le 16 mars 2001, dans la foulée des changements
(édictés en 2001) qui avaient alors été proposés à la Loi concernant l’imposition de particuliers ne résidant au Canada que pendant une partie de l’année d’imposition (c’est le cas notamment
des particuliers qui cessent de résider au Canada une fois l’année
d’imposition entamée). L’article 114 de la Loi avait ainsi été modifié afin de fournir des précisions quant aux sommes qui sont à
inclure, ou qui sont déductibles, dans le calcul du revenu imposable au Canada pour l’année d’imposition d’une personne résidant
au Canada pendant une partie de l’année seulement. Les nouveaux paragraphes 2606(1) et (2) du Règlement font suite à ces
modifications.
A number of detailed computations relevant to the surtax are
contained in Part XXVI of the Regulations. Amendments to
Part XXVI were announced on March 16, 2001, consequential to
amendments to the Act then proposed, and subsequently enacted
in 2001, with respect to the taxation of individuals resident in
Canada for only part of a taxation year (for example, where a
Canadian resident individual ceases to be resident in Canada part
way through a taxation year). The amendments to section 114 of
the Act clarified what income inclusions and deductions are included in calculating the taxable income in Canada for a taxation
year of a part-year resident. New subsections 2606(1) and (2) of
the Regulations reflect these changes to the Act.
Description and rationale
Description et justification
(a) Authorized foreign banks
a) Banques étrangères autorisées
These amendments implement regulatory provisions related to
earlier income tax measures, enacted in 2001 (S.C. 2001, c. 17),
affecting foreign bank branches (for purposes of the Act and the
Regulations, a branch of a foreign bank is defined as an “authorized foreign bank” in subsection 248(1)). Those measures follow
from amendments to the Bank Act enacted in June 1999, which
allow foreign banks to establish specialized, commercially focused, branches in Canada. Previously, foreign banks could operate in Canada only through Canadian-incorporated subsidiaries.
The related income tax regulations included in this amending
regulation were first released in draft form on August 8, 2000 and
later published in the Canada Gazette, Part I, on February 13,
2003 and August 8, 2009. Implementation of the amending regulations supports the objectives of the authorized foreign bank tax
Les modifications mettent en œuvre des dispositions réglementaires liées à des mesures d’impôt sur le revenu, édictées en 2001
(L.C. 2001, ch. 17), touchant les succursales de banques étrangères. [Pour l’application de la Loi et du Règlement, les succursales
de banques étrangères constituent des banques étrangères autorisées au sens du paragraphe 248(1) de la Loi.] Ces mesures faisaient suite à des modifications apportées à la Loi sur les banques
en juin 1999 qui permettaient aux banques étrangères d’établir au
Canada des succursales spécialisées, centrées sur le commerce.
Auparavant, les banques étrangères ne pouvaient exercer leurs
activités au Canada que par l’intermédiaire de filiales constituées
au Canada. Les dispositions figurant dans le règlement qui fait
l’objet du présent résumé ont été publiées en avant-projet le
8 août 2000 puis dans la Partie I de la Gazette du Canada le
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
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regime — i.e. that the taxation of foreign bank branches be
broadly comparable to the taxation of Canadian banks.
The following describes the Regulations that are amended in
respect of authorized foreign banks.
13 février 2003 et le 8 août 2009. Ces dispositions réglementaires
sont conformes aux objectifs du régime d’imposition des banques
étrangères autorisées, selon lesquels le régime d’imposition de ces
banques doit être sensiblement comparable à celui des banques
canadiennes.
Voici un exposé des modifications réglementaires touchant les
banques étrangères autorisées.
(i) Part I (“at-source”) Withholding Tax
(i) Partie I — Retenue d’impôt à la source
A non-resident corporation carrying on business in Canada is
subject to Canadian withholding tax under Part I of the Act on
certain payments made to it. Although the non-resident is liable
for tax on the amounts paid, the payer is generally responsible for
withholding a portion of the amount paid on account of that tax
liability and remitting it to the Canadian government. For example, a person paying fees or commissions to a non-resident
for services rendered in Canada is required, under Part I of the
Act, to withhold from the payment an amount prescribed under
the Regulations.
Certains paiements faits aux sociétés non-résidentes qui exploitent une entreprise au Canada sont assujettis à la retenue d’impôt
prévue à la partie I de la Loi. Bien que le non-résident soit redevable d’impôt sur les sommes qui lui sont versées, la tâche
d’opérer une retenue au titre de cette obligation et de la verser au
gouvernement canadien revient généralement au payeur. Par
exemple, la personne qui verse des honoraires ou des commissions à un non-résident pour des services rendus au Canada est
tenue, en vertu de la partie I de la Loi, de retenir sur le paiement
une somme déterminée par règlement.
Detailed rules in respect of the Part I withholding tax regime
are found in Part I of the Regulations. Subsection 105(1) of the
Regulations requires that every person paying to a non-resident
person a fee, commission or other amount in respect of services
rendered in Canada, of any nature whatever, withhold 15% of the
amount paid. Subsection 105(2) of the Regulations sets out exceptions to the requirement under subsection 105(1). Subsection 105(2) is amended to exclude payments made to an authorized foreign bank in respect of its Canadian banking business or
to a non-resident insurer.
La partie I du Règlement contient des règles détaillées concernant le régime de la retenue d’impôt. Selon le paragraphe 105(1)
du Règlement, quiconque verse à une personne non-résidente des
honoraires, commissions ou autres sommes à l’égard de services
rendus au Canada, de quelque nature qu’ils soient, doit retenir un
montant égal à 15 % du versement. Les exceptions à cette règle
sont énoncées au paragraphe 105(2) du Règlement. Ce dernier
paragraphe est modifié afin d’exclure les paiements faits aux
banques étrangères autorisées en ce qui a trait à leur entreprise
bancaire canadienne ainsi que les paiements faits aux assureurs
non-résidents.
(ii) Part XIII (“non-resident”) Withholding Tax
(ii) Partie XIII — Retenue d’impôt des non-résidents
Part XIII of the Act imposes an income tax on various types of
amounts paid or credited to non-residents from sources in Canada. Because the tax is usually required to be withheld and remitted by the payers of the amounts, it is commonly referred to as a
“non-resident withholding tax.” For example, a Canadian resident
person paying certain amounts of interest or dividends to a nonresident person is generally required to withhold a portion of the
amount paid on account of the non-resident person’s Canadian
tax liability and remit the amount withheld to the Canadian
government.
Diverses sommes provenant de sources situées au Canada qui
sont versées à des non-résidents ou portées à leur crédit sont assujetties à l’impôt prévu à la partie XIII de la Loi. Cet impôt, qui est
habituellement retenu et versé par le payeur des sommes, est
communément appelé « retenue d’impôt des non-résidents ». Par
exemple, la personne résidant au Canada qui verse certains intérêts ou dividendes à une personne non-résidente doit généralement retenir une partie du versement au titre de l’impôt canadien
dont la personne non-résidente est redevable et verser la somme
retenue au gouvernement canadien.
Authorized foreign banks are deemed by subsection 212(13.3)
of the Act to be resident in Canada for the purposes of Part XIII
of the Act in respect of amounts paid or credited to such a bank in
respect of its Canadian banking business. As a result, an authorized foreign bank will not be liable for Part XIII tax in respect of
those amounts. However, an authorized foreign bank does remain,
subject to further exception, liable to non-resident withholding tax
in respect of amounts paid or credited to it other than in respect of
its “Canadian banking business” (as defined in subsection 248(1)
of the Act).
Les banques étrangères autorisées sont réputées, en vertu du
paragraphe 212(13.3) de la Loi, être des résidents du Canada pour
l’application de la partie XIII de la Loi en ce qui concerne les
sommes qui leur sont payées, ou qui sont portées à leur crédit,
relativement à leur entreprise bancaire canadienne. Elles ne sont
donc pas assujetties à l’impôt prévu à la partie XIII à l’égard de
ces sommes. Elles demeurent toutefois assujetties, sous réserve
d’autres exceptions, à la retenue d’impôt des non-résidents à
l’égard des sommes qui leur sont payées, ou qui sont portées à
leur crédit, relativement à des activités autres que leur entreprise
bancaire canadienne, au sens du paragraphe 248(1) de la Loi.
The Regulations contain a number of detailed rules regarding
the non-resident withholding tax regime, including rules regarding the application of Part XIII tax to non-resident persons that
carry on business in Canada. These include regulations (made
under the prescribing power in subsection 215(4) of the Act) suspending the requirement for withholding on the part of a Canadian resident payer, and regulations (made under the prescribing
Le Règlement contient certaines règles détaillées concernant le
régime de la retenue d’impôt des non-résidents, y compris des
règles sur l’application de la partie XIII aux personnes nonrésidentes qui exploitent une entreprise au Canada. Il s’agit notamment de dispositions [prises en vertu du pouvoir habilitant
prévu au paragraphe 215(4) de la Loi] qui ont pour effet de suspendre l’obligation de retenue du payeur résidant au Canada et de
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
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power in subsection 214(13) of the Act) prescribing what
amounts are taxable under Part XIII. These regulations, contained
in Part VIII of the Regulations, are proposed to be amended in
respect of the application of Part XIII tax to non-Canadian banking businesses of authorized foreign banks.
Sections 800 to 803 of the Regulations currently exempt a
payer from the withholding responsibility imposed under
Part XIII of the Act on payments made to a registered nonresident insurer. With the enactment of new section 803.1 of the
Regulations, the rules in sections 800 to 803 of the Regulations
are extended to apply also in respect of amounts paid or credited
to an authorized foreign bank. This special regime exempting
payer withholding obligations is, however, applicable only in
respect of amounts paid or credited before August 8, 2009. As a
result, for amounts paid or credited on or after that date the ordinary withholding and remittance regime (described above) would
apply. In this regard, it should be noted that recently enacted
changes to the Act have limited the types of non-participating
debt interest payments between arm’s length parties on which
Canada imposes a non-resident withholding tax. For example,
most types of interest paid after 2007 in respect of arm’s length
lending arrangements between a Canadian resident borrower and
a non-resident lender, such as an authorized foreign bank, are
exempt from non-resident withholding tax.
Section 805 of the Regulations provides rules for determining
whether an amount is taxable under Part XIII of the Act when
paid or credited to a non-resident person who carries on a business in Canada. Section 805 of the Regulations confirms that
Part XIII applies as it would otherwise, except to the extent that
the amount
• can reasonably be attributed to a business carried on by the
non-resident through a permanent establishment in Canada, or
• is required under subparagraph 115(1)(a)(iii.3) of the Act to
be included in the non-resident’s taxable income earned in
Canada.
Section 805 of the Regulations is amended to update its structure and language, and to clarify its relationship to section 802 of
the Regulations — in effect, that section 805 of the Regulations
does not apply to a registered non-resident insurer or, to the extent provided by section 803.1 of the Regulations, an authorized
foreign bank. Section 805 is also amended (as described in greater
detail below) to provide that the expression “permanent establishment” used in that section is to carry the meaning it has under
section 8201 of the Regulations. Finally, subsections 805(2) and
(3) of the Regulations are repealed.
New section 805.1 of the Regulations replaces a similar rule in
subsection 805(2) of the Regulations, which is repealed. Section 805.1 allows a person to apply to the Canada Revenue
Agency (CRA) for a certificate confirming that an amount to be
paid or credited to the person is described in paragraph 805(a) or
(b) of the Regulations. A certificate is required to be issued by the
CRA if it determines that the amount is so described. Section 805.1 of the Regulations is not intended to be limited to persons to whom section 805 applies. For example, it is intended that
an authorized foreign bank may request the certificate even if its
only business in Canada is its Canadian banking business; although the certificate is not required in such a circumstance to
dispositions [prises en vertu du pouvoir habilitant prévu au paragraphe 214(13) de la Loi] qui fournissent des précisions quant
aux sommes qui sont imposables en vertu de la partie XIII. Ces
dispositions sont énoncées à la partie VIII du Règlement. Il est
proposé de les modifier pour ce qui est de l’application de l’impôt
de la partie XIII aux entreprises bancaires non canadiennes de
banques étrangères autorisées.
Les articles 800 à 803 du Règlement ont pour effet d’exempter
les payeurs de l’obligation d’opérer, en vertu de la partie XIII de
la Loi, une retenue sur les sommes versées aux assureurs nonrésidents enregistrés. Le nouvel article 803.1 du Règlement étend
l’application des règles énoncées aux articles 800 à 803 du Règlement aux sommes versées aux banques étrangères autorisées
ou portées à leur crédit. Ce régime spécial d’exemption des
payeurs ne s’applique toutefois qu’à l’égard des sommes payées
ou créditées avant le 8 août 2009. Par conséquent, les sommes
payées ou créditées à cette date ou par la suite sont assujetties au
régime habituel de retenue et de versement (voir ci-dessus). À cet
égard, il est à noter que des changements récents apportés à la Loi
ont eu pour effet de limiter les types de paiements d’intérêts sur
des créances non participatives entre parties sans lien de dépendance sur lesquels le Canada impose une retenue d’impôt des
non-résidents. En effet, la plupart des intérêts payés après 2007
relativement à des mécanismes de prêt conclus entre un emprunteur résidant au Canada et un prêteur non-résident, comme une
banque étrangère autorisée, sans lien de dépendance sont exemptés de la retenue d’impôt des non-résidents.
L’article 805 du Règlement prévoit des règles qui permettent
de déterminer si une somme est imposable en vertu de la
partie XIII de la Loi lorsqu’elle est payée à une personne nonrésidente qui exploite une entreprise au Canada, ou portée à son
crédit. Cet article confirme que la partie XIII s’applique normalement, sauf dans la mesure où, selon le cas :
• il est raisonnable d’attribuer la somme à une entreprise que la
personne non-résidente exploite par l’intermédiaire d’un établissement stable au Canada;
• la somme doit être incluse, en application du sousalinéa 115(1)a)(iii.3) de la Loi, dans le revenu imposable de la
personne non-résidente gagné au Canada.
Les modifications à l’article 805 du Règlement mettent à jour
la structure et le libellé de l’article et précisent son lien avec
l’article 802 du Règlement. En effet, l’article 805 ne s’applique
pas aux assureurs non-résidents enregistrés ni, dans la mesure
prévue par l’article 803.1 du Règlement, aux banques étrangères
autorisées. L’article 805 est aussi modifié de façon à préciser que
le terme « établissement stable », qui s’y retrouve, s’entend au
sens de l’article 8201 du Règlement (voir détails ci-après). Enfin,
les paragraphes 805(2) et (3) du Règlement sont abrogés.
Le nouvel article 805.1 du Règlement remplace une règle semblable énoncée au paragraphe 805(2), lequel est abrogé. Ce nouvel article permet à une personne de s’adresser à l’Agence du
revenu du Canada (ARC) afin d’obtenir un certificat confirmant
qu’une somme à payer à une personne, ou à porter à son crédit,
est visée aux alinéas 805a) ou b) du Règlement. L’ARC doit délivrer ce certificat dans le cas où elle constate que la somme est
ainsi visée. L’article 805.1 du Règlement ne s’applique pas seulement aux personnes visées par l’article 805. En effet, une banque étrangère autorisée peut demander le certificat même si sa
seule entreprise au Canada est son entreprise bancaire canadienne.
Bien que le certificat ne soit pas requis dans ces circonstances
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relieve the bank of a liability for tax under Part XIII of the Act on
amounts paid or credited to it, the verification provided by the
certificate provides Canadian resident payers with added assurance that no withholding is required under Part XIII tax.
Section 810 of the Regulations prescribes the meaning of excluded property of certain non-resident insurers for the purposes
of paragraph 116(6)(e) of the Act. Section 810 is repealed, as the
substance of section 810 has been included in paragraph 116(6)(e)
of the Act.
afin de soustraire la banque à l’impôt prévu à la partie XIII de la
Loi sur les sommes qui lui sont versées ou qui sont portées à son
crédit, la vérification que suppose le certificat donne aux payeurs
résidant au Canada l’assurance qu’aucune retenue n’a à être opérée au titre de l’impôt prévu à la partie XIII.
L’article 810 du Règlement précise en quoi consistent les biens
exclus de certains assureurs non-résidents pour l’application de
l’alinéa 116(6)e) de la Loi. Comme les dispositions figurant à cet
article ont été incorporées à cet alinéa, l’article est abrogé.
(iii) Tax Abatement
(iii) Abattement d’impôt
Under section 124 of the Act, the federal corporate income tax
rate for a taxation year applicable to income earned in a province
is reduced by 10 percentage points from the rate that would otherwise apply (i.e. the federal tax abatement). For this purpose,
Part IV of the Regulations sets out prescribed rules for determining the amount of a corporation’s “taxable income earned in a
province.”
Section 404 of the Regulations prescribes rules for determining
the taxable income earned in a province for chartered banks. Section 404 of the Regulations is amended to replace its reference to
“chartered bank” with a reference to “bank” such that the Regulation also applies to authorized foreign banks (the expression
“bank” is defined in subsection 248(1) of the Act to include an
authorized foreign bank).
Section 413 of the Regulations defines certain terms for the
purposes of applying Part IV of the Regulations in respect of nonresident corporations. Consequential to the amendment to section 404 of the Regulations extending that provision to authorized
foreign banks, new subsection 413(3) of the Regulations contains
a rule, for the purpose of paragraph 404(1)(b) of the Regulations,
defining the meaning of “all loans and deposits” of an authorized
foreign bank for a year. For an authorized foreign bank, this expression refers to all loans and deposits for the year in respect of
the bank’s Canadian banking business.
Selon l’article 124 de la Loi, le taux de l’impôt fédéral sur le
revenu des sociétés pour une année d’imposition qui s’applique
au revenu gagné dans une province est de dix points inférieur au
taux qui s’appliquerait par ailleurs (ce taux réduit représente
l’abattement d’impôt fédéral). À cette fin, la partie IV du Règlement prévoit les règles qui permettent de calculer le revenu imposable d’une société gagné dans une province.
L’article 404 du Règlement porte sur le calcul du revenu imposable des banques à charte gagné dans une province. La modification apportée à cet article consiste notamment à remplacer
« banque à charte » par « banque » afin qu’il s’applique également aux banques étrangères autorisées [le terme « banque » est
défini au paragraphe 248(1) de la Loi et comprend les banques
étrangères autorisées].
L’article 413 du Règlement définit certains termes pour l’application de la partie IV du Règlement aux sociétés non-résidentes.
Par suite de la modification apportée à l’article 404 du Règlement, qui vise à étendre l’application de cet article aux banques
étrangères autorisées, le nouveau paragraphe 413(3) précise, pour
l’application de l’alinéa 404(1)b) du Règlement, ce qui constitue
le « total des prêts et dépôts » d’une banque étrangère autorisée
pour une année. Pour ces banques, il s’agit du total des prêts
et dépôts pour l’année relatifs à leurs entreprises bancaires
canadiennes.
(iv) Branch Tax
(iv) Impôt de succursale
Part XIV of the Act imposes a tax on non-resident corporations
carrying on a business in Canada through a branch. The purpose
of this tax is to put those non-resident corporations in a similar
position for Canadian tax purposes as are non-residents that carry
on business in Canada indirectly through a Canadian subsidiary.
Les sociétés non-résidentes qui exploitent une entreprise au
Canada par l’intermédiaire d’une succursale sont assujetties à
l’impôt prévu à la partie XIV de la Loi. Cet impôt fait en sorte
que la situation de ces sociétés sur le plan de l’impôt canadien
soit semblable à celle des non-résidents qui exploitent une entreprise au Canada indirectement par l’intermédiaire d’une filiale
canadienne.
L’impôt de succursale est levé à un taux uniforme de 25 % sur
le revenu imposable d’une société non-résidente provenant de
sources canadiennes, compte tenu de certains rajustements, y
compris une allocation à l’égard d’investissements dans des biens
situés au Canada. Cette allocation est calculée selon l’article 808
du Règlement.
Branch tax is levied at a flat rate of 25% on a non-resident corporation’s taxable income from Canadian sources, with certain
adjustments, including an allowance for its investment in property
in Canada. A corporation’s allowance for investment in property
in Canada is computed under section 808 of the Regulations.
Subsection 808(1) of the Regulations computes the allowance
for investment in property in Canada for all non-resident corporations for the purpose of paragraph 219(1)(j) of the Act. Subsection 808(1) is amended to specifically exclude authorized foreign
banks from these computational rules, in recognition of a special
rule in subsection 808(8) of the Regulations (described in greater
detail below) that instead applies to compute the allowance for
investment in property in Canada for an authorized foreign bank.
Le paragraphe 808(1) du Règlement permet de calculer, pour
l’application de l’alinéa 219(1)j) de la Loi, l’allocation des sociétés non-résidentes à l’égard d’investissements dans des biens situés au Canada. Ce paragraphe est modifié afin d’exclure expressément de son application les banques étrangères autorisées. La
raison en est que le calcul de l’allocation de ces banques à l’égard
d’investissements dans des biens situés au Canada est prévu au
nouveau paragraphe 808(8) du Règlement (voir ci-après).
Subsection 808(1.1) of the Regulations is added to provide that
the allowance of a corporation that becomes resident in Canada in
Le nouveau paragraphe 808(1.1) au Règlement prévoit que
l’allocation d’une société qui devient un résident du Canada au
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Subsection 808(8) of the Regulations determines the allowance
for investment in property in Canada by an authorized foreign
bank. The subsection provides an exception to the general rule
contained in subsection 808(1) (described in greater detail above).
The exception recognizes that authorized foreign banks are
required to have a minimum capital amount in Canada, and allows authorized foreign banks to take into account that minimum
capital amount in calculating the investment allowance for branch
tax purpose.
cours d’une année donnée est nulle à l’égard de ses investissements, pour l’année précédente, dans des biens situés au Canada.
Pour en savoir davantage sur ce paragraphe, se reporter aux notes
ci-après sur la migration des contribuables.
L’allocation d’une société non-résidente à l’égard d’investissements dans des biens situés au Canada est fonction de ses
« investissements admissibles dans des biens situés au Canada »,
déterminés selon le paragraphe 808(2) du Règlement. Les alinéas 808(2)d) à d.2) et les sous-alinéas 808(2)l)(ii) et (5)j)(ii) du
Règlement portent sur les montants qui entrent dans le calcul de
l’investissement admissible dans des biens situés au Canada au
titre d’avoirs miniers. Ces dispositions sont modifiées de façon à
apporter des améliorations techniques au cadre réglementaire
existant. Les alinéas 808(2)h) et p) sont abrogés et les sousalinéas 808(2)l)(i), n)(ii) et (iii) et o)(ii) et (iii) sont modifiés afin
de tenir compte des changements apportés à la partie XIV de la
Loi relativement à l’impôt de succursale auquel sont assujetties
les sociétés non-résidentes.
Sont compris dans les investissements admissibles dans des
biens situés au Canada les avoirs liquides admissibles de la société ainsi que sa part des avoirs liquides admissibles de toute société
de personnes dont elle est un associé. La modification apportée à
l’alinéa 808(6)a) du Règlement précise que les avoirs liquides
admissibles d’une société de personnes ne comprennent que les
sommes qui étaient soit tirées d’une entreprise qu’elle exploite au
Canada, soit destinées à être utilisées dans le cadre d’une telle
entreprise.
Le paragraphe 808(8) du Règlement permet de calculer l’allocation des banques étrangères autorisées à l’égard d’investissements dans des biens situés au Canada. Cette disposition représente une exception à la règle générale énoncée au paragraphe
808(1) (voir ci-dessus). Cette exception reconnaît que les banques
étrangères autorisées doivent avoir un montant de capital minimal
au Canada et permet à ces banques de tenir compte de ce montant
dans le calcul de leur allocation à l’égard d’investissements pour
les fins de l’impôt de succursale.
(v) Instalment Base
(v) Base des acomptes provisionnels
Section 157 of the Act requires taxpayers to make regular instalment payments on account of income tax. The amount of each
instalment is determined by reference to an “instalment base,”
which in broad terms reflects the amount of the taxpayer’s
expected tax liability. Section 5301 of the Regulations computes
the instalment base of a corporation. Paragraph 5301(1)(b),
clause 5301(4)(a)(i)(B) and subsection 5301(10) of the Regulations describe the taxes payable to be included in such
computation.
L’article 157 de la Loi exige des contribuables qu’ils versent
des acomptes provisionnels à intervalles réguliers au titre de
l’impôt sur le revenu. Le montant de chaque acompte est fonction
de la « base des acomptes provisionnels », laquelle reflète, de
façon générale, l’impôt dont le contribuable est redevable. La
base des acomptes provisionnels d’une société est calculée selon
l’article 5301 du Règlement. Les modifications à l’alinéa 5301(1)b), à la division 5301(4)a)(i)(B) et au paragraphe 5301(10) du Règlement portent sur les impôts payables qui
sont à inclure dans ce calcul.
Les banques étrangères autorisées sont assujetties à l’impôt sur
les intérêts de succursale prévu à la partie XIII.1 de la Loi.
L’alinéa 5301(1)b), la division 5301(4)a)(i)(B) et le paragraphe 5301(10) du Règlement sont modifiés afin que cet impôt soit
pris en compte dans le calcul de la base des acomptes provisionnels — assurant ainsi aux banques étrangères autorisées un traitement semblable à celui réservé aux banques nationales et aux
filiales canadiennes de banques étrangères — et afin de tenir
compte de l’abrogation de la partie I.3 de la Loi.
Le paragraphe 5301(8) du Règlement porte sur le calcul de la
base des acomptes provisionnels dans le cas où un bien fait l’objet
d’une disposition dans le cadre d’une opération à laquelle s’appliquent les paragraphes 85(1) ou (2) de la Loi. Le paragraphe 142.7(3) de la Loi permet à la filiale canadienne d’une banque étrangère autorisée de disposer de ses biens d’une manière
a particular year be nil in respect of its investment in property in
Canada for the immediately previous year. For more commentary
on subsection 808(1.1) of the Regulations, see the discussion
below on taxpayer migration.
A non-resident corporation’s allowance for investment in
property in Canada is computed on the basis of its “qualified investment in property in Canada.” Subsection 808(2) of the Regulations computes the amount of a corporation’s “qualified investment in property in Canada.” Paragraphs 808(2)(d) to (d.2) and
subparagraphs 808(2)(l)(ii) and (5)(j)(ii) of the Regulations generally refer to rules applicable to resource property in the computation of the “qualified investment in property in Canada.” These
provisions are amended to make technical refinements to the
existing regulatory structure. Paragraphs 808(2)(h) and (p) are
repealed, and subparagraphs 808(2)(l)(i), (n)(ii) and (iii) and
(o)(ii) and (iii) of the Regulations are amended, to reflect amendments to Part XIV of the Act regarding the branch tax on nonresident corporations.
“Qualified investment in property in Canada” includes a corporation’s “allowable liquid assets,” as well as the corporation’s
share of the “allowable liquid assets” of a partnership of which
the corporation is a member. The amendment to paragraph 808(6)(a) of the Regulations clarifies that the allowable
liquid assets of a partnership include only amounts that were
either generated by, or intended for the use of, its business carried
on in Canada.
An authorized foreign bank is subject to the Branch Interest
Tax imposed under Part XIII.1 of the Act. Paragraph 5301(1)(b),
clause 5301(4)(a)(i)(B) and subsection 5301(10), of the Regulations are amended to include the Part XIII.1 tax in the computation of the instalment base, which would ensure an instalment
payment treatment similar to that of domestic banks and of Canadian subsidiaries of foreign banks, and to reflect the repeal of
Part I.3 of the Act.
Subsection 5301(8) of the Regulations describes the additional
rules applicable in the computation of an instalment base in circumstances where a property is disposed of in a transaction governed by subsection 85(1) or (2) of the Act. Subsection 142.7(3)
of the Act allows a Canadian affiliate of an authorized foreign
bank to dispose of its property in the manner similar to an
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election under subsection 85(1) of the Act. Subsection 5301(8) of
the Regulations is amended to include the property disposed of by
virtue of an election under subsection 142.7(3) of the Act.
qui s’apparente à la disposition découlant du choix prévu au paragraphe 85(1) de la Loi. Le paragraphe 5301(8) du Règlement est
modifié de façon à s’appliquer aux biens dont il est disposé par
l’effet du choix prévu au paragraphe 142.7(3) de la Loi.
(vi) Prescribed financial institutions
(vi) Institutions financières visées
Section 7900 of the Regulations defines the meaning of “prescribed financial institution” for the purposes of various provisions in the Act. Section 7900 of the Regulations is re-numbered
as new subsection 7900(1).
Paragraph 7900(1)(a) of the Regulations is amended to clarify
that it is to apply to any member of the Canadian Payments Association, and not just to those established as corporations.
Les institutions financières visées par règlement dont il est
question dans certaines dispositions de la Loi font l’objet de
l’article 7900 du Règlement, article qui devient le paragraphe 7900(1) du Règlement.
L’alinéa 7900(1)a) du Règlement est modifié afin de préciser
que cet alinéa s’applique à tous les membres de l’Association
canadienne des paiements et non pas seulement à ceux qui sont
constitués en société.
Le nouveau paragraphe 7900(2) du Règlement assimile une
banque étrangère autorisée à une institution financière visée pour
l’application des définitions de « dépôt déterminé » et « revenu
exclu » au paragraphe 95(2.5) de la Loi. Ces définitions s’appliquent lorsqu’il s’agit de déterminer si le revenu d’une société
étrangère affiliée d’un contribuable canadien constitue un revenu
tiré d’une entreprise exploitée activement sous le régime des sociétés étrangères affiliées. Le fait d’inclure les banques étrangères
autorisées dans les institutions financières visées par règlement
fait en sorte que le revenu de ces banques qui provient directement ou indirectement de certains dépôts faits auprès d’elles ne
soit pas pris en compte lorsqu’il s’agit de caractériser le revenu
comme un revenu provenant d’une entreprise autre qu’une entreprise exploitée activement.
Les paragraphes 7900(1) et (2) du Règlement sont modifiés
afin de supprimer les renvois à la division 212(1)b)(iii)(D) et au
sous-alinéa 212(1)b)(xi) de la Loi — qui ont été abrogés — et de
tenir compte du fait que les institutions financières sont désormais
visées dans certaines définitions du paragraphe 95(2.5) de la Loi
plutôt qu’à l’alinéa 95(2)a.3). Ces modifications font suite à des
changements apportés à la Loi.
New subsection 7900(2) of the Regulations provides that an
authorized foreign bank is a prescribed financial institution for the
purposes of the definitions “excluded income,” and “excluded
revenue” and “specified deposit” in subsection 95(2.5) of the Act.
These definitions are relevant in determining whether the income
of a foreign affiliate of a Canadian taxpayer is treated as active
business income or not under the foreign affiliate regime. Prescribing authorized foreign banks for this purpose ensures that the
income or revenue of an authorized foreign bank that is derived
directly or indirectly from certain deposits with it are generally
ignored in recharacterizing the income as being from a business
other than an active business.
Subsection 7900(1) and (2) of the Regulations are amended to
delete the references to clause 212(1)(b)(iii)(D) and subparagraph 212(1)(b)(xi) of the Act as a consequence of the repeal of
those provisions in the Act, and to reflect that the references to
prescribed financial institutions have been moved from paragraph 95(2)(a.3) of the Act to certain definitions contained in
subsection 95(2.5) of the Act. These changes are strictly consequential to those amendments to the Act.
(vii) Residual portion of gain or loss
(vii) Partie résiduelle d’un gain ou d’une perte
Part XCII of the Regulations provides rules for the disposition
of specified debt obligations held by financial institutions. For
more information about the operation of this Part see the description in the Regulatory Impact Analysis Statement for the Regulations Amending the Income Tax Regulations (Securities held by
Financial Institutions), P.C. 2009-1212, SOR/2009-222, published in Part II of the Canada Gazette, on August 19, 2009,
available through the Internet at www.gazette.gc.ca/rp-pr/p2/
2009/2009-08-19/pdf/g2-14317.pdf).
Section 9204 of the Regulations contains special rules relating
to the amortization of the residual portion of the gain or loss from
the disposition of a specified debt obligation in a number of special circumstances including when an affected taxpayer ceases to
carry on a business and on the winding-up of a subsidiary corporation into its parent corporation on a rollover basis pursuant to
subsection 88(1) of the Act.
The amendments to section 9204 of the Regulations extend
some of these special rules to specified debt obligations disposed
of by a financial institution on its tax-deferred reorganization
from subsidiary to branch form under transitional rules enacted at
the time of the introduction of the authorized foreign bank regime
and found in section 142.7 of the Act.
La partie XCII du Règlement porte sur la disposition de titres
de créance déterminés détenus par des institutions financières.
Pour en savoir davantage sur l’application de cette partie, se reporter au résumé de l’étude d’impact de la réglementation concernant le Règlement modifiant le Règlement de l’impôt sur le
revenu (titres détenus par les institutions financières), C.P. 20091212, DORS/2009-222, publié dans la Partie II de la Gazette du
Canada, le 19 août 2009 et affiché sur le Web à l’adresse
www.gazette.gc.ca/rp-pr/p2/2009/2009-08-19/pdf/g2-14317.pdf.
L’article 9204 du Règlement prévoit des règles spéciales concernant l’amortissement de la partie résiduelle du gain ou de la
perte provenant de la disposition d’un titre de créance déterminé
dans certaines circonstances, notamment dans le cas où un contribuable cesse d’exploiter une entreprise et où les biens d’une filiale passent par roulement à sa société mère en raison d’une
liquidation à laquelle le paragraphe 88(1) de la Loi s’applique.
Les modifications apportées à l’article 9204 du Règlement
étendent l’application de certaines de ces règles spéciales aux
titres de créance déterminés dont une institution financière dispose lorsqu’elle fait l’objet d’une réorganisation — pour passer
de l’état de filiale à l’état de succursale — aux termes des dispositions transitoires énoncées à l’article 142.7 de la Loi qui ont été
édictées lors de la mise en place du régime des banques étrangères autorisées.
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These amendments apply after June 27, 1999, to authorized
foreign banks and after August 8, 2000, in any other case. The
provision is repealed for windings-up that occur after June 14,
2004, consistent with the application rules for section 142.7 of the
Act.
Section 9204 of the Regulations is also amended by adding
new subsection 9204(5.1). Subsection 9204(5.1) of the Regulations extends, for the purposes of some of the special rules in
section 9204, the circumstances in which a non-resident taxpayer
is treated as having ceased to carry on, all of, or substantially all
of a business. The extended meaning is generally intended to
ensure that the relevant rules apply appropriately where a nonresident may continue a business, but cease to carry on the part of
that business that was carried on in Canada.
Ces modifications s’appliquent à compter du 28 juin 1999 dans
le cas des banques étrangères autorisées et à compter du 9 août
2000 dans les autres cas. Elles sont abrogées relativement aux
liquidations effectuées après le 14 juin 2004, conformément aux
règles d’application de l’article 142.7 de la Loi.
L’article 9204 du Règlement est également modifié par l’ajout
du paragraphe 9204(5.1). Ce paragraphe prévoit, pour l’application de certaines des règles spéciales énoncées à l’article 9204,
d’autres circonstances dans lesquelles un contribuable nonrésident est traité comme ayant cessé d’exploiter la totalité ou la
presque totalité d’une entreprise. On s’assure ainsi que les règles
pertinentes s’appliquent comme il se doit dans le cas où une personne non-résidente poursuit l’exploitation d’une entreprise,
mais cesse d’exploiter la partie de celle-ci qui était exploitée au
Canada.
(viii) Changes to the 2003 proposed regulations on authorized
foreign banks
(viii) Modifications apportées au projet de règlement concernant
les banques étrangères autorisées publié en 2003
The following describes a number of changes that have been
made to these regulatory amendments since they were prepublished in Part I of the Canada Gazette in February 2003:
• The amendment to subsection 105(2) of the Regulations that
excludes payments made to an authorized foreign bank from
the withholding requirements in Part I is modified to limit the
exemption. For payments made on or after August 8, 2009,
the exemption applies only to payments made in respect of the
authorized foreign bank’s Canadian banking business. As a
result amended subsection 105(2) is generally consistent with
other relieving measures in respect of an authorized foreign
bank.
• The application of sections 800 and 803 of the Regulations to
authorized foreign banks for taxation years that end after
June 27, 1999, is, as a result of comments received during the
public consultation on the 2003 prepublication of the Regulations, limited to those amounts paid or credited before August 8, 2009. This change restores, for such amounts, the ordinary regime for withholding tax liability under Part XIII of the
Act in respect of the non-Canadian banking business of an authorized foreign bank.
• Section 805 is amended, for taxation years that begin on or
after August 8, 2008, to refer to the definition of “permanent
establishment” in section 8201 rather than the definition of
that term in subsection 400(2) of the Regulations. This change
ensures, among other things, that the concept of permanent establishment used under section 805 in respect of non-resident
taxpayers includes the meaning of that expression under an
applicable Canadian tax treaty.
• The amendments to Part LIII of the Regulations are further
amended to repeal, for taxation years that begin after 2007,
the references to Part I.3 of the Act as a consequence of
Part I.3 of the Act no longer applying to impose a tax.
• The amendment to section 7900 of the Regulations would be
further amended to repeal, after 2007, the references to
clause 212(1)(b)(iii)(D) and subparagraph 212(1)(b)(xi) of the
Act as a consequence of the repeal of those provisions of the
Act. Similar consequential amendments are made to account
for statutory modifications to section 95 of the Act.
• The changes to section 8201 of the Regulations are not included in these Regulations as they were enacted in 2005.
Voici la liste des changements qui ont été apportés aux modifications réglementaires depuis leur publication préalable dans la
Partie I de la Gazette du Canada, en février 2003.
• La modification apportée au paragraphe 105(2) du Règlement
en vue d’exempter les paiements faits aux banques étrangères
autorisées de la retenue imposée en vertu de la partie I de la
Loi est révisée de façon à limiter l’application de l’exemption.
En effet, dans le cas des paiements faits après le 7 août 2009,
l’exemption ne s’applique qu’aux paiements faits relativement
à l’entreprise bancaire canadienne de la banque étrangère autorisée. Par conséquent, le paragraphe 105(2), dans sa version
modifiée, est généralement conforme à d’autres mesures
d’allégement touchant les banques étrangères autorisées.
• L’application des articles 800 et 803 du Règlement aux banques étrangères autorisées pour les années d’imposition se
terminant après le 27 juin 1999 est limitée, en raison de commentaires reçus pendant la période de consultation qui a fait
suite à la publication préalable du Règlement en 2003, aux
sommes payées ou créditées avant le 8 août 2009. Par conséquent, l’obligation de retenue prévue à la partie XIII de la Loi
relativement à l’entreprise bancaire non canadienne d’une
banque étrangère autorisée est rétablie dans le cas de ces
sommes.
•
•
•
•
L’article 805 est modifié pour les années d’imposition commençant après le 7 août 2009 afin de faire renvoi à la définition de « établissement stable » à l’article 8201 du Règlement
plutôt qu’à celle qui figure à son paragraphe 400(2). Ainsi, le
concept d’établissement stable qui se retrouve à l’article 805
relativement aux contribuables non-résidents s’entendra au
sens des traités fiscaux canadiens.
La partie LIII du Règlement fait l’objet de modifications supplémentaires qui consistent à supprimer, pour les années d’imposition commençant après 2007, les renvois à la partie I.3 de
la Loi, l’impôt prévu à cette partie ne s’appliquant plus.
L’article 7900 du Règlement fait l’objet de modifications
supplémentaires qui consistent à supprimer, après 2007, les
renvois à la division 212(1)b)(iii)(D) et au sousalinéa 212(1)b)(xi) de la Loi, qui ont été abrogés. Des modifications corrélatives semblables sont également apportées afin
de tenir compte des changements touchant l’article 95 de la
Loi.
Les changements touchant l’article 8201 du Règlement ne
figurent pas dans le présent règlement modificatif puisqu’ils
ont été édictés en 2005.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-302
(b) Taxpayer migration
b) Migration des contribuables
Consequential to the enactment in 1994 of section 128.1 of the
Act (which relates to taxpayer migration), these amendments to
the Regulations, as announced by the government on October 27,
1998, add new subsection 808(1.1) to the Regulations.
Under Part XIV of the Act, a non-resident corporation that
earns income in Canada may be liable to a branch tax. The branch
tax serves as a proxy for the Part XIII distribution tax that would
have otherwise applied had the non-resident corporation earned
the income indirectly through a Canadian resident corporate subsidiary and distributed it to its non-resident owners.
Par suite de l’édiction, en 1994, de l’article 128.1 de la Loi (qui
porte sur la migration des contribuables), le paragraphe 808(1.1)
est ajouté au Règlement, conformément à ce qui a été annoncé le
27 octobre 1998.
Selon la partie XIV de la Loi, la société non-résidente qui gagne un revenu au Canada peut être redevable d’un impôt de succursale. Cet impôt remplace l’impôt sur les distributions prévu à
la partie XIII de la Loi qui aurait été applicable par ailleurs si la
société non-résidente avait gagné le revenu indirectement par
l’intermédiaire d’une filiale résidant au Canada qui lui aurait distribué ce revenu.
Le paragraphe 808(1) du Règlement permet de déterminer,
pour l’application de l’impôt de succursale prévu à la partie XIV
de la Loi, le montant de l’allocation d’une société non-résidente
(sauf les banques étrangères autorisées — voir ci-dessus) pour
une année d’imposition à l’égard de son investissement dans des
biens situés au Canada.
L’ajout du paragraphe 808(1.1) au Règlement permet de déroger au paragraphe 808(1) [de même qu’au nouveau paragraphe 808(8)] du Règlement dans le cas où une société nonrésidente devient un résident du Canada (ou « immigre »). Le
paragraphe 808(1.1) du Règlement a été rendu public sous forme
d’avant-projet le 27 octobre 1998 à l’occasion de la publication
des règles sur la migration des contribuables, énoncées à l’article 128.1 de la Loi.
Le paragraphe 808(1.1) du Règlement prévoit que, dans le cas
où une société devient un résident du Canada, son allocation à
l’égard d’investissements dans des biens situés au Canada, pour
l’année d’imposition qui est réputée prendre fin immédiatement
avant l’immigration, est nulle. Par conséquent, la société ne peut
pas déduire une allocation pour investissement pour cette année et
est redevable d’un impôt de succursale sur les bénéfices non rapatriés d’une succursale canadienne réalisés au cours de cette année
ou reportés d’années antérieures. Ce traitement des bénéfices non
rapatriés d’une succursale canadienne lors de l’immigration au
Canada de la société mère est analogue à celui qui découlerait de
l’application des règles sur la migration énoncées à l’article 128.1
de la Loi si la succursale canadienne de la société immigrante
était une société canadienne dont la société immigrante détient
des actions. Dans ce dernier cas, le surplus non réparti de la société canadienne est réputé, en vertu de l’alinéa 128.1(1)c.1) de la
Loi, être distribué par la société canadienne sous forme de dividende à la société immigrante et celle-ci est réputée recevoir le
dividende immédiatement avant l’immigration.
La version du nouveau paragraphe 808(1.1) annoncée le 27 octobre 1998 est révisée de façon à préciser que la règle qui y est
énoncée — selon laquelle l’allocation pour investissement d’une
société pour l’année d’imposition qui est réputée prendre fin immédiatement avant l’immigration est nulle — s’applique au calcul
des allocations pour investissement de toutes les sociétés, y compris les banques étrangères autorisées.
Conformément à la disposition d’entrée en vigueur de l’article 128.1 de la Loi, le nouveau paragraphe 808(1.1) du Règlement
s’applique aux sociétés qui deviennent des résidents du Canada
après le 23 février 1998. Toutefois, étant donné que le nouveau
paragraphe 808(8) (qui porte sur le calcul de l’allocation pour
investissement des banques étrangères autorisées) ne s’applique
qu’à compter du 28 juin 1999, l’entrée en vigueur du paragraphe 808(1.1) prévoit que, avant cette date, ce paragraphe s’applique compte non tenu du renvoi au paragraphe 808(8).
Subsection 808(1) of the Regulations specifies the amount of
the allowance of a non-resident corporation (other than, as noted
above, an authorized foreign bank) for a taxation year in respect
of its investment in property in Canada, for the purposes of the
branch tax imposed under Part XIV of the Act.
New subsection 808(1.1) is added to section 808 to override
subsection 808(1) (as well as new subsection 808(8) of the Regulations) when a non-resident corporation becomes resident in (i.e.
“immigrates” to) Canada. A draft of subsection 808(1.1) was
released on October 27, 1998, in connection with the taxpayer
migration rules in section 128.1 of the Act.
Subsection 808(1.1) of the Regulations provides that, where a
corporation becomes resident in Canada, the corporation’s investment allowance for the taxation year that is deemed to end
immediately before immigration is nil. As the immigrating corporation’s investment allowance for that year is nil, the immigrating corporation is unable to claim an investment allowance for
that year and is liable to pay branch tax on any unremitted profits
of a Canadian branch arising in that year, or deferred in respect of
previous years. This treatment of unremitted profits from a Canadian branch upon immigration to Canada of the parent is analogous to the treatment that would result under the migration rules
in section 128.1 of the Act if the Canadian branch of the immigrating corporation were instead a Canadian corporation in which
the immigrating corporation holds shares. In the latter case, the
undistributed surplus of the Canadian corporation is deemed by
paragraph 128.1(1)(c.1) of the Act to be distributed by the Canadian corporation as a dividend to the immigrating corporation
that is received by the immigrating corporation immediately before the immigration.
The version of 808(1.1), announced on October 27, 1998, is
revised to clarify that the subsection’s rule — that a corporation’s
investment allowance for the taxation year that is deemed to end
immediately before immigration is nil — applies in computing
the investment allowances of all corporations (including authorized foreign banks).
Consistent with the coming-into-force of section 128.1 of the
Act, new subsection 808(1.1) of the Regulations applies to corporations that become resident in Canada after February 23, 1998.
However, since new subsection 808(8) (which provides for the
calculation of investment allowances for authorized foreign
banks) applies only after June 27, 1999, the coming-into-force of
subsection 808(1.1) provides that, before June 28, 1999, subsection 808(1.1) is to be read as though it did not contain the reference to subsection 808(8).
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-302
(c) Part-year residents
c) Personnes résidant au Canada pendant une partie de
l’année seulement
Consequential to the amendment in 2001 of section 114 of the
Act (which relates to taxation of part-year residents), these
amendments, as announced by the government on March 16,
2001, amend subsections 2606(1) and (2) of the Regulations.
A draft of amended subsections 2606(1) and (2) of the Regulations was released on March 16, 2001. No substantive changes
have been made to the March 16, 2001 draft of those subsections.
These amendments apply to the 1998 and subsequent taxation
years.
Par suite de la modification apportée en 2001 à l’article 114 de
la Loi (qui porte sur l’imposition des personnes résidant au Canada pendant une partie de l’année seulement), les paragraphes 2606(1) et (2) du Règlement sont modifiés conformément à
ce qui a été annoncé par le gouvernement le 16 mars 2001.
La partie XXVI du Règlement porte sur le calcul du revenu
d’un particulier gagné au cours d’une année d’imposition dans
une province. Ces règles ont trait à la surtaxe fédérale prévue à
l’article 120 de la Loi. Cette surtaxe est imposée aux particuliers
qui ont un revenu qui est considéré comme ayant été gagné au
Canada, mais non dans une province, et est payable en sus de leur
impôt fédéral habituel. La surtaxe, dont la mise en place remonte
à 1972, correspond à peu près aux impôts provinciaux et fait en
sorte que l’impôt sur le revenu dont ces particuliers sont redevables soit plus ou moins comparable à l’impôt sur le revenu gagné
dans une province.
Selon le paragraphe 2606(1) du Règlement, le revenu d’un particulier pour une année d’imposition tiré de l’exploitation d’une
entreprise dans une province ou un pays étranger fait l’objet d’un
rajustement dans le cas où le total de ces revenus, calculés par
ailleurs selon la partie XXVI du Règlement, excède le revenu du
particulier pour l’année. Le paragraphe 2606(1) est modifié de
façon à mettre à jour son libellé.
Le paragraphe 2606(2) du Règlement prévoit que le paragraphe 2606(1) est réputé avoir un libellé différent dans le cas où le
particulier est un non-résident pendant une partie de l’année seulement. Les modifications apportées au paragraphe 2606(2) ont
pour but de mettre à jour le libellé du paragraphe, de prévoir que
la mention « revenu » au paragraphe 2606(1) vaut mention, dans
certains cas, de « revenu imposable » et de prévoir que le revenu
d’un particulier tiré de l’exploitation d’une entreprise dans un lieu
donné est calculé seulement par rapport au revenu provenant de
cette entreprise qui est inclus dans le revenu imposable du particulier pour l’année. Les deux dernières modifications font suite
aux changements apportés à l’article 114 de la Loi, qui porte sur
le régime d’imposition des personnes résidant au Canada pendant
une partie de l’année seulement.
Les paragraphes 2606(1) et (2) du Règlement, dans leur version
modifiée, ont été rendus publics sous forme d’avant-projet le
16 mars 2001 et, depuis, n’ont fait l’objet d’aucune modification
de fond. Cette version s’applique aux années d’imposition 1998 et
suivantes.
(d) Technical amendments
d) Modifications techniques
A number of stylistic changes are made to reflect current drafting practice. In addition, various provisions are modified to reflect the renumbering or repeal of provisions of the Act and certain headings and marginal notes have been modified or added to
clarify and reflect current drafting practices.
Des modifications d’ordre stylistique, tenant compte des pratiques courantes en matière de rédaction, sont apportées. Des modifications découlent de la renumérotation ou de l’abrogation de
dispositions de la Loi. De plus, certains intertitres et notes marginales sont modifiés ou ajoutés par souci de précision et de conformité aux pratiques courantes en matière de rédaction.
Consultation
Consultation
These amendments were developed through consultations. All
stakeholders were given an opportunity to comment on these
measures through earlier release in draft form. These consultations included the earlier release for comment of draft regulations
on October 27, 1998, August 8, 2000, and March 16, 2001, and
the later prepublications of regulations in the Canada Gazette on
February 13, 2003, and August 8, 2009. No comments were
received following the most recent consultation initiated by the
August 8, 2009 prepublication.
Les modifications ont été mises au point au terme d’un processus de consultation. Tous les intervenants ont eu l’occasion de
commenter les mesures à la suite de leur publication sous forme
d’avant-projet les 27 octobre 1998, 8 août 2000 et 16 mars 2001
et de leur publication préalable, dans la Partie I de la Gazette du
Canada, les 13 février 2003 et 8 août 2009. Aucun commentaire
n’a été reçu à la suite de la dernière consultation lancée par la
publication préalable du 8 août 2009.
Part XXVI of the Regulations sets out rules for computing an
individual’s income earned in a taxation year in a particular province. The rules are relevant to the federal surtax contained in section 120 of the Act. The surtax is imposed on individuals who
have income which is considered to have been earned in Canada,
but which is not considered to be earned in a province, and is
payable in addition to their regular federal tax. The surtax, which
was introduced in 1972, is calculated to approximate provincial
taxes and ensures that those individuals face a total income tax
burden roughly comparable to that applied to income earned in a
province.
Subsection 2606(1) of the Regulations provides for an adjustment to an individual’s income for a taxation year from carrying
on business in a province or a country other than Canada where
the total of the individual’s such incomes otherwise calculated in
accordance with Part XXVI of the Regulations exceeds the individual’s income for the year. Subsection 2606(1) of the Regulations is amended simply to update its language.
Subsection 2606(2) of the Regulations provides a different
reading of subsection 2606(1) where the individual is nonresident for only part of a taxation year. Subsection 2606(2) of the
Regulations is amended to update its language, to provide that
certain references in subsection 2606(1) to “income” are to be
read as “taxable income,” and to provide that an individual’s income from carrying on a business in any place is to be computed
by reference only to the income from that business that is included in the individual’s taxable income for the year. The latter
two amendments are consequential to the amendments made to
section 114 of the Act, which deals with the taxation of part-year
residents.
2237
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-302
Compliance and enforcement
Respect et exécution
The Income Tax Act provides the necessary compliance mechanisms. These mechanisms, which are found primarily in Part XV
of the Income Tax Act, allow officials of the Canada Revenue
Agency to assess and reassess tax payable, conduct audits and
seize relevant records and documents.
Les mécanismes nécessaires sont prévus par la Loi de l’impôt
sur le revenu, principalement à la partie XV. Ils permettent aux
fonctionnaires de l’Agence du revenu du Canada d’établir des
cotisations et des nouvelles cotisations concernant l’impôt payable, de faire des vérifications et de saisir les documents pertinents.
Contact
Personne-ressource
Alex Johnstone
Tax Legislation Division
Department of Finance
L’Esplanade Laurier, East Tower
140 O’Connor Street
Ottawa, Ontario
K1A 0G5
Telephone: 613-996-5155
Alex Johnstone
Division de la législation de l’impôt
Ministère des Finances
L’Esplanade Laurier, Tour Est
140, rue O’Connor
Ottawa (Ontario)
K1A 0G5
Téléphone : 613-996-5155
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
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Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2009-12-09
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-303
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-303
Enregistrement
DORS/2009-303
November 19, 2009
Le 19 novembre 2009
FOOD AND DRUGS ACT
LOI SUR LES ALIMENTS ET DROGUES
Regulations Amending the Medical Devices
Regulations (1461 — Quality Management System
Certificates)
Règlement modifiant le Règlement sur les
instruments médicaux (1461 — Certificat de
système de gestion de la qualité)
P.C. 2009-1870
C.P. 2009-1870
November 19, 2009
Le 19 novembre 2009
Her Excellency the Governor General in Council, on the recommendation of the Minister of Health, pursuant to subsection 30(1)a of the Food and Drugs Actb, hereby makes the annexed Regulations Amending the Medical Devices Regulations
(1461 — Quality Management System Certificates).
Sur recommandation de la ministre de la Santé et en vertu du
paragraphe 30(1)a de la Loi sur les aliments et droguesb, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement
modifiant le Règlement sur les instruments médicaux (1461 —
Certificat de système de gestion de la qualité), ci-après.
REGULATIONS AMENDING THE MEDICAL DEVICES
REGULATIONS (1461 — QUALITY MANAGEMENT
SYSTEM CERTIFICATES)
RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT SUR LES
INSTRUMENTS MÉDICAUX (1461 — CERTIFICAT
DE SYSTÈME DE GESTION DE LA QUALITÉ)
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1
1. Section 32.1 of the Medical Devices Regulations is replaced by the following:
32.1 The Minister shall recognize a person as a registrar for the
purpose of issuing, renewing, suspending or cancelling quality
management system certificates if the person
(a) has sufficient training, experience and technical knowledge
in the design and manufacture of medical devices and in the effective implementation of quality management systems to determine whether a quality management system satisfies a standard referred to in paragraph 32(2)(f), (3)(j) or (4)(p); and
(b) conducts quality management system audits and issues,
renews, suspends and cancels quality management system
certificates in accordance with the applicable guidelines and
practices established by the International Organization for
Standardization.
2. Section 32.5 of the Regulations is replaced by the
following:
32.5 (1) Subject to subsection (2), the Minister may cease to
recognize a person as a registrar if the Minister has reasonable
grounds to believe that the person no longer meets the requirements of section 32.1 or fails to comply with section 32.3 or 32.4.
(2) Subject to section 32.6, the Minister shall not cease to recognize a person as a registrar unless
(a) the Minister has sent the registrar a written notice that sets
out the reason for the proposed cessation of recognition, any
corrective action required to be taken and the time within
which it must be taken;
(b) if corrective action is required, the time set out in the notice
has passed without the action having been taken; and
1. L’article 32.1 du Règlement sur les instruments médicaux1
est remplacé par ce qui suit :
32.1 Aux fins de délivrance, de renouvellement, de suspension
ou d’annulation d’un certificat de système de gestion de la qualité, le ministre reconnaît comme registraire toute personne qui, à la
fois :
a) possède, en matière de conception et de fabrication d’instruments médicaux ainsi que de mise en application efficace de
systèmes de gestion de la qualité, les connaissances techniques,
la formation et l’expérience suffisantes pour établir si un système de gestion de la qualité satisfait aux normes mentionnées
aux alinéas 32(2)f), (3)j) ou (4)p);
b) procède à l’audit de systèmes de gestion de la qualité et à la
délivrance, au renouvellement, à la suspension et à l’annulation
de certificats de système de gestion de la qualité selon les lignes directrices et les pratiques établies par l’Organisation internationale de normalisation.
2. L’article 32.5 du même règlement est remplacé par ce
qui suit :
32.5 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le ministre peut retirer
la reconnaissance comme registraire à toute personne s’il a des
motifs raisonnables de croire que celle-ci ne satisfait plus aux
exigences prévues à l’article 32.1 ou ne se conforme pas aux articles 32.3 ou 32.4.
(2) Sous réserve de l’article 32.6, le ministre ne retire la reconnaissance comme registraire que si les conditions suivantes sont
réunies :
a) il a envoyé au registraire un avis écrit faisant état de son intention de lui retirer sa reconnaissance, des motifs du retrait et,
le cas échéant, des mesures correctives qui s’imposent ainsi
que du délai accordé pour les prendre;
———
———
a
a
b
1
S.C. 2005, c. 42, s. 2
R.S., c. F-27
SOR/98-282
b
1
L.C. 2005, ch. 42, art. 2
L.R., ch. F-27
DORS/98-282
2239
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-303
(c) the registrar has been given an opportunity to be heard in
respect of the proposed cessation of recognition.
32.6 (1) The Minister may cease to recognize a person as a
registrar without giving the registrar an opportunity to be heard if
it is necessary to do so to prevent injury to the health or safety of
patients, users or other persons, by giving the registrar a notice in
writing that states the reason for the cessation of recognition.
(2) A registrar may ask the Minister, in writing, that the cessation of recognition be reconsidered.
(3) The Minister shall, within 45 days after the date of receiving the request for reconsideration, provide the registrar with an
opportunity to be heard.
32.7 The Minister may reinstate the recognition of a person as
a registrar if the situation giving rise to the cessation of recognition has been corrected or if the cessation of recognition was
unfounded.
b) dans le cas où l’avis prévoit des mesures correctives, cellesci n’ont pas été prises dans le délai accordé;
c) le registraire a eu la possibilité de se faire entendre à l’égard
du retrait projeté.
32.6 (1) Le ministre peut, si cela est nécessaire pour prévenir
des risques pour la santé ou la sûreté des patients, utilisateurs ou
autres personnes, procéder au retrait sans donner au registraire la
possibilité de se faire entendre, en lui faisant parvenir un avis
motivé.
(2) Le registraire peut demander par écrit au ministre de revoir
sa décision de lui retirer sa reconnaissance.
(3) Le ministre doit, dans les quarante-cinq jours suivant la date
de réception de la demande, donner au registraire la possibilité de
se faire entendre à l’égard du retrait.
32.7 Le ministre peut rétablir la reconnaissance si la situation y
ayant donné lieu a été corrigée ou si le retrait était non fondé.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
3. These Regulations come into force on the day on which
they are registered.
3. Le présent règlement entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
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.)
Issue and objectives
Question et objectifs
The changes contained in these regulatory amendments pertain
to the Quality Management System Certificate provisions that are
set out in ss. 32.1 to 32.5 of the Medical Devices Regulations (the
Regulations). This amendment addresses observations made by
the Standing Joint Committee on the Scrutiny of Regulations
(SJCSR) regarding these provisions.
The objectives of these regulatory amendments are to reflect
the full range of activities that a registrar may undertake; to clarify the pre-conditions before which the Minister will recognize a
person as a registrar, as well as the circumstances under which
cessation of recognition may take place; and to explicitly recognize that quality management system (QMS) registrars have an
opportunity to be heard where the Minister intends to cease to
recognize these persons as registrars.
Les présentes modifications réglementaires ont trait aux dispositions relatives au certificat de système de gestion de la
qualité énoncées dans les articles 32.1 à 32.5 du Règlement sur les
instruments médicaux (le Règlement). Ces modifications font
suite aux observations formulées par le Comité mixte permanent d’examen de la réglementation au sujet des dispositions
susmentionnées.
Les présentes modifications réglementaires ont pour objet de
rendre compte de la gamme complète des activités que peut entreprendre le registraire, de clarifier les conditions auxquelles le
Ministre reconnaîtra une personne comme registraire et les circonstances pouvant justifier le retrait de cette reconnaissance, et
de reconnaître expressément le droit des registraires de systèmes
de gestion de la qualité à être entendus lorsque le Ministre propose de ne plus les reconnaître comme registraires.
Description and rationale
Description et justification
The Regulations set out the requirements governing the sale,
importation and advertisement of medical devices. As part of the
licensing process, manufacturers of Class II, III, and IV medical
devices must provide Health Canada with the required safety,
effectiveness and quality information, including a QMS certificate.
Le Règlement énonce les exigences qui régissent la vente,
l’importation et la publicité des instruments médicaux. Dans le
cadre du processus d’homologation, les fabricants d’instruments
médicaux de classe II, III et IV doivent fournir à Santé Canada les
renseignements nécessaires sur la sûreté, l’efficacité et la qualité,
y compris un certificat de système de gestion de la qualité (SGQ).
Les présentes modifications réglementaires ont trait aux dispositions régissant le certificat de SGQ. Ces dispositions comptent
actuellement cinq articles : l’article 32.1 précise les activités d’un
registraire et les exigences pour être reconnu comme registraire;
l’article 32.2 précise la période pendant laquelle un certificat de
These regulatory amendments pertain to the QMS Certificate
provisions. Currently, these provisions contain five sections: section 32.1 outlines the activities of a registrar and requirements for
recognizing a person as a registrar; section 32.2 specifies how
long the QMS certificate may be valid; sections 32.3 and 32.4
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-303
outline the registrars’ responsibility to inform the Minister of
changes to a QMS certificate’s status; and section 32.5 states that
the Minister may cease to recognize a person as a registrar if the
person no longer meets the requirements of section 32.1 or fails to
comply with section 32.3 or 32.4.
These regulatory amendments update section 32.1 and paragraph 32.1(b). Section 32.1 currently only reflects the activity of
“issuing” a QMS certificate. This section is now expanded to
include the complete list of activities that a registrar may undertake, i.e. by adding “renewing, suspending or cancelling a QMS
certificate” to this section. Paragraph 32.1(b) is similarly expanded to include the complete list of activities that a registrar
may undertake, i.e. by adding “…and issues, renews, suspends
and cancels quality management system certificates….”
An administrative amendment is also being made to section 32.1 to include missing parentheses in the English version of
paragraph 32.1(a). Paragraph 32.1(a) currently refers to “paragraph 32(2)(f), 3(j) or 4(p)”; this reference is now amended to
read as follows: “32(2)(f), (3)(j) or (4)(p).”
Section 32.5 currently grants discretion to the Minister regarding the cessation of recognition of a person as a registrar. This
section is now amended to explicitly recognize that registrars
have an opportunity to be heard where the Minister intends to
cease to recognize these persons as registrars. The Minister retains the authority to cease to recognize a person as a registrar,
without providing the registrar an opportunity to be heard, if it is
necessary to do so to prevent injury to the health or safety of patients, users or other persons; however, in this situation, the registrar may request the Minister to reconsider the cessation of recognition and be given the opportunity to be heard. Section 32.5 is
also amended to specify that the Minister may cease to recognize
a person as a registrar, if the Minister has reasonable grounds to
believe that the person no longer meets the requirements of section 32.1 or fails to comply with 32.3 or 32.4.
The benefit of these regulatory amendments is to provide clarity to the administrative scheme.
The regulatory changes are expected to have minimal, if any,
costs since there are no increased requirements for industry or
registrars; there is no impact on the public.
SGQ peut être valide; les articles 32.3 et 32.4 mentionnent la
responsabilité du registraire d’informer le Ministre des changements intervenus dans la situation du certificat de SGQ; l’article 32.5 établit que le Ministre peut retirer la reconnaissance
comme registraire à quiconque ne satisfait plus aux exigences
prévues à l’article 32.1 ou ne se conforme pas aux articles 32.3
ou 32.4.
Les présentes modifications réglementaires mettent à jour l’article 32.1 et l’alinéa 32.1b). L’article 32.1 ne reflète actuellement
que l’activité de « délivrance » du certificat de SGQ. Cet article
est maintenant élargi pour inclure la liste complète des activités
que peut mener le registraire, c’est-à-dire ajout à l’article de la
mention « renouvellement, suspension ou annulation d’un certificat de SGQ ». L’alinéa 32.1b) est élargi de la même manière
pour inclure la liste complète des activités que peut mener le registraire, c’est-à-dire ajout de la mention « ...et délivre, renouvelle, suspend et annule les certificats de système de gestion de la
qualité... ».
Une modification administrative est également apportée à l’article 32.1 afin d’y inclure les parenthèses manquantes dans
la version anglaise de l’alinéa 32.1a), qui renvoie aux alinéas 32(2)f), 3j) ou 4p). Ce renvoi est maintenant modifié pour se
lire comme suit : 32(2)f), (3)j) ou (4)p).
L’article 32.5 laisse actuellement à la discrétion du Ministre le
soin de retirer ou non à une personne la reconnaissance comme
registraire. Cet article est maintenant modifié pour reconnaître
expressément le droit des registraires à être entendus si le Ministre décide de leur retirer leur reconnaissance comme registraire.
Le Ministre conserve le pouvoir de retirer la reconnaissance sans
donner au registraire la possibilité de se faire entendre si cela est
nécessaire pour prévenir des préjudices à la santé ou à la sécurité
de patients, d’utilisateurs ou d’autres personnes; toutefois, dans
un tel cas, le registraire peut demander au Ministre de reconsidérer le retrait de la reconnaissance et se voir accorder la possibilité
de se faire entendre. L’article 32.5 est également modifié pour
préciser que le Ministre peut cesser de reconnaître une personne
comme registraire s’il a des motifs raisonnables de croire que la
personne ne satisfait plus aux exigences de l’article 32.1 ou ne se
conforme pas à l’article 32.3 ou 32.4.
L’avantage des présentes modifications réglementaires est de
clarifier les modalités du régime administratif.
Les modifications réglementaires devraient n’entraîner que des
coûts minimes, voire nuls, puisqu’aucune nouvelle exigence n’est
imposée à l’industrie, ni aux registraires; elles n’ont aucun impact
sur le public.
Consultation
Consultation
Registrars had the opportunity to provide input on this regulatory initiative at the bi-annual lateral meeting of the Registrars
and Health Canada. No objections were raised.
Les registraires ont eu la possibilité de formuler des opinions
sur cette initiative réglementaire au cours d’une réunion bilatérale
biannuelle qui a eu lieu entre les registraires et Santé Canada.
Aucune objection n’a alors été soulevée.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
This amendment does not alter existing compliance mechanisms under the provisions of the Food and Drugs Act and the
Medical Devices Regulations enforced by the Health Products
and Food Branch Inspectorate.
Les modifications en question ne remanient nullement les mécanismes d’observation prévus aux termes des dispositions de la
Loi sur les aliments et drogues et du Règlement sur les instruments médicaux appliquées par l’Inspectorat de la Direction générale des produits de santé et des aliments.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
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Contact
Personne-ressource
Refer to Project No. 1461
Policy Division
Bureau of Policy, Science and International Programs
Therapeutic Products Directorate
Holland Cross Building
1600 Scott Street, Tower B, 2nd Floor
Address Locator 3102C5
Ottawa, Ontario
K1A 0K9
Telephone: 613-941-4623
Fax: 613-941-6458
Email: regaff_affreg@hc-sc.gc.ca
Mentionner le projet no 1461
Division des politiques
Bureau des politiques, sciences et programmes internationaux
Direction des produits thérapeutiques
Complexe Holland Cross
1600, rue Scott, Tour B, 2e étage
Indice de l’adresse : 3102C5
Ottawa (Ontario)
K1A 0K9
Téléphone : 613-941-4623
Télécopieur. : 613-941-6458
Courriel : regaff_affreg@hc-sc.gc.ca
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2242
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2009-12-09
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Registration
SOR/2009-304
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-304
November 19, 2009
Enregistrement
DORS/2009-304
Le 19 novembre 2009
HAZARDOUS PRODUCTS ACT
LOI SUR LES PRODUITS DANGEREUX
Regulations Amending the Lighters Regulations
(Miscellaneous Program)
Règlement correctif visant le Règlement sur les
briquets
P.C. 2009-1871
C.P. 2009-1871
November 19, 2009
Her Excellency the Governor General in Council, on the recommendation of the Minister of Health, pursuant to section 5a
of the Hazardous Products Actb, hereby makes the annexed
Regulations Amending the Lighters Regulations (Miscellaneous
Program).
Briquet
rechargeable —
avertissement
Refillable
lighters —
instructions
Structural
integrity
Sur recommandation de la ministre de la Santé et en vertu de
l’article 5a de la Loi sur les produits dangereuxb, Son Excellence
la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement correctif
visant le Règlement sur les briquets, ci-après.
REGULATIONS AMENDING THE
LIGHTERS REGULATIONS
(MISCELLANEOUS PROGRAM)
RÈGLEMENT CORRECTIF VISANT LE
RÈGLEMENT SUR LES BRIQUETS
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. (1) Subsection 7(1) of the French version of
the Lighters Regulations1 is replaced by the
following:
7. (1) Le briquet rechargeable est accompagné
d’un avertissement indiquant de manière claire et
lisible, en français et en anglais, qu’il faut garder
briquets et combustibles hors de la portée des
enfants.
(2) The portion of subsection 7(2) of the English version of the Regulations before paragraph (a) is replaced by the following:
(2) Every refillable lighter must be accompanied
by clear and legible instructions that set out, in
English and in French, the safe method of refuelling the lighter, including
2. Section 17 of the Regulations is replaced by
the following:
17. A wick lighter, when tested in accordance
with section 12 of the schedule, must not exhibit
rupture of its fuel reservoir or any other damage
that could affect its safe operation.
1. (1) Le paragraphe 7(1) de la version française du Règlement sur les briquets1 est remplacé
par ce qui suit :
7. (1) Le briquet rechargeable est accompagné
d’un avertissement indiquant de manière claire et
lisible, en français et en anglais, qu’il faut garder
briquets et combustibles hors de la portée des
enfants.
(2) Le paragraphe 7(2) de la version anglaise
du même règlement précédant l’alinéa a) est
remplacé par ce qui suit :
(2) Every refillable lighter must be accompanied
by clear and legible instructions that set out, in
English and in French, the safe method of refuelling the lighter, including
2. L’article 17 du même règlement est remplacé par ce qui suit :
17. Le briquet à essence, lorsqu’il est mis à
l’essai conformément à l’article 12 de l’annexe, ne
présente aucune fissure dans son réservoir de combustible ni aucun autre dommage qui pourrait en
rendre l’utilisation dangereuse.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
3. These Regulations come into force on the
day on which they are registered.
3. Le présent règlement entre en vigueur à la
date de son enregistrement.
———
———
a
a
b
1
Le 19 novembre 2009
S.C. 2004, c. 9, s. 2
R.S., c. H-3
SOR/2008-231
b
1
Briquet
rechargeable —
avertissement
Refillable
lighters —
instructions
Intégrité
structurale
L.C. 2004, ch. 9, art. 2
L.R., ch. H-3
DORS/2008-231
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-304
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.)
Issue and objectives
Question et objectifs
The purpose of this Miscellaneous Regulatory Amendment is
to respond to recommendations made by the Standing Joint
Committee for the Scrutiny of Regulations (SJCSR) concerning
the Lighters Regulations. The purpose of the Miscellaneous
Amendment Regulations Program is to simplify the regulatory
process and to minimize regulatory costs.
Health Canada is responsible for the administration and enforcement of the Hazardous Products Act (HPA) and its regulations. The purpose of the HPA is to protect the health and safety
of Canadians by prohibiting or regulating the sale, advertisement
and importation of products that are, or are likely to pose, a danger to the health and safety of the public. Lighters are regulated
under the HPA.
The SJCSR has reviewed the Lighters Regulations and has determined that there are inconsistencies between the French and
the English versions.
L’objet du règlement correctif est de donner suite aux recommandations formulées par le Comité mixte permanent d’examen
de la réglementation (CMPER) concernant le Règlement sur les
briquets. Le but du programme des règlements correctifs est de
simplifier le processus réglementaire et de réduire au minimum
les dépenses y afférentes.
Santé Canada est responsable de l’administration et de l’application de la Loi sur les produits dangereux (LPD) et de ses règlements. La LPD vise à protéger la santé et la sécurité des Canadiens en interdisant ou en réglementant la vente et l’importation
de produits qui présentent ou qui sont susceptibles de présenter un
danger pour la santé et la sécurité du public, ainsi que toute publicité s’y rapportant. Les briquets sont réglementés aux termes de la
LPD.
Après avoir examiné le Règlement sur les briquets, le CMPER
a déterminé que s’y trouvent des incohérences entre les versions
française et anglaise.
Description and rationale
Description et justification
The Lighters Regulations are being amended to provide greater
consistency between the French and the English versions of the
Regulations.
Le Règlement sur les briquets est modifié dans le but d’améliorer la correspondance entre ses versions française et anglaise.
Subsection 7(1): Refillable lighters — warning
Paragraphe 7(1) : Briquet rechargeable — avertissement
The French version of subsection 7(1) will be modified to correspond with the English version, to indicate that refillable lighters must be accompanied by a “clear and legible” warning. The
French version currently indicates that the warning should only be
“clearly” marked, which could be considered as vague for consumers and industry. It is important to ensure that the lighter
warnings are both clearly visible on or with the product, and are
easily read and understood.
Currently, subsection 7(1) of the Lighters Regulations reads as:
English version:
Every refillable lighter must be accompanied
by a clear and legible warning, in English
and in French, to keep lighters and their
fuels out of the reach of children.
French version:
Le briquet rechargeable est accompagné
d’un avertissement indiquant clairement, en
français et en anglais, qu’il faut garder briquets et combustibles hors de la portée des
enfants.
The new text in French reads as:
Le briquet rechargeable est accompagné d’un avertissement indiquant de manière claire et lisible, en français et en anglais, qu’il
faut garder briquets et combustibles hors de la portée des enfants.
La version française du paragraphe 7(1) sera modifiée pour
qu’elle corresponde à la version anglaise et exige que les briquets
rechargeables soient accompagnés d’un avertissement « clair et
lisible ». La version française actuelle n’exige qu’un « avertissement indiquant clairement », ce qui risque de désorienter les
consommateurs et les gens de l’industrie. Il importe de veiller à
ce que les avertissements qui accompagnent les briquets soient
bien en vue et faciles à lire et à comprendre.
Le paragraphe 7(1) du Règlement sur les briquets se lit actuellement comme suit :
Version anglaise : Every refillable lighter must be accompanied
by a clear and legible warning, in English
and in French, to keep lighters and their
fuels out of the reach of children.
Version française : Le briquet rechargeable est accompagné
d’un avertissement indiquant clairement, en
français et en anglais, qu’il faut garder briquets et combustibles hors de la portée des
enfants.
La nouvelle version française se lit comme suit :
Le briquet rechargeable est accompagné d’un avertissement indiquant de manière claire et lisible, en français et en anglais, qu’il
faut garder briquets et combustibles hors de la portée des enfants.
Subsection 7(2): Refillable lighters — instructions
Paragraphe 7(2) : Briquet rechargeable — instructions
Similarly, subsection 7(2) of the English version will be modified to indicate that refillable lighters must be accompanied by
“clear and legible” instructions to correspond with the current
French text of the same subsection. The English version indicates
De la même manière, la version anglaise du paragraphe 7(2)
sera modifiée pour qu’elle exige que les briquets rechargeables
soient accompagnés d’instructions « claires et lisibles » (clear and
legible), comme dans la version française du même paragraphe.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-304
that the instructions should be “clearly set out” which could again
be considered vague for consumers and industry. It is important to
ensure that the instructions for the lighter are clearly visible as
well as easily read and understood, to prevent any refuelling incidents from occurring.
The new text in English reads as:
Every refillable lighter must be accompanied by clear and legible
instructions that set out, in English and in French, the safe
method of refuelling the lighter, including
La version anglaise actuelle mentionne que les instructions doivent « clairement indiquer » (clearly set out), ce qui risque de
désorienter les consommateurs et les gens de l’industrie. Il importe de veiller à ce que les instructions qui accompagnent le briquet soient bien en vue et faciles à lire et à comprendre afin de
prévenir tout incident lors du remplissage.
Le paragraphe 7(2) du Règlement sur les briquets se lit actuellement comme suit :
Version anglaise : Every refillable lighter must be accompanied
by instructions that clearly set out, in English and in French, the safe method of refuelling the lighter, including
Version française : Le briquet rechargeable est accompagné
d’instructions qui indiquent de manière claire et lisible, en français et en anglais, la façon de le remplir en toute sécurité,
notamment :
La nouvelle version anglaise se lit comme suit :
Every refillable lighter must be accompanied by clear and legible
instructions that set out, in English and in French, the safe
method of refuelling the lighter, including
Section 17: Wick lighters — structural integrity
Article 17 : Briquet à essence — intégrité structurale
Section 17 in the English version indicates that when dropped
according to the specified test method, a wick lighter must not
exhibit rupture of its fuel reservoir or exhibit any other damage to
the lighter that would affect its safe operation. Section 17 in the
French version may be somewhat confusing to both consumers
and industry as it appears to refer only to damage to the fuel reservoir. As such, the French version will be reworded to mirror the
requirements of the English version to ensure that any damage to
the fuel reservoir or the entire lighter body that could affect its
safe operation is not acceptable.
L’article 17, en version anglaise, mentionne que, lorsqu’il est
soumis à une épreuve de chute selon la méthode stipulée, un briquet à essence ne doit présenter aucune fissure dans son réservoir
de combustible ni aucun autre dommage qui pourrait en rendre
l’utilisation dangereuse. La version française du même article
risque de désorienter les consommateurs et les gens de l’industrie,
puisqu’elle semble ne faire mention que des seuls dommages au
réservoir de combustible. Le libellé de la version française sera
donc modifié pour qu’il reflète fidèlement les exigences de la
version anglaise, de manière à ce qu’aucun dommage, que ce soit
au réservoir de combustible ou à tout autre composant du briquet,
qui pourrait en rendre l’utilisation dangereuse, ne soit acceptable.
L’article 17 du Règlement sur les briquets se lit actuellement
comme suit :
Version anglaise : A wick lighter, when tested in accordance
with section 12 of the schedule, must not
exhibit rupture of its fuel reservoir or any
other damage that would affect its safe
operation.
Version française : Le briquet à essence, lorsqu’il est mis à
l’essai conformément à l’article 12 de l’annexe, ne présente, dans son réservoir de
combustible, aucune fissure et aucun autre
dommage susceptible d’en rendre l’utilisation dangereuse.
Le nouveau texte se lit comme suit :
Version anglaise : A wick lighter, when tested in accordance
with section 12 of the schedule, must not
exhibit rupture of its fuel reservoir or any
other damage that could affect its safe
operation.
Version française : Le briquet à essence, lorsqu’il est mis à
l’essai conformément à l’article 12 de l’annexe, ne présente aucune fissure dans son
réservoir de combustible ni aucun autre
dommage qui pourrait en rendre l’utilisation
dangereuse.
Currently, subsection 7(2) of the Lighters Regulations reads as:
English version:
Every refillable lighter must be accompanied
by instructions that clearly set out, in English and in French, the safe method of refuelling the lighter, including
French version:
Le briquet rechargeable est accompagné
d’instructions qui indiquent de manière claire et lisible, en français et en anglais, la façon de le remplir en toute sécurité,
notamment :
Currently, section 17 of the Lighters Regulations reads as:
English version:
A wick lighter, when tested in accordance
with section 12 of the schedule, must not
exhibit rupture of its fuel reservoir or any
other damage that would affect its safe
operation.
French version:
Le briquet à essence, lorsqu’il est mis à
l’essai conformément à l’article 12 de l’annexe, ne présente, dans son réservoir de
combustible, aucune fissure et aucun autre
dommage susceptible d’en rendre l’utilisation dangereuse.
The new text reads as:
English version:
A wick lighter, when tested in accordance
with section 12 of the schedule, must not
exhibit rupture of its fuel reservoir or any
other damage that could affect its safe
operation.
French version:
Le briquet à essence, lorsqu’il est mis à
l’essai conformément à l’article 12 de l’annexe, ne présente aucune fissure dans son
réservoir de combustible ni aucun autre
dommage qui pourrait en rendre l’utilisation
dangereuse.
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2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-304
The aforementioned requirements currently exist in the Lighters Regulations and are already being followed by industry. The
proposed changes serve only to clarify any confusion surrounding
the labelling of all lighters and the test requirements for wick
lighters. There will be no impact on industry. These changes will
• provide more consistent and clear messaging for all lighters to
ensure their safe use by consumers; and
• eliminate testing uncertainty that may exist with wick lighters,
which will enhance the overall safety of this type of lighter.
Les exigences susmentionnées sont déjà présentes dans le Règlement sur les briquets et respectées par les gens de l’industrie.
Les modifications proposées ne viennent que dissiper une confusion autour des mentions d’étiquetage de tous les briquets et de la
mise à l’épreuve exigée à l’égard des briquets à essence. Les modifications n’auront aucune retombée sur l’industrie réglementée.
Elles :
• prévoient des messages plus cohérents et plus clairs pour tous
les briquets afin de garantir leur utilisation sûre par les consommateurs;
• éliminent l’élément d’incertitude pouvant être rattaché à la
mise à l’épreuve des briquets à essence, ce qui accroîtra la sécurité globale de ce type de briquet.
Consultation
Consultation
These amendments do not involve any change in safety standards, and will have no impact on industry or the Canadian population; as a result, no consultation was necessary and no consultation was conducted.
Les modifications ne nécessitent aucune retouche au normes de
sécurité et n’auront aucune retombée sur l’industrie ni sur la
population canadienne, de sorte qu’aucune consultation n’a été
jugée nécessaire et n’a été menée.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
These amendments will not affect the existing compliance and
enforcement mechanisms for the Lighters Regulations. As such,
no new funds will be requested as the Department will continue to
utilize its current sampling and testing program for lighters along
with its complaint procedures to address consumer and industry
concerns.
Les modifications n’ont aucune incidence sur les mécanismes
de conformité et d’application du Règlement sur les briquets.
Aucun nouveau financement ne sera donc demandé, puisque le
Ministère continuera d’utiliser son programme actuel d’échantillonnage et de mise à l’épreuve des briquets ainsi que son protocole de plaintes pour répondre aux inquiétudes des consommateurs et de l’industrie.
Contact
Personne-ressource
Graham Stewart
Project Officer
Product Safety Directorate
Healthy Environments and Consumer Safety Branch
Department of Health
MacDonald Building, 4th Floor
123 Slater Street
Address Locator 3504D
Ottawa, Ontario
K1A 0K9
Fax: 613-952-9138
Email: graham_stewart@hc-sc.gc.ca
Graham Stewart
Agent de projet
Direction de la sécurité des produits
Direction générale de la santé environnementale et de la sécurité
des consommateurs
Ministère de la Santé
Édifice MacDonald, 4e étage
123, rue Slater
Indice de l’adresse : 3504D
Ottawa (Ontario)
K1A 0K9
Télécopieur : 613-952-9138
Courriel : graham_stewart@hc-sc.gc.ca
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
2246
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-305
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-305
November 19, 2009
Enregistrement
DORS/2009-305
Le 19 novembre 2009
FOOD AND DRUGS ACT
LOI SUR LES ALIMENTS ET DROGUES
Regulations Amending the Food and Drug
Regulations (1594 — Schedule F)
Règlement modifiant le Règlement sur les aliments
et drogues (1594 — annexe F)
P.C. 2009-1872
C.P. 2009-1872
November 19, 2009
Le 19 novembre 2009
Her Excellency the Governor General in Council, on the
recommendation of the Minister of Health, pursuant to subsection 30(1)a of the Food and Drugs Actb, hereby makes the annexed Regulations Amending the Food and Drug Regulations
(1594 — Schedule F).
Sur recommandation de la ministre de la Santé et en vertu du
paragraphe 30(1)a de la Loi sur les aliments et droguesb, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement
modifiant le Règlement sur les aliments et drogues (1594 — annexe F), ci-après.
REGULATIONS AMENDING THE FOOD AND DRUG
REGULATIONS (1594 — SCHEDULE F)
RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT SUR LES
ALIMENTS ET DROGUES (1594 — ANNEXE F)
AMENDMENT
MODIFICATION
1. The reference to
Fluconazole
Fluconazole
in Part I of Schedule F to the Food and Drug Regulations1 is
replaced by the following:
Fluconazole, except when sold in a concentration of 150 mg per
oral dosage unit and indicated for the treatment of vaginal
candidiasis
Fluconazole, sauf s’il est vendu en une concentration de
150 mg par unité posologique orale pour le traitement des
candidoses vaginales
1. Dans la partie I de l’annexe F du Règlement sur les aliments et drogues1, la mention
Fluconazole
Fluconazole
est remplacée par ce qui suit :
Fluconazole, sauf s’il est vendu en une concentration de 150 mg
par unité posologique orale pour le traitement des candidoses
vaginales
Fluconazole, except when sold in a concentration of 150 mg
per oral dosage unit and indicated for the treatment of
vaginal candidiasis
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
2. These Regulations come into force 90 days after the day
on which they are published in the Canada Gazette Part II.
2. Le présent règlement entre en vigueur le 90e jour suivant
la date de sa publication dans la Gazette du Canada Partie II.
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.)
Issue and objectives
Question et objectifs
This amendment to Part I of Schedule F to the Food and Drug
Regulations provides an exemption to allow nonprescription
status for fluconazole 150 mg for oral use for the treatment of
vaginal candidiasis.
Schedule F is a list of medicinal ingredients, the sale of which
is controlled under sections C.01.041 to C.01.049 of the Food and
Drug Regulations. Part I of Schedule F lists ingredients that require a prescription for human use and for veterinary use. Part II
La présente modification à la partie I de l’annexe F du Règlement sur les aliments et drogues prévoit une exemption pour
permettre le statut de médicament en vente libre pour le fluconazole 150 mg destiné à l’usage oral pour le traitement des candidoses vaginales.
L’annexe F est une liste d’ingrédients médicinaux dont la vente
est régie expressément par les articles C.01.041 à C.01.049
du Règlement sur les aliments et drogues. La partie I de l’annexe F énumère les ingrédients qui doivent faire l’objet d’une
———
———
a
a
b
1
S.C. 2005, c. 42, s. 2
R.S., c. F-27
C.R.C., c. 870
b
1
L.C. 2005, ch. 42, art. 2
L.R., ch. F-27
C.R.C., ch. 870
2247
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-305
of Schedule F lists ingredients that require a prescription for human use, but do not require a prescription for veterinary use if so
labelled or if in a form unsuitable for human use.
Drugs can only be sold in Canada once Health Canada has assessed them for safety, efficacy and quality as required by the
Food and Drugs Act and the Food and Drug Regulations.
ordonnance pour un usage humain et pour un usage vétérinaire.
La partie II de l’annexe F énumère les ingrédients qui doivent
faire l’objet d’une ordonnance pour un usage humain, mais non
pour un usage vétérinaire, si l’étiquette prévoit un tel usage ou si
la forme ne convient pas aux humains.
Les médicaments ne peuvent être vendus au Canada qu’après
l’évaluation par Santé Canada de leur innocuité, de leur efficacité
et de leur qualité, tel qu’il est requis par la Loi sur les aliments et
drogues et le Règlement sur les aliments et drogues.
Description and rationale
Description et justification
Health Canada’s Drug Schedule Status Committee (Committee) recommends prescription status or exemption from prescription status for medicinal ingredients on the basis of an assessment
of the medicinal ingredient against a set of established and publicly available factors. These factors include, but are not limited
to, toxicity, pharmacological properties and therapeutic uses of
the medicinal ingredients.
Un comité de Santé Canada, le Comité chargé d’examiner le
statut de l’annexe de médicaments, recommande le statut de vendu sur ordonnance ou d’exemption du statut de vendu sur ordonnance pour les ingrédients médicinaux sur la base de l’évaluation
de l’ingrédient médicinal contre un ensemble de facteurs établis et
rendus publics. Ces facteurs incluent entre autre la toxicité, les
propriétés pharmacologiques et les usages thérapeutique des ingrédients médicinaux.
Le Comité a évalué le fluconazole 150 mg destiné à l’usage
oral pour le traitement des candidoses vaginales contre un ensemble de facteurs pour inscription à l’annexe F et a recommandé le
statut de vente libre. Toutes les autres concentrations et formes
dosifiées du fluconazole requièrent toujours une ordonnance pour
être vendues.
Le fluconazole, un triazol antifongique, est utilisé pour le traitement des infections vaginales aux levures dues à Candida. La
candidose vaginale est une infection vaginale aux levures commune qui touche de nombreuses femmes. Depuis 1994, il est possible d’obtenir au Canada le fluconazole 150 mg administré par
voie orale en tant que médicament vendu sur ordonnance pour le
traitement des candidoses vaginales. Le médicament est vendu en
vente libre depuis 1995 au Royaume-Uni et depuis 2003 en Australie et en Nouvelle-Zélande.
Un certain nombre de produits antifongiques connexes (par
exemple le clotrimazole, le miconazole) à administration vaginale
sont disponibles au Canada sans ordonnance depuis 1993. Comme dans le cas de ces produits antifongiques à administration
vaginale, l’étiquetage du fluconazole 150 mg en vente libre avisera les femmes qui expérimentent une première infection vaginale
de consulter leur médecin afin de confirmer le diagnostic d’infection aux levures. De même, l’étiquetage de ce produit, le fluconazole de 150 mg, comprendra une liste de symptômes qui ne
sont pas associés aux infections aux levures, et les patients seront
avisés de communiquer immédiatement avec leur médecin si l’un
de ces symptômes est présent.
Les fabricants peuvent vendre le fluconazole 150 mg administré par voie orale pour le traitement des candidoses vaginales en
tant que produit vendu en vente libre seulement une fois que la
modification réglementaire entrera en vigueur; à ce moment là, ils
ne pourront plus vendre leur produit avec un étiquetage réservé
aux médicaments vendus sur ordonnance. Un préavis du changement proposé du statut réglementaire a été communiqué à
l’industrie pharmaceutique par le biais d’un Avis d’intention (AI).
Ce préavis, associée à une entrée en vigueur postérieure offre à
tous les fabricants de ces produits suffisamment de temps pour
obtenir l’approbation de leur étiquetage de médicaments en vente
libre. De plus, une ébauche d’information sur l’étiquetage a été
envoyée aux fabricants des produits vendus sur ordonnance
concernés par cette modification réglementaire pour les assister à
commencer la préparation de leur étiquetage pour vendre en vente
libre.
The Committee assessed fluconazole 150 mg for oral use for
the treatment of vaginal candidiasis against the factors for listing
in Schedule F and recommended nonprescription status. All other
strengths and dosage forms of fluconazole will still require a prescription in order to be sold.
Fluconazole, a triazole antifungal agent, is used to treat vaginal
yeast infections due to Candida. Vaginal candidiasis is a common
vaginal yeast infection affecting many women. Orally administered fluconazole 150 mg has been available in Canada as a prescription drug for treatment of vaginal candidiasis since 1994. It
has been a nonprescription drug in the United Kingdom since
1995 and Australia and New Zealand since 2003.
A number of related antifungal products (e.g. clotrimazole,
miconazole) that are administered vaginally have been available
in Canada without a prescription since 1993. As with the labelling
of the nonprescription vaginally administered antifungal products,
labelling for nonprescription fluconazole 150 mg will advise
women experiencing a first vaginal infection to see their doctor to
confirm the diagnosis of a yeast infection. Similarly, the product
labelling for nonprescription fluconazole 150 mg will also include
a list of symptoms that are not associated with yeast infections;
patients will be advised to contact their physician immediately if
any of these symptoms are present.
Manufacturers can sell fluconazole 150 mg for oral use for the
treatment of vaginal candidiasis as a nonprescription product only
once the regulatory amendment has come into force and at that
point can no longer sell their products with prescription labelling.
Advance notice of the proposed change in regulatory status was
communicated to the pharmaceutical industry through a Notice of
Intent (NOI). This advance notice plus a delayed coming into
force allows manufacturers of these products time to obtain approval of nonprescription labelling. In addition, draft labelling
information was sent to manufacturers of prescription products
affected by this regulatory amendment to assist them in beginning
preparation of nonprescription labelling.
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The availability of fluconazole 150 mg for oral use when sold
as a nonprescription product will provide consumers with more
convenient access to this treatment for vaginal candidiasis. The
public may be required to pay directly for the product, as products
which do not require a prescription are not usually covered by
drug insurance plans.
There is no anticipated cost for provincial or privately funded
drug benefit plans since most do not cover the cost of nonprescription drugs.
La disponibilité du fluconazole 150 mg administré par voie
orale lorsque vendu en vente libre fournira aux consommateurs un
accès plus convenable à ce traitement pour les candidoses vaginales. Le public pourrait être requis de payer directement le produit
étant donné que les régimes d’assurance-médicaments ne couvrent généralement pas les produits vendus sans ordonnance.
Aucun coût n’est prévu pour les régimes provinciaux ou pour
les régimes privés d’assurance-médicament dans la mesure où la
plupart de ces régimes ne couvrent pas les médicaments vendus
sans ordonnance.
Consultation
Consultation
Direct notice of this regulatory proposal was provided to external stakeholders, including provincial and territorial ministries of
Health, medical and pharmacy licensing bodies, and industry,
consumer and professional associations in two NOIs. The first
NOI was sent on December 29, 2008 and published in the Canada Gazette, Part I, on January 10, 2009, with a 75-day comment
period. Modifications were required to the first NOI regarding the
date of coming into force of the proposed amendment. Consequently, a second NOI was published in the Canada Gazette,
Part I, on April 11, 2009, and sent to external stakeholders on
April 14, 2009, with a 75-day comment period. The two NOIs
were also posted on the Health Canada Web site and the Consulting With Canadians Web site. The process for this consultation
with stakeholders is described in the Memorandum of Understanding (MOU) to streamline regulatory amendments to Schedule F. The MOU, signed by Health Canada, the Privy Council
Office and the Department of International Trade on February 22,
2005, is posted on the Health Canada Web site.
Les intervenants externes, dont les ministres provinciaux et territoriaux de la Santé, les organismes de réglementation professionnelle de la médecine et de la pharmacie de même que les associations d’industries, de consommateurs et de professionnels
ont été avisés directement de ce projet de règlement dans deux
avis d’intentions. Le premier AI a été envoyé le 29 décembre
2008 et publié dans la Partie I de la Gazette du Canada, le
10 janvier 2009, avec une période de 75 jours pour la présentation
des observations. Des modifications ont été requises au premier
AI concernant la date d’entrée en vigueur de la modification proposée. En conséquence, un deuxième AI a été publié dans la Partie
I de la Gazette du Canada, le 11 avril 2009, et envoyé aux intervenants externes le 14 avril 2009, avec une période de 75 jours
pour la présentation des observations. Les deux avis d’intention
ont aussi été affichées sur le site Web de Santé Canada et sur le
site Web « Consultation auprès des Canadiens. » Le processus
relatif à cette consultation avec les intervenants est décrit dans le
protocole d’entente (PE) visant à simplifier les modifications
réglementaires à l’annexe F. Le PE, qui a été signé le 22 février
2005 par Santé Canada, le Bureau du Conseil privé et le ministère
des Affaires étrangères et du Commerce international, figure également sur le site Web de Santé Canada.
Sept répondants ont fait part de leurs commentaires pendant la
première période de consultation. La personne qui a soumis cette
proposition a présenté un commentaire en faveur de la proposition. Les six autres répondants ont exprimé leur appui à la modification proposée. Aucun commentaire négatif n’a été reçu. Aucun commentaire n’a été reçu durant la deuxième période de
consultation.
Comments were received from seven respondents during the
first consultation period. The applicant for this proposal submitted
one comment of support. Six other respondents expressed support
for the proposed amendment. No negative comments were received. No comments were received during the second consultation period.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
This amendment will come into force 90 days after publication
in the Canada Gazette, Part II.
This amendment does not alter existing compliance mechanisms under the provisions of the Food and Drugs Act and the
Food and Drug Regulations enforced by the Health Products and
Food Branch Inspectorate.
Cette modification entrera en vigueur 90 jours après sa publication dans la Partie II de la Gazette du Canada.
Cette modification ne change rien aux mécanismes d’assurance
de la conformité actuellement prévus par la Loi sur les aliments et
drogues et le Règlement sur les aliments et drogues, dont le
contrôle de l’application relève de l’Inspectorat de la Direction
générale des produits de santé et des aliments.
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Contact
Personne-ressource
Refer to Project No. 1594
Policy Division
Bureau of Policy, Science and International Programs
Therapeutic Products Directorate
Holland Cross
1600 Scott Street, Tower B, 2nd Floor
Address Locator 3102C5
Ottawa, Ontario
K1A 0K9
Telephone: 613-948-4623
Fax: 613-941-6458
Email: regaff_affreg@hc-sc.gc.ca
Mentionner le projet n° 1594
Division de la politique
Bureau des politiques, de la science et des programmes
internationaux
Direction des produits thérapeutiques
Holland Cross
1600, rue Scott, Tour B, 2e étage
Indice de l’adresse : 3102C5
Ottawa (Ontario)
K1A 0K9
Téléphone : 613-948-4623
Télécopieur : 613-941-6458
Courriel : regaff_affreg@hc-sc.gc.ca
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
2250
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2009-12-09
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Registration
SOR/2009-306
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-306
Enregistrement
DORS/2009-306
November 19, 2009
Le 19 novembre 2009
MACKENZIE VALLEY RESOURCE MANAGEMENT ACT
LOI SUR LA GESTION DES RESSOURCES DE LA VALLÉE
DU MACKENZIE
Regulations Amending the Preliminary Screening
Requirement Regulations (Miscellaneous
Program)
Règlement correctif visant le Règlement sur
l’exigence d’un examen préalable
P.C. 2009-1873
C.P. 2009-1873
November 19, 2009
Le 19 novembre 2009
Whereas, pursuant to subsection 143(1)a of the Mackenzie Valley Resource Management Actb, the Minister of Indian Affairs
and Northern Development has consulted with the territorial Minister, first nations and the Tlicho Government with regard to the
proposed annexed Regulations;
Therefore, Her Excellency the Governor General in Council,
on the recommendation of the Minister of Indian Affairs and
Northern Development, pursuant to paragraph 143(1)(b) of the
Mackenzie Valley Resource Management Actb, hereby makes the
annexed Regulations Amending the Preliminary Screening Requirement Regulations (Miscellaneous Program).
Attendu que, conformément au paragraphe 143(1)a de la Loi
sur la gestion des ressources de la vallée du Mackenzieb, le ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien a consulté le
ministre territorial, les premières nations et le gouvernement tlicho au sujet du règlement ci-après,
À ces causes, sur recommandation du ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien et en vertu de l’alinéa 143(1)b) de la
Loi sur la gestion des ressources de la vallée du Mackenzieb, Son
Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement correctif visant le Règlement sur l’exigence d’un examen
préalable, ci-après.
REGULATIONS AMENDING THE PRELIMINARY
SCREENING REQUIREMENT REGULATIONS
(MISCELLANEOUS PROGRAM)
RÈGLEMENT CORRECTIF VISANT LE RÈGLEMENT
SUR L’EXIGENCE D’UN EXAMEN PRÉALABLE
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. Item 1 of Part 1 of Schedule 1 to the French version of
the Preliminary Screening Requirement Regulations1 is repealed.
2. Item 1 in Part 1 of Schedule 1 to the English version of
the Regulations is replaced by the following:
1. L’article 1 de la partie 1 de l’annexe 1 de la version française du Règlement sur l’exigence d’un examen préalable1 est
abrogé.
2. L’article 1 de la partie 1 de l’annexe 1 de la version anglaise du même règlement est remplacé parce qui suit :
Column 1
Item
Equivalent
item
number in
French text
1.
11
Column 2
Act
Column 3
Provision
Column 4
Column 1
Limitations
Item
Equivalent
item
number in
French text
1.
11
Canada
(a) paragraph 14(3)(c)
National Parks (b) paragraph 14(3)(e)
Act
(c) paragraph 15(1)(c)
3. The portion of item 2 of Part 1 of Schedule 1 to the
French version of the Regulations in column 4 is replaced by
the following:
2.
a)
b)
a
b
Restrictions
Article
2.
1
S.C. 2005, c. 1, ss. 90(1) and (2)
S.C. 1998, c. 25
SOR/99-12
Column 4
Act
Provision
Limitations
Canada
(a) paragraph 14(3)(c)
National Parks (b) paragraph 14(3)(e)
Act
(c) paragraph 15(1)(c)
Colonne 4
Exclut l’autorisation de la cession d’un permis d’utilisation
des terres
Exclut l’autorisation de la cession d’un permis d’utilisation
des eaux
———
Column 3
3. Le passage de l’article 2 de la partie 1 de l’annexe 1 de la
version française du même règlement figurant dans la colonne 4 est remplacé par ce qui suit :
Colonne 4
Article
Column 2
Restrictions
a)
b)
Exclut l’autorisation de la cession d’un permis d’utilisation
des terres
Exclut l’autorisation de la cession d’un permis d’utilisation
des eaux
———
a
b
1
L.C. 2005, ch. 1, par. 90(1) et (2)
L.C. 1998, ch. 25
DORS/99-12
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4. The portion of paragraph 2(b) of Part 1 of Schedule 1 to
the English version of the Regulations in column 4 is repealed.
5. (1) Paragraph 3(b) of Part 1 of Schedule 1 to the English
version of the Regulations is repealed.
(2) Paragraph 3(d) of Part 1 of Schedule 1 to the English
version of the Regulations is repealed.
6. Paragraph 3(k) of Part 1 of Schedule 1 to the French version of the Regulations is repealed.
7. (1) The portion of paragraphs 5(a) and (b) of Part 1 of
Schedule 1 to the English version of the Regulations in column 4 is repealed.
(2) Paragraph 5(c) of Part 1 of Schedule 1 to the English
version of the Regulations is repealed.
8. Part 1 of Schedule 1 to the French version of the Regulations is amended by adding the following after item 6:
Colonne 1
Article
Numéro
d’article
équivalent
dans la
version
anglaise
6.1
12.1
Colonne 2
Colonne 3
Loi
Dispositions
Loi sur la sûreté et la
réglementation
nucléaires
paragraphe 24(2)
4. Le passage de l’alinéa 2b) de la partie 1 de l’annexe 1 de
la version anglaise du même règlement figurant dans la colonne 4 est abrogé.
5. (1) L’alinéa 3b) de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
anglaise du même règlement est abrogé.
(2) L’alinéa 3d) de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
anglaise du même règlement est abrogé.
6. L’alinéa 3k) de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
française du même règlement est abrogé.
7. (1) Le passage des alinéas 5a) et b) de la partie 1 de
l’annexe 1 de la version anglaise du même règlement figurant
dans la colonne 4 est abrogé.
(2) L’alinéa 5c) de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
anglaise du même règlement est abrogé.
8. La partie 1 de l’annexe 1 de la version française du même
règlement est modifiée par adjonction, après l’article 6, de ce
qui suit :
Colonne 4
Colonne 1
Restrictions
Article
Numéro
d’article
équivalent
dans la
version
anglaise
6.1
12.1
9. The portion of item 7 of Part 1 of Schedule 1 to the English version of the Regulations in column 4 is replaced by the
following:
7.
(a)
(b)
Limitations
Item
Excludes approval of an assignment of a land use permit
Excludes approval of an assignment of a water licence
7.
Colonne 2
Article
Numéro d’article
équivalent dans la
version anglaise
Loi
11.
1
2252
Loi sur les parcs
nationaux du
Canada
Loi
Dispositions
Restrictions
Loi sur la sûreté et la
réglementation
nucléaires
paragraphe 24(2)
Column 4
10. Item 8 of Part 1 of Schedule 1 to the English version of
the Regulations is repealed.
11. Paragraph 9(k) of Part 1 of Schedule 1 to the English
version of the Regulations is repealed.
12. Item 10 of Part 1 of Schedule 1 to the English version of
the Regulations is repealed.
13. The portion of paragraph 10(b) of Part 1 of Schedule 1
to the French version of the Regulations in column 4 is
repealed.
14. Item 11 of Part 1 of Schedule 1 to the French version of
the Regulations is replaced by the following:
Colonne 1
Colonne 4
9. Le passage de l’article 7 de la partie 1 de l’annexe 1 de la
version anglaise du même règlement figurant dans la colonne 4 est remplacé par ce qui suit :
Column 4
Item
Colonne 3
Colonne 2
Colonne 3
Dispositions
a) alinéa 14(3)c)
b) alinéa 14(3)e)
c) alinéa 15(1)c)
Limitations
a)
b)
Excludes approval of an assignment of a land use permit
Excludes approval of an assignment of a water licence
10. L’article 8 de la partie 1 de l’annexe 1 de la version anglaise du même règlement est abrogé.
11. L’alinéa 9k) de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
anglaise du même règlement est abrogé.
12. L’article 10 de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
anglaise du même règlement est abrogé.
13. Le passage de l’alinéa 10b) de la partie 1 de l’annexe 1
de la version française du même règlement figurant dans la
colonne 4 est abrogé.
14. L’article 11 de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
française du même règlement est remplacé par ce qui suit :
Colonne 4
Colonne 1
Colonne 2
Restrictions
Article
Numéro
d’article
équivalent
dans la version
anglaise
Loi
11.
1
Loi sur les parcs
nationaux du
Canada
Colonne 3
Colonne 4
Dispositions
Restrictions
a) alinéa 14(3)c)
b) alinéa 14(3)e)
c) alinéa 15(1)c)
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-306
15. (1) The portion of paragraphs 12(a) and (b) of Part 1 of
Schedule 1 to the French version of the Regulations in column 4 is repealed.
(2) Paragraph 12(c) of Part 1 of Schedule 1 to the French
version of the Regulations is repealed.
16. Part 1 of Schedule 1 to the English version of the Regulations is amended by adding the following after item 12:
Column 1
Column 2
Column 3
Item
Equivalent item
number in French
text
Act
Provision
12.1
6.1
subsection 24(2)
Nuclear Safety
and Control Act
15. (1) Le passage des alinéas 12a) et b) de la partie 1 de
l’annexe 1 de la version française du même règlement figurant dans la colonne 4 est abrogé.
(2) L’alinéa 12c) de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
française du même règlement est abrogé.
16. La partie 1 de l’annexe 1 de la version anglaise du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 12,
de ce qui suit :
Column 3
Column 4
Item
Equivalent item
number in French
text
Act
Provision
Limitations
12.1
6.1
subsection 24(2)
Column 4
Column 1
Limitations
17. Item 13 of Part 1 of Schedule 1 to the French version of
the Regulations is repealed.
18. (1) Paragraph 14(b) of Part 1 of Schedule 1 to the
French version of the Regulations is repealed.
(2) Paragraph 14(d) of Part 1 of Schedule 1 to the French
version of the Regulations is repealed.
19. The portion of item 1 of Part 2 of Schedule 1 to the
French version of the Regulations in column 2 is replaced by
the following:
Column 2
Nuclear Safety
and Control Act
17. L’article 13 de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
française du même règlement est abrogé.
18. (1) L’alinéa 14b) de la partie 1 de l’annexe 1 de la version française du même règlement est abrogé.
(2) L’alinéa 14d) de la partie 1 de l’annexe 1 de la version
française du même règlement est abrogé.
19. Le passage de l’article 1 de la partie 2 de l’annexe 1 de
la version française du même règlement figurant dans la colonne 2 est remplacé par ce qui suit :
Colonne 2
Colonne 2
Article
Règlement
Article
Règlement
1.
Règlement sur les baux et les permis d’occupation dans les parcs
nationaux du Canada (Loi sur les parcs nationaux du Canada)
1.
Règlement sur les baux et les permis d’occupation dans les parcs
nationaux du Canada (Loi sur les parcs nationaux du Canada)
20. Paragraph 2(d) of Part 2 of Schedule 1 to the French
version of the Regulations is repealed.
21. Item 3 of Part 2 of Schedule 1 to the English version of
the Regulations is repealed.
22. The portion of item 3 of Part 2 of Schedule 1 to the
French version of the Regulations in columns 2 and 3 is replaced by the following:
Colonne 2
Colonne 3
Article
Règlement
Dispositions
3.
article 4.1
Règlement sur l’exploitation de commerces dans les
parcs nationaux du Canada (Loi sur les parcs nationaux
du Canada)
23. Paragraphs 6(b) and (c) of Part 2 of Schedule 1 to the
French version of the Regulations are repealed.
24. Paragraph 7(d) of Part 2 of Schedule 1 to the English
version of the Regulations is repealed.
25. Paragraphs 7(d) and (e) of Part 2 of Schedule 1 to the
French version of the Regulations are repealed.
26. Item 11 of Part 2 of Schedule 1 to the French version of
the Regulations is repealed.
27. Item 11 of Part 2 of Schedule 1 to the English version of
the Regulations is replaced by the following:
20. L’alinéa 2d) de la partie 2 de l’annexe 1 de la version
française du même règlement est abrogé.
21. L’article 3 de la partie 2 de l’annexe 1 de la version anglaise du même règlement est abrogé.
22. Le passage de l’article 3 de la partie 2 de l’annexe 1 de
la version française du même règlement figurant dans les colonnes 2 et 3 est remplacé par ce qui suit :
Colonne 2
Colonne 3
Article
Règlement
Dispositions
3.
article 4.1
Règlement sur l’exploitation de commerces dans les
parcs nationaux du Canada (Loi sur les parcs nationaux
du Canada)
23. Les alinéas 6b) et c) de la partie 2 de l’annexe 1 de la
version française du même règlement sont abrogés.
24. L’alinéa 7d) de la partie 2 de l’annexe 1 de la version
anglaise du même règlement est abrogé.
25. Les alinéas 7d) et e) de la partie 2 de l’annexe 1 de la
version française du même règlement sont abrogés.
26. L’article 11 de la partie 2 de l’annexe 1 de la version
française du même règlement est abrogé.
27. L’article 11 de la partie 2 de l’annexe 1 de la version
anglaise du même règlement est remplacé par ce qui suit :
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2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Column 1
Column 2
Equivalent
item number
Item in French text Regulations
11.
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-306
Limitations
Provision
Mackenzie Valley (a) paragraph 22(2)(a)
Land Use
(b) subparagraph 23(b)(i)
Regulations
(Mackenzie Valley
Resource
Management Act)
24
Column 1
Column 4
Column 3
28. (1) The portion of item 12 of Part 2 of Schedule 1 to the
English version of the Regulations in column 2 is replaced by
the following:
Column 2
Equivalent
item number
Item in French text Regulations
11.
Column 3
Column 4
Provision
Limitations
Mackenzie Valley (a) paragraph 22(2)(a)
Land Use
(b) subparagraph 23(b)(i)
Regulations
(Mackenzie Valley
Resource
Management Act)
24
28. (1) Le passage de l’article 12 de la partie 2 de l’annexe 1
de la version anglaise du même règlement figurant dans la
colonne 2 est remplacé par ce qui suit :
Column 2
Column 2
Item
Regulations
Item
Regulations
12.
Migratory Birds Regulations (Migratory Birds Convention Act, 1994)
12.
Migratory Birds Regulations (Migratory Birds Convention Act, 1994)
(2) Paragraphs 12(e) and (f) of Part 2 of Schedule 1 to the
English version of the Regulations are repealed.
29. The portion of item 13 of Part 2 of Schedule 1 to the
English version of the Regulations in column 2 is replaced by
the following:
(2) Les alinéas 12e) et f) de la partie 2 de l’annexe 1 de la
version anglaise du même règlement sont abrogés.
29. Le passage de l’article 13 de la partie 2 de l’annexe 1 de
la version anglaise du même règlement figurant dans la colonne 2 est remplacé par ce qui suit :
Column 2
Column 2
Item
Regulations
Item
Regulations
13.
Migratory Bird Sanctuary Regulations (Migratory Birds Convention Act,
1994)
13.
Migratory Bird Sanctuary Regulations (Migratory Birds Convention Act,
1994)
30. Paragraphs 14(b) and (c) of Part 2 of Schedule 1 to the
English version of the Regulations are repealed.
31. Item 15 of Part 2 of Schedule 1 to the French version of
the Regulations is repealed.
32. The portion of item 16 of Part 2 of Schedule 1 to the
English version of the Regulations in columns 2 and 3 is replaced by the following:
Column 2
Column 3
Item
Regulations
Provision
16.
National Parks of Canada Businesses
Regulations(Canada National Parks Act)
section 4.1
33. Paragraphs 17(d) and (e) of Part 2 of Schedule 1 to the
English version of the Regulations are repealed.
34. The portion of item 18 of Part 2 of Schedule 1 to the
English version of the Regulations in column 2 is replaced by
the following:
30. Les alinéas 14b) et c) de la partie 2 de l’annexe 1 de la
version anglaise du même règlement sont abrogés.
31. L’article 15 de la partie 2 de l’annexe 1 de la version
française du même règlement est abrogé.
32. Le passage de l’article 16 de la partie 2 de l’annexe 1 de
la version anglaise du même règlement figurant dans les colonnes 2 et 3 est remplacé par ce qui suit :
Column 2
Column 3
Item
Regulations
Provision
16.
National Parks of Canada Businesses Regulations
(Canada National Parks Act)
section 4.1
33. Les alinéas 17d) et e) de la partie 2 de l’annexe 1 de la
version anglaise du même règlement sont abrogés.
34. Le passage de l’article 18 de la partie 2 de l’annexe 1 de
la version anglaise du même règlement figurant dans la colonne 2 est remplacé par ce qui suit :
Column 2
Column 2
Item
Regulations
Item
Regulations
18.
National Parks of Canada Lease and Licence of Occupation Regulations
(Canada National Parks Act)
18.
National Parks of Canada Lease and Licence of Occupation Regulations
(Canada National Parks Act)
35. Item 18 of Part 2 of Schedule 1 to the French version of
the Regulations is repealed.
36. Paragraphs 19(e) and (f) of Part 2 of Schedule 1 to the
French version of the Regulations are repealed.
2254
35. L’article 18 de la partie 2 de l’annexe 1 de la version
française du même règlement est abrogé.
36. Les alinéas 19e) et f) de la partie 2 de l’annexe 1 de la
version française du même règlement sont abrogés.
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-306
37. Items 22 to 24 of Part 2 of Schedule 1 to the English version of the Regulations are repealed.
38. Items 24 and 25 of Part 2 of Schedule 1 to the French
version of the Regulations are replaced by the following:
Colonne 1
Article
Numéro
d’article
équivalent
dans la
version
anglaise
24.
11
Colonne 2
Règlement
Colonne 3
Dispositions
37. Les articles 22 à 24 de la partie 2 de l’annexe 1 de la
version anglaise du même règlement sont abrogés.
38. Les articles 24 et 25 de la partie 2 de l’annexe 1 de la
version française du même règlement sont remplacés par ce
qui suit :
Colonne 4
Colonne 1
Restrictions
Article
Numéro
d’article
équivalent
dans la
version
anglaise
24.
11
a) alinéa 22(2)a)
Règlement sur
l’utilisation des
b) sous-alinéa 23b)(i)
terres de la vallée
du Mackenzie
(Loi sur la gestion
des ressources de
la vallée du
Mackenzie)
39. Item 1 of Part 1 of Schedule 2 to the English version of
the Regulations is repealed.
40. Item 2 of Part 1 of Schedule 2 to the French version of
the Regulations is repealed.
41. Item 3 of Part 2 of Schedule 2 to the Regulations is repealed.
42. Part 2 of Schedule 1 to the English version of the Regulations is amended by replacing “Railway Safety Act” with
“Canada Transportation Act” in the following provisions:
(a) items 1 and 2 in column 2;
(b) item 4 in column 2;
(c) item 6 in column 2; and
(d) item 10 in column 2.
43. Part 2 of Schedule 1 to the French version of the Regulations is amended by replacing “Loi sur les parcs nationaux”
with “Loi sur les parcs nationaux du Canada” in the following
provisions:
(a) items 6 and 7 in column 2;
(b) item 9 in column 2; and
(c) item 14 in column 2.
44. The portion of Part 2 of Schedule 1 to the French version of the Regulations is amended by replacing “Loi sur la
sécurité ferroviaire” with “Loi sur les transports au Canada” in
the following provisions:
(a) items 12 and 13 in column 2;
(b) items 16 and 17 in column 2; and
(c) item 23 in column 2.
45. The portion of Part 2 of Schedule 1 to the English version of the Regulations is amended by replacing “National
Parks Act” with “Canada National Parks Act” in the following
provisions:
(a) items 14 and 15 in column 2;
(b) item 17 in column 2; and
(c) item 19 in column 2.
Colonne 2
Colonne 3
Colonne 4
Règlement
Dispositions
Restrictions
a) alinéa 22(2)a)
Règlement sur
l’utilisation des
b) sous-alinéa 23b)(i)
terres de la vallée
du Mackenzie
(Loi sur la gestion
des ressources de
la vallée du
Mackenzie)
39. L’article 1 de la partie 1 de l’annexe 2 de la version anglaise du même règlement est abrogé.
40. L’article 2 de la partie 1 de l’annexe 2 de la version
française du même règlement est abrogé.
41. L’article 3 de la partie 2 de l’annexe 2 du même règlement est abrogé.
42. Dans les passages ci-après de la partie 2 de l’annexe 1
de la version anglaise du même règlement, « Railway Safety
Act » est remplacé par « Canada Transportation Act » :
a) le passage des articles 1 et 2 figurant dans la colonne 2;
b) le passage de l’article 4 figurant dans la colonne 2;
c) le passage de l’article 6 figurant dans la colonne 2;
d) le passage de l’article 10 figurant dans la colonne 2.
43. Dans les passages ci-après de la partie 2 de l’annexe 1
de la version française du même règlement, « Loi sur les parcs
nationaux » est remplacé par « Loi sur les parcs nationaux du
Canada » :
a) le passage des articles 6 et 7 figurant dans la colonne 2;
b) le passage de l’article 9 figurant dans la colonne 2;
c) le passage de l’article 14 figurant dans la colonne 2.
44. Dans les passages ci-après de la partie 2 de l’annexe 1
de la version française du même règlement, « Loi sur la sécurité ferroviaire » est remplacé par « Loi sur les transports au
Canada » :
a) le passage des articles 12 et 13 figurant dans la colonne 2;
b) le passage des articles 16 et 17 figurant dans la colonne 2;
c) le passage de l’article 23 figurant dans la colonne 2.
45. Dans les passages ci-après de la partie 2 de l’annexe 1
de la version anglaise du même règlement, « National Parks
Act » est remplacé par « Canada National Parks Act » :
a) le passage des articles 14 et 15 figurant dans la colonne 2;
b) le passage de l’article 17 figurant dans la colonne 2;
c) le passage de l’article 19 figurant dans la colonne 2.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-306
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
46. These Regulations come into force on the day on which
they are registered.
46. Le présent règlement entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
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.)
Issue and objectives
Question et objectifs
The amendments to the Preliminary Screening Requirement
Regulations address technical issues raised by the Standing Joint
Committee for the Scrutiny of Regulations (the Committee) and
reflect amendments made to statutes and regulations for which
provisions are listed in Schedules 1 and 2 of the Regulations.
The amendments ensure that the Preliminary Screening Requirement Regulations are up to date and that the provisions of
other statutes and regulations that are listed in Schedules 1 and 2
of the Regulations fall within the authorities provided in the
Mackenzie Valley Resource Management Act.
Les modifications au Règlement sur l’exigence d’un examen
préalable donnent suite à des commentaires reçus du Comité
mixte permanent d’examen de la réglementation (le Comité) et
reflètent les modifications apportées aux lois et aux règlements
pour lesquelles des dispositions sont énumérées dans les annexes 1 et 2 du Règlement.
Ces modifications actualisent le Règlement et font en sorte que
les autorisations prévues dans la Loi sur la gestion des ressources
de la vallée du Mackenzie englobent les dispositions des autres lois et règlements énumérés dans les annexes 1 et 2 du
Règlement.
Description and rationale
Description et justification
In 1999, the Committee reviewed the Preliminary Screening
Requirement Regulations. As a result of their review, twenty
issues were identified. Departmental officials, in consultation
with the Department of Justice, have considered and responded to
the issues raised by the Committee and in some cases recommended amendments to the Preliminary Screening Requirement
Regulations. The changes will not affect the scope or number of
developments that are required to undergo a preliminary screening in accordance with the Mackenzie Valley Resource Management Act.
In addition, during the period since the Committee reviewed
the Preliminary Screening Requirement Regulations, a number of
provisions of legislation referenced in Schedules 1 and 2 of the
Regulations have been revoked, replaced or amended. As a result,
consequential amendments to Schedules to the Preliminary
Screening Requirement Regulations are required to update the
references in Schedules 1 and 2 of the Regulations. For example,
the Atomic Energy Control Act was repealed and replaced by the
Nuclear Safety and Control Act. The current references in items 3
and 24 of Part 2 of Schedule 1 of the Preliminary Screening Requirement Regulations are to regulations that no longer exist.
There are no costs associated with the amendments as they
ensure that references to other statutes and regulations in the
Schedules to the Regulations are up to date and are within the
authorities provided in the enabling statute. The amendments will
remove confusion that currently exists where references in the
Schedules to the Regulations are to statutes or regulations that
either no longer exist or have no application in the Mackenzie
Valley.
En 1999, le Comité a étudié le Règlement sur l’exigence d’un
examen préalable. Vingt questions ont été soulevées dans le cadre
de cet examen. Des fonctionnaires du ministère, en consultation
avec le ministère de la Justice, ont considéré les questions soulevées par le Comité et, dans certains cas, ont recommandé des
modifications en conséquence. Les modifications seront sans effet
sur la portée des projets de développement ou le nombre de projets sujet à une évaluation préliminaire en vertu de la Loi sur la
gestion des ressources de la vallée du Mackenzie.
De plus, pendant la période qui s’est écoulée depuis que le
Comité a examiné le Règlement sur l’exigence d’un examen préalable, certaines dispositions législatives mentionnées dans les
annexes 1 et 2 ont été abrogées, remplacées ou modifiées. Par
conséquent, des modifications corrélatives au Règlement sur
l’exigence d’un examen préalable sont nécessaires pour actualiser
les références aux annexes 1 et 2. Par exemple, la Loi sur le contrôle de l’énergie atomique a été abrogée et remplacée par la Loi
sur la sûreté et la réglementation nucléaires. Les règlements
mentionnés aux articles 11 et 18 de la partie 2 de l’annexe 1 du
Règlement n’existent plus.
Les modifications n’entraînent pas de coûts puisqu’elles actualisent les références aux autres lois et règlements mentionnés dans
les annexes du Règlement et font en sorte qu’elles respectent les
autorisations découlant de la loi habilitante. Ces modifications
élimineront la confusion qui résulte actuellement de la mention de
lois ou de règlements qui n’existent plus ou qui ne s’appliquent
pas dans la vallée du Mackenzie.
Consultation
Consultation
The amendments to address the issues raised by the Committee
and changes in statutes and regulations listed in Schedules 1 and 2
to the Preliminary Screening Requirement Regulations were confirmed through consultations with affected federal departments,
federal agencies and the Government of the Northwest
Territories.
Les modifications qui correspondent aux questions soulevées
par le Comité et aux changements apportés aux lois et règlements
énumérés dans les annexes 1 et 2 du Règlement sur l’exigence
d’un examen préalable ont été confirmées par les consultations
que nous avons tenues avec les ministères et les organismes fédéraux concernés et avec le gouvernement des Territoires du NordOuest.
2256
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-306
A consultation document that fully explained the proposed
amendments, which were divided into two broad categories, was
developed. They are amendments addressing the issues raised by
the Committee which involved the interpretation of the authority
provided in the Mackenzie Valley Resource Management Act and
amendments of an editorial nature addressing changes made to
statutes and regulations listed in the Schedules to the Regulations.
The consultation document was distributed for comments on
October 28, 2008, to the Gwich’in Tribal Council, the Sahtu
Secretariat Inc., the Tlicho Government, all other First Nations
and Métis organizations in the Mackenzie Valley (40 in total), the
Manitoba Denesuline, the Athabasca Denesuline (Saskatchewan),
the Dene Tha’ First Nation (Alberta), the Kaska Tribal Council
(Yukon), the Nacho Nyak Dun First Nation (Yukon), the Inuvialuit Regional Corporation, the Inuvialuit Joint Secretariat, the
Government of the Northwest Territories, the Mackenzie
Valley Land & Water Board, the Gwich’in Land & Water Board,
the Sahtu Land & Water Board, the Wek’eezhii Land & Water
Board, the Mackenzie Valley Environmental Impact Review
Board, the Gwich’in and the Sahtu Land Use Planning Boards,
the Gwich’in Renewable Resources Board, the Aboriginal pipeline Group, the Canadian Association of Petroleum Producers, the
Mining Association of Canada, the Northwest Territories and
Nunavut Chamber of Mines, the Prospectors and Developers Association of Canada, the Northwest Territories Chamber of Commerce, the Canadian Parks and Wilderness Society, Alternatives
North, Ducks Unlimited NWT Chapter, Ecology North and the
World Wildlife Fund. In addition, the consultation document was
also made available on the Indian and Northern Affairs Canada
(INAC) Northwest Territories regional Web site and distributed
to contacts within affected federal departments and agencies and
officials in INAC regional offices and headquarters. Comments
were requested by December 31, 2008.
Comments were received from the Manitoba Denesuline, the
Sahtu Land & Water Board and the Government of the Northwest
Territories (February 2009). In general, the comments were supportive of the proposed amendments. The Manitoba Denesuline
asked some questions with respect to a few of the proposed
amendments which were easily responded to. No additional
follow-up comments were received.
Nous avons préparé un document de consultation expliquant en
détail les modifications proposées, lesquelles y étaient réparties
en deux grandes catégories. Les modifications correspondent aux
questions soulevées par le Comité qui impliquaient l’interprétation de l’autorisation accordée en vertu de la Loi sur la gestion
des ressources de la vallée du Mackenzie ainsi que des remaniements mineurs pour tenir compte des changements apportés aux
lois et règlements énumérés dans les annexes du Règlement.
Le document de consultation a été distribué pour commentaires
le 28 octobre 2008 aux intervenants suivants : le Conseil tribal
des Gwich’in, le Secrétariat du Sahtu, le gouvernement tlicho,
tous les autres organismes des Premières nations et des Métis de
la vallée du Mackenzie (40 en tout), les Denesulines du Manitoba,
les Denesulines de l’Athabasca (Saskatchewan), la Première nation Dene Tha’ (Alberta), le Conseil tribal kaska (Yukon), la
Première nation des Nacho Nyak Dun (Yukon), la Société régionale inuvialuit, le Secrétariat mixte des Inuvialuit, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest, l’Office des terres et des
eaux de la vallée du Mackenzie, l’Office gwich’in des terres et
des eaux, l’Office des terres et des eaux du Sahtu, l’Office des
terres et des eaux du Wek’èezhii, l’Office d’examen des répercussions environnementales de la vallée du Mackenzie, l’Office
gwich’in d’aménagement territorial, l’Office d’aménagement
territorial du Sahtu, l’Office des ressources renouvelables des
Gwich’in, l’Aboriginal pipeline Group, l’Association canadienne
des producteurs pétroliers, l’Association minière du Canada, la
Chambre des mines des Territoires du Nord-Ouest, la Chambre
des mines du Nunavut, l’Association canadienne des prospecteurs
et entrepreneurs, la Chambre de commerce des Territoires du
Nord-Ouest, la Société pour la nature et les parcs du Canada,
l’Alternatives North, la section des Territoires du Nord-Ouest de
Canards illimités, Ecology North et le Fonds mondial pour la
nature. Le document de consultation a également été affiché sur le
site Web régional d’Affaires indiennes et du Nord Canada
(AINC) pour les Territoires du Nord-Ouest et distribué aux personnes-ressources des ministères et organismes fédéraux concernés ainsi qu’aux fonctionnaires des bureaux régionaux et de
l’administration centrale d’AINC. Nous avions demandé que les
commentaires, le cas échéant, nous parviennent au plus tard le
31 décembre 2008.
Nous avons reçu des commentaires des Denesulines du Manitoba, de l’Office des terres et des eaux du Sahtu et du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest (février 2009). En général,
ces commentaires étaient favorables aux modifications proposées.
Les Denesulines du Manitoba ont posé des questions sur quelques-unes des modifications proposées, questions auxquelles il a
été facile de répondre. Nous n’avons pas reçu d’autres commentaires de suivi.
Contacts
Personnes-ressources
Stephen Traynor
Director
Resource Policy and Programs
Northern Affairs Organization
Indian and Northern Affairs Canada
Gatineau, Quebec
Telephone: 819-953-8613
Fax: 819-953-0335
Email: Stephen.Traynor@ainc-inac.gc.ca
Stephen Traynor
Directeur
Politique des ressources et programmes
Organisation des affaires du Nord
Affaires indiennes et du Nord Canada
Gatineau (Québec)
Téléphone : 819-953-8613
Télécopieur : 819-953-0335
Courriel : Stephen.Traynor@ainc-inac.gc.ca
2257
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Robert Whittingham
Senior Policy Analyst
Resource Policy and Programs
Northern Affairs Organization
Indian and Northern Affairs Canada
Gatineau, Quebec
Telephone: 819-994-6416
Fax : 819-953-0335
Email: Bob.Whittingham@ainc-inac.gc.ca
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
2258
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-306
Robert Whittingham
Analyste principal des politiques
Politique des ressources et programmes
Organisation des affaires du Nord
Affaires indiennes et du Nord Canada
Gatineau (Québec)
Téléphone : 819-994-6416
Télécopieur : 819-953-0335
Courriel : Bob.Whittingham@ainc-inac.gc.ca
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-307
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
November 19, 2009
Enregistrement
DORS/2009-307
Le 19 novembre 2009
NATIONAL ENERGY BOARD ACT
LOI SUR L’OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
Regulations Amending the National Energy Board
Cost Recovery Regulations
Règlement modifiant le Règlement sur le
recouvrement des frais de l’Office national de
l’énergie
Whereas the National Energy Board has determined that certain costs are attributable to its responsibilities under the National
Energy Board Acta or another Act of Parliament;
Attendu que l’Office national de l’énergie juge que certains
frais sont afférents à l’exercice de ses attributions dans le cadre de
la Loi sur l’Office national de l’énergiea et de toute autre loi
fédérale;
À ces causes, en vertu de l’article 24.1b et du paragraphe 129(1)c de la Loi sur l’Office national de l’énergiea, l’Office
national de l’énergie prend le Règlement modifiant le Règlement
sur le recouvrement des frais de l’Office national de l’énergie,
ci-après.
Calgary, le 2 novembre 2009
Therefore, the National Energy Board, pursuant to section 24.1b and subsection 129(1)c of the National Energy Board
Acta, hereby makes the annexed Regulations Amending the National Energy Board Cost Recovery Regulations.
Calgary, November 2, 2009
P.C. 2009-1874
November 19, 2009
C.P. 2009-1874
Le 19 novembre 2009
Her Excellency the Governor General in Council, on the recommendation of the Minister of Natural Resources, pursuant to
subsection 129(1)c of the National Energy Board Acta, hereby
approves the annexed Regulations Amending the National Energy
Board Cost Recovery Regulations, made by the National Energy
Board.
Sur recommandation du ministre des Ressources naturelles et
en vertu du paragraphe 129(1)c de la Loi sur l’Office national de
l’énergiea, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil
approuve le Règlement modifiant le Règlement sur le recouvrement des frais de l’Office national de l’énergie, ci-après, pris par
l’Office national de l’énergie.
REGULATIONS AMENDING THE NATIONAL ENERGY
BOARD COST RECOVERY REGULATIONS
RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT SUR LE
RECOUVREMENT DES FRAIS DE L’OFFICE
NATIONAL DE L’ÉNERGIE
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. (1) The definitions “border accommodation electricity
exporter”, “intermediate electricity exporter” and “small
electricity exporter” in section 2 of the National Energy Board
Cost Recovery Regulations1 are repealed.
(2) The definitions “equichange transfer”, “large electricity
exporter” and “sale transfer” in section 2 of the Regulations
are repealed.
(3) The definitions “intermediate commodity pipeline company”, “intermediate gas pipeline company”, “intermediate
oil pipeline company”, “large commodity pipeline company”,
“large gas pipeline company”, “large oil pipeline company”,
“small commodity pipeline company”, “small gas pipeline
company” and “small oil pipeline company” in section 2 of
the Regulations are replaced by the following:
“intermediate commodity pipeline company” means a person or
company that is authorized under the Act to construct or operate one or more commodity pipelines, the combined annual
cost of service of which is $1,000,000 or more but less than
$10,000,000; (compagnie de productoduc de moyenne
importance)
1. (1) Les définitions de « exportateur d’électricité de faible
importance », « exportateur d’électricité de moyenne importance » et « exportateur d’électricité offrant un service frontalier », à l’article 2 du Règlement sur le recouvrement des frais
de l’Office national de l’énergie1, sont abrogées.
(2) Les définitions de « exportateur d’électricité de grande
importance », « transfert d’équivalents » et « transfert relatif
à la vente », à l’article 2 du même règlement, sont abrogées.
(3) Les définitions de « compagnie de gazoduc de faible importance », « compagnie de gazoduc de grande importance »,
« compagnie de gazoduc de moyenne importance », « compagnie de productoduc de faible importance », « compagnie de
productoduc de grande importance », « compagnie de productoduc de moyenne importance », « compagnie d’oléoduc
de faible importance », « compagnie d’oléoduc de grande importance » et « compagnie d’oléoduc de moyenne importance », à l’article 2 du même règlement, sont respectivement
remplacées par ce qui suit :
« compagnie de gazoduc de faible importance » Personne ou
compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter un
ou plusieurs gazoducs dont le coût de service annuel total est
———
———
a
a
b
c
1
R.S., c. N-7
S.C. 1990, c. 7, s. 13
S.C. 2004, c. 25, s. 164
SOR/91-7
b
c
1
L.R. ch. N-7
L.C. 1990, ch. 7, art. 13
L.C. 2004, ch. 25, art. 164
DORS/91-7
2259
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
“intermediate gas pipeline company” means a person or company
that is authorized under the Act to construct or operate one or
more gas pipelines, the combined annual cost of service of
which is $1,000,000 or more but less than $10,000,000; (compagnie de gazoduc de moyenne importance)
“intermediate oil pipeline company” means a person or company
that is authorized under the Act to construct or operate one or
more oil pipelines, the combined annual cost of service of
which is $1,000,000 or more but less than $10,000,000; (compagnie d’oléoduc de moyenne importance)
“large commodity pipeline company” means a person or company
that is authorized under the Act to construct or operate one or
more commodity pipelines, the combined annual cost of service of which is $10,000,000 or more; (compagnie de productoduc de grande importance)
“large gas pipeline company” means a person or company that is
authorized under the Act to construct or operate one or more
gas pipelines, the combined annual cost of service of which is
$10,000,000 or more; (compagnie de gazoduc de grande
importance)
“large oil pipeline company” means a person or company that is
authorized under the Act to construct or operate one or more oil
pipelines, the combined annual cost of service of which is
$10,000,000 or more; (compagnie d’oléoduc de grande
importance)
“small commodity pipeline company” means a person or company that is authorized under the Act to construct or operate
one or more commodity pipelines, the combined annual cost of
service of which is less than $1,000,000, and excludes a person
or company that is only authorized under the Act to construct
or operate one or more border accommodation commodity
pipelines; (compagnie de productoduc de faible importance)
“small gas pipeline company” means a person or company that is
authorized under the Act to construct or operate one or more
gas pipelines, the combined annual cost of service of which is
less than $1,000,000, and excludes a person or company that is
only authorized under the Act to construct or operate one or
more border accommodation pipelines; (compagnie de gazoduc
de faible importance)
“small oil pipeline company” means a person or company that is
authorized under the Act to construct or operate one or more oil
pipelines, the combined annual cost of service of which is less
than $1,000,000; (compagnie d’oléoduc de faible importance)
(4) Section 2 of the Regulations is amended by adding the
following in alphabetical order:
“inadvertent flow” means the difference between the actual power
flow and the scheduled power flow between two control areas
that is caused by imperfect generation control or by an error in
frequency bias; (flux involontaire)
“large power line company” means a person or company that is
authorized under the Act to construct or operate an international or interprovincial power line and that annually transmits 50,000 megawatt hours or more of electricity, excluding
any transmissions that are inadvertent flow or loop flow; (compagnie de transport d’électricité de grande importance)
“loop flow” means an unscheduled power flow on an electric
system’s transmission facilities that is caused by parallel flows
that result from scheduled electric power transfers between two
other electric systems; (flux de bouclage)
“small power line company” means a person or company that is
authorized under the Act to construct or operate an international or interprovincial power line and that annually transmits less
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inférieur à 1 000 000 $, à l’exclusion d’une personne ou d’une
compagnie autorisée uniquement à construire ou à exploiter un
ou plusieurs pipelines destinés à un service frontalier. (small
gas pipeline company)
« compagnie de gazoduc de grande importance » Personne ou
compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter un
ou plusieurs gazoducs dont le coût de service annuel total est
égal ou supérieur à 10 000 000 $. (large gas pipeline company)
« compagnie de gazoduc de moyenne importance » Personne ou
compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter un
ou plusieurs gazoducs dont le coût de service annuel total est
égal ou supérieur à 1 000 000 $ mais inférieur à 10 000 000 $.
(intermediate gas pipeline company)
« compagnie de productoduc de faible importance » Personne ou
compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter un
ou plusieurs productoducs dont le coût de service annuel total
est inférieur à 1 000 000 $, à l’exclusion d’une personne ou
d’une compagnie autorisée uniquement à construire ou à exploiter un ou plusieurs productoducs destinés à un service frontalier. (small commodity pipeline company)
« compagnie de productoduc de grande importance » Personne ou
compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter un
ou plusieurs productoducs dont le coût de service annuel total
est égal ou supérieur à 10 000 000 $. (large commodity pipeline
company)
« compagnie de productoduc de moyenne importance » Personne
ou compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter
un ou plusieurs productoducs dont le coût de service annuel total est égal ou supérieur à 1 000 000 $ mais inférieur à
10 000 000 $. (intermediate commodity pipeline company)
« compagnie d’oléoduc de faible importance » Personne ou compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter un ou
plusieurs oléoducs dont le coût de service annuel total est inférieur à 1 000 000 $. (small oil pipeline company)
« compagnie d’oléoduc de grande importance » Personne ou
compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter un
ou plusieurs oléoducs dont le coût de service annuel total est
égal ou supérieur à 10 000 000 $. (large oil pipeline company)
« compagnie d’oléoduc de moyenne importance » Personne ou
compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter un
ou plusieurs oléoducs dont le coût de service annuel total est
égal ou supérieur à 1 000 000 $ mais inférieur à 10 000 000 $.
(intermediate oil pipeline company)
(4) L’article 2 du même règlement est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce qui suit :
« compagnie de transport d’électricité de faible importance » Personne ou compagnie qui est autorisée par la Loi à construire ou
à exploiter une ligne de transport d’électricité internationale ou
interprovinciale et qui transporte une quantité annuelle d’électricité inférieure à 50 000 mégawattheures, à l’exclusion de
toute transmission de flux involontaire ou de flux de bouclage.
(small power line company)
« compagnie de transport d’électricité de grande importance »
Personne ou compagnie qui est autorisée par la Loi à construire
ou à exploiter une ligne de transport d’électricité internationale
ou interprovinciale et qui transporte une quantité annuelle
d’électricité égale ou supérieure à 50 000 mégawattheures, à
l’exclusion de toute transmission de flux involontaire ou de
flux de bouclage. (large power line company)
« flux de bouclage » Flux d’énergie imprévu dans les installations
de transport d’un réseau électrique en raison de flux parallèles
attribuables à des transferts d’électricité prévus entre deux autres réseaux. (loop flow)
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
2. Section 3 of the Regulations and the heading before it are
repealed.
3. The heading before section 4 of the English version of the
Regulations is replaced by the following:
« flux involontaire » Différence entre le flux d’énergie réel et le
flux d’énergie prévu, mesurés d’un emplacement témoin à un
autre, attribuable à une déficience du contrôle de la production
ou à un écart de fréquence inexact. (inadvertent flow)
2. L’article 3 du même règlement et l’intertitre le précédant
sont abrogés.
3. L’intertitre précédant l’article 4 de la version anglaise du
même règlement est remplacé par ce qui suit :
PAYMENT OF CHARGES AND LEVIES
PAYMENT OF CHARGES AND LEVIES
4. Subsections 4(3) to (5) of the Regulations are replaced by
the following:
(3) Each large power line company shall, every year, pay to the
Board a cost recovery charge calculated in the manner set out in
subsection 14(3).
(4) Each large commodity pipeline company shall, every year,
pay to the Board an administration levy of $50,000.
(5) However, a company is not required to pay, for a year or
any portion of a year, a cost recovery charge or administration
levy payable under this section if the company pays a levy under
section 5.2 or 5.3 in that year.
5. Subsections 4.1(1) to (5) of the Regulations are replaced
by the following:
4.1 (1) A large oil pipeline company, large gas pipeline company or large commodity pipeline company is not required to pay
the portion of a cost recovery charge or administration levy payable under section 4 that exceeds 2% of the estimate of the cost of
service in respect of the company for the year in question if
(a) in the case of a large oil pipeline company or a large gas
pipeline company, the company files a request for relief with
the Board within 30 days after the day on which the Board
notifies the company of the cost recovery charge payable by
the company in that year;
(b) in the case of a large commodity pipeline company, the
company files a request for relief with the Board within
30 days after the date of the Board’s invoice to the company
for the administration levy payable in that year; and
(c) the request for relief includes the company’s estimated cost
of service for that year.
4. Les paragraphes 4(3) à (5) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
(3) Les compagnies de transport d’électricité de grande importance paient annuellement à l’Office, au titre du recouvrement des
frais, les droits calculés conformément au paragraphe 14(3).
(4) Les compagnies de productoduc de grande importance
paient annuellement à l’Office une redevance de 50 000$.
(5) Toutefois, la compagnie n’est pas tenue de payer pour une
année ou une partie d’année les droits ou la redevance à payer en
application du présent article, si elle paie, au cours de la même
année, la redevance prévue à l’article 5.2 ou 5.3.
5. Les paragraphes 4.1(1) à (5) du même règlement sont
remplacés par ce qui suit :
4.1 (1) La compagnie d’oléoduc de grande importance, la compagnie de gazoduc de grande importance ou la compagnie de
productoduc de grande importance n’est pas tenue de payer la
portion des droits ou de la redevance à payer en application de
l’article 4 qui dépasse 2 % de son coût de service estimatif pour
l’année en question si les conditions suivantes sont réunies :
a) dans le cas d’une compagnie d’oléoduc de grande importance ou d’une compagnie de gazoduc de grande importance, la
compagnie dépose auprès de l’Office une demande de dispense
dans les trente jours suivant la date à laquelle l’Office l’avise
du montant des droits à payer pour l’année;
b) dans le cas d’une compagnie de productoduc de grande importance, la compagnie dépose une demande de dispense auprès de l’Office, dans les trente jours suivant la date de la facture indiquant le montant des redevances à payer pour l’année;
c) la demande de dispense vise notamment le coût de service
estimatif de la compagnie pour l’année.
(2) L’Office peut, après avoir consulté la compagnie qui a déposé la demande, rajuster son coût de service estimatif au plus
tard le 15 décembre de l’année du dépôt de la demande, dans l’un
ou l’autre des cas suivants :
a) la situation réelle de la compagnie diffère de façon importante de celle qui a été déclarée dans sa demande;
b) le calcul du coût de service estimatif est entaché d’erreur ou
d’omission.
6. Les articles 5 et 5.1 du même règlement sont remplacés
par ce qui suit :
5.1 (1) Les compagnies d’oléoduc de moyenne importance, les
compagnies de gazoduc de moyenne importance et les compagnies de productoduc de moyenne importance paient annuellement à l’Office une redevance de 10 000 $.
(2) Les compagnies d’oléoduc de faible importance, les compagnies de gazoduc de faible importance, les compagnies de productoduc de faible importance et les compagnies de transport
than 50,000 megawatt hours of electricity, excluding any
transmissions that are inadvertent flow or loop flow; (compagnie de transport d’électricité de faible importance)
(2) After consultation with the company that filed the request,
the Board may, by December 15 in the year in which the request
is filed, adjust the company’s estimated cost of service if
(a) the actual circumstances of the company are different in a
material respect from the circumstances reported by the company in its request; or
(b) there is an error or omission in the calculation of the
estimate.
6. Sections 5 and 5.1 of the Regulations are replaced by the
following:
5.1 (1) Each intermediate oil pipeline company, intermediate
gas pipeline company and intermediate commodity pipeline company shall, every year, pay to the Board an administration levy of
$10,000.
(2) Each small oil pipeline company, small gas pipeline company and small commodity pipeline company and each small
power line company that transmits 0.5 megawatt hours or more of
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electricity per year shall, every year, pay to the Board an administration levy of $500.
(3) However, a company is not required to pay, for a year or
any portion of a year, a levy payable under subsection (1) or (2) if
(a) after June 30 in that year, the company obtains an exemption order under section 58 of the Act or a certificate; or
(b) in that year, the company pays a levy under section 5.2
or 5.3.
(4) An administration levy of $500 for the issuance of a certificate or the making of an exemption order authorizing the construction or operation of a border accommodation pipeline or a
border accommodation commodity pipeline is payable to the
Board by the authorized company.
7. (1) Subsections 5.2(1) and (2) of the Regulations are replaced by the following:
5.2 (1) Subject to subsections (3) and (4), any company that obtains an exemption order under section 58 of the Act in respect of,
or a certificate authorizing, the construction of a pipeline shall
pay to the Board a levy equal to 0.2% of the estimated cost of
construction of the pipeline, as estimated by the Board in its decision issuing the certificate or making the order.
(2) The levy shall be paid to the Board within 90 days after the
date of the Board’s invoice to the company for the levy.
(2) Subsection 5.2(3) of the French version of the Regulations is replaced by the following:
(3) La compagnie n’a pas à payer la redevance pour l’obtention
du certificat ou de l’ordonnance d’exemption si elle a déjà obtenu
un certificat ou une ordonnance d’exemption qui est encore en
vigueur.
8. The Regulations are amended by adding the following after section 5.2:
5.3 (1) A company that obtains a permit or certificate under
Part III.1 of the Act that authorizes the construction of an international or interprovincial power line shall pay to the Board a
levy equal to 0.2% of the estimated cost of construction of the
power line, as estimated by the Board in its decision to issue the
permit or certificate.
(2) However, the levy is not payable if
(a) the company has previously obtained a permit or certificate
that continues to be in force; or
(b) the company filed an application for the permit or certificate before the coming into force of this section.
(3) The levy shall be paid to the Board within 90 days after the
date of the Board’s invoice to the company for the levy.
9. Paragraph 8(c) of the Regulations is replaced by the
following:
(c) deducting from those total costs the total of all administration levies received under subsection 4(4) from large commodity pipeline companies, under subsection 5.1(1) from intermediate commodity pipeline companies, under subsection
5.1(2) from small commodity pipeline companies and in respect of border accommodation commodity pipelines under
subsection 5.1(4).
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d’électricité de faible importance qui transportent une quantité
d’électricité égale ou supérieure à 0,5 megawattheure par année
paient annuellement à l’Office une redevance de 500 $.
(3) Toutefois, la compagnie n’est pas tenue de payer pour une
année ou une partie d’année la redevance prévue au paragraphe
(1) ou (2) dans l’un ou l’autre des cas suivants :
a) après le 30 juin de cette année, elle obtient une ordonnance
d’exemption au titre de l’article 58 de la Loi ou un certificat;
b) la compagnie paie, pour l’année, la redevance prévue à
l’article 5.2 ou 5.3.
(4) La compagnie autorisée par la Loi à construire ou à exploiter un pipeline destiné à un service frontalier ou un productoduc
destiné à un service frontalier doit payer à l’Office une redevance
de 500 $ pour obtenir un certificat ou une ordonnance d’exemption autorisant la construction ou l’exploitation.
7. (1) Les paragraphes 5.2(1) et (2) du même règlement sont
remplacés par ce qui suit :
5.2 (1) Sous réserve des paragraphes (3) et (4), la compagnie
qui obtient une ordonnance d’exemption prévue à l’article 58 de
la Loi à l’égard de la construction d’un pipeline ou un certificat
autorisant une telle construction paie à l’Office une redevance
correspondant à 0,2 % du coût de la construction du pipeline selon l’estimation de l’Office dans sa décision de délivrer l’ordonnance ou le certificat.
(2) La redevance est payable dans les quatre-vingt-dix jours
suivant la date de facturation.
(2) Le paragraphe 5.2(3) de la version française du même
règlement est remplacé par ce qui suit :
(3) La compagnie n’a pas à payer la redevance pour l’obtention
du certificat ou de l’ordonnance d’exemption si elle a déjà obtenu
un certificat ou une ordonnance d’exemption qui est encore en
vigueur.
8. Le même règlement est modifié par adjonction, après
l’article 5.2, de ce qui suit :
5.3 (1) La compagnie qui obtient un permis ou un certificat délivré aux termes de la partie III.1 de la Loi autorisant la construction d’une ligne de transport d’électricité internationale ou interprovinciale paie à l’Office une redevance correspondant à 0,2 %
du coût de construction de la ligne de transport d’électricité selon
l’estimation de l’Office dans sa décision de délivrer le permis ou
le certificat.
(2) Toutefois, la compagnie n’est pas tenue de payer la redevance dans les cas suivants :
a) elle a déjà obtenu un permis ou un certificat qui est encore
en vigueur;
b) elle a déposé une demande de certificat ou de permis avant
l’entrée en vigueur du présent article.
(3) La redevance est payable dans les quatre-vingt-dix jours
suivant la date de facturation.
9. L’alinéa 8c) du même règlement est remplacé par ce qui
suit :
c) en en soustrayant le total des redevances perçues des compagnies de productoduc de grande importance en vertu du paragraphe 4(4), des compagnies de productoduc de moyenne
importance en vertu du paragraphe 5.1(1), des compagnies de
productoduc de faible importance en vertu du paragraphe 5.1(2) et celles perçues, au même titre, à l’égard des productoducs destinés à un service frontalier en vertu du paragraphe 5.1(4).
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
10. Section 10 of the Regulations and the heading before it
are replaced by the following:
10. L’article 10 du même règlement et l’intertitre le précédant sont remplacés par ce qui suit :
DELIVERIES, TRANSMISSIONS AND COST OF SERVICE
LIVRAISONS, TRANSMISSIONS ET COÛT DE SERVICE
10. (1) On or before August 31 in every year, each large oil
pipeline company and large gas pipeline company shall provide
the Board with the following information:
(a) a forecast of its deliveries, in cubic metres, for the following year; and
(b) its actual deliveries, in cubic metres, for the previous year.
10. (1) Au plus tard le 31 août de chaque année, les compagnies d’oléoduc de grande importance et les compagnies de gazoduc de grande importance fournissent à l’Office :
a) les prévisions de leurs livraisons, en mètres cubes, pour
l’année suivante;
b) le volume de leurs livraisons réelles, en mètres cubes, pour
l’année précédente.
(2) Au plus tard le 31 août de chaque année, les compagnies de
transport d’électricité de grande importance et les compagnies de
transport d’électricité de faible importance fournissent à l’Office :
a) les prévisions de leurs transmissions d’électricité, en mégawattheures, pour l’année suivante;
b) la quantité de leurs transmissions d’électricité réelles, en
mégawattheures, pour l’année précédente.
(3) Au plus tard le 31 août de chaque année, les compagnies
d’oléoduc de moyenne importance, les compagnies de gazoduc de
moyenne importance, les compagnies d’oléoduc de faible importance et les compagnies de gazoduc de faible importance fournissent à l’Office :
a) une estimation du coût de service afférent aux opérations assujetties à la compétence de l’Office pour l’année courante;
b) le coût de service réel afférent aux opérations assujetties à la
compétence de l’Office pour l’année précédente.
11. L’alinéa 11(1)a) du même règlement est remplacé par ce
qui suit :
a) chaque compagnie de transport d’électricité de grande importance des droits qu’elle a à payer au titre du recouvrement
des frais pour l’année suivante;
12. L’alinéa 12(1)c) du même règlement est remplacé par ce
qui suit :
c) le temps consacré par ses dirigeants et ses employés à des
activités directement liées à ses attributions à l’égard de l’électricité et des lignes de transport d’électricité internationales et
interprovinciales.
13. (1) L’alinéa 13(1)a) du même règlement est remplacé
par ce qui suit :
a) en multipliant le pourcentage calculé conformément à l’alinéa 12(1)a) par le total des frais établi aux termes de l’article 6
et rajusté conformément à l’article 8;
(2) Le sous-alinéa 13(1)b)(i) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(i) d’une part, le montant total des redevances à payer pour
cette année, en application de l’article 5.1, par les compagnies d’oléoduc de moyenne importance et les compagnies
d’oléoduc de faible importance,
(3) Le sous-alinéa 13(1)b)(ii) de la version française du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(ii) d’autre part, le montant total des redevances à payer pour
cette année, en application de l’article 5.2, par les compagnies d’oléoduc de grande importance, les compagnies
d’oléoduc de moyenne importance et les compagnies d’oléoduc de faible importance.
(2) On or before August 31 in every year, each large power line
company and small power line company shall provide the Board
with the following information:
(a) a forecast of its electricity transmissions, in megawatt
hours, for the following year; and
(b) its actual electricity transmissions, in megawatt hours, for
the previous year.
(3) On or before August 31 in every year, each intermediate oil
pipeline company, intermediate gas pipeline company, small oil
pipeline company and small gas pipeline company shall provide
the Board with the following information:
(a) an estimate of the cost of service of its operations for the
current year that are subject to the jurisdiction of the Board;
and
(b) the actual cost of service for the preceding year of its operations that are subject to the jurisdiction of the Board.
11. Paragraph 11(1)(a) of the Regulations is replaced by the
following:
(a) each large power line company of the cost recovery charge
that will be payable by that company during the following year;
and
12. Paragraph 12(1)(c) of the Regulations is replaced by the
following:
(c) the time spent by officers and employees of the Board on
activities directly related to the responsibilities of the Board in
respect of electricity and international and interprovincial
power lines
13. (1) Paragraph 13(1)(a) of the Regulations is replaced by
the following:
(a) multiplying the percentage determined under paragraph 12(1)(a) by the total costs determined under section 6
and adjusted under section 8; and
(2) Subparagraph 13(1)(b)(i) of the Regulations is replaced
by the following:
(i) the total of the administration levies to be paid during that
year under section 5.1 by intermediate oil pipeline companies and small oil pipeline companies, and
(3) Subparagraph 13(1)(b)(ii) of the French version of the
Regulations is replaced by the following:
(ii) d’autre part, le montant total des redevances à payer pour
cette année, en application de l’article 5.2, par les compagnies d’oléoduc de grande importance, les compagnies
d’oléoduc de moyenne importance et les compagnies d’oléoduc de faible importance.
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
(4) Paragraph 13(2)(a) of the Regulations is replaced by the
following:
(a) multiplying the percentage determined under paragraph 12(1)(b) by the total costs determined under section 6
and adjusted under section 8; and
(5) Subparagraph 13(2)(b)(i) of the Regulations is replaced
by the following:
(i) the total of the administration levies to be paid during that
year under section 5.1 by intermediate gas pipeline companies, small gas pipeline companies and persons or companies
operating border accommodation pipelines, and
(6) Subparagraph 13(2)(b)(ii) of the French version of the
Regulations is replaced by the following:
(ii) d’autre part, le montant total des redevances à payer pour
cette année, en application de l’article 5.2, par les compagnies de gazoduc de grande importance, les compagnies de
gazoduc de moyenne importance et les compagnies de gazoduc de faible importance.
(7) Subsection 13(3) of the Regulations is replaced by the
following:
(3) The Board shall, each year, determine the total amount of
costs to be recovered for the following year from large power line
companies by
(a) multiplying the percentage determined under paragraph 12(1)(c) by the total costs determined under section 6
and adjusted under section 8; and
(b) deducting from the product determined under paragraph (a)
(i) the total of the administration levies to be paid during that
year under subsection 5.1(2) by small power line companies,
and
(ii) the total of the levies to be paid during that year under
section 5.3.
14. Subsections 14(3) and (4) of the Regulations are replaced by the following:
(3) The cost recovery charge payable by a large power line
company is equal to the amount determined by the formula
A × B/C
where
A is the total amount of costs determined in accordance with
subsection 13(3);
B is the forecast of electricity transmissions, in megawatt hours,
of that company for the following year, provided to the Board
under paragraph 10(2)(a); and
C is the aggregate of the forecasts of electricity transmissions, in
megawatt hours, of all the large power line companies for the
following year, provided to the Board under paragraph 10(2)(a).
15. Sections 15 and 16 of the Regulations are replaced by
the following:
16. On or before September 30 in every year, the Board shall
determine, for the preceding year,
(a) the revised total amount of costs recoverable from all large
oil pipeline companies, by multiplying the percentage determined under paragraph 12(1)(a) by the total costs determined
under section 6 and adjusted under section 8;
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(4) L’alinéa 13(2)a) du même règlement est remplacé par ce
qui suit :
a) en multipliant le pourcentage calculé conformément à l’alinéa 12(1)b) par le total des frais établi aux termes de l’article 6
et rajusté conformément à l’article 8;
(5) Le sous-alinéa 13(2)b)(i) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(i) d’une part, le montant total des redevances à payer pour
cette année, en application de l’article 5.1, par les compagnies de gazoduc de moyenne importance, les compagnies
de gazoduc de faible importance et les personnes ou compagnies exploitant un pipeline destiné à un service frontalier,
(6) Le sous-alinéa 13(2)b)(ii) de la version française du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(ii) d’autre part, le montant total des redevances à payer pour
cette année, en application de l’article 5.2, par les compagnies de gazoduc de grande importance, les compagnies de
gazoduc de moyenne importance et les compagnies de gazoduc de faible importance.
(7) Le paragraphe 13(3) du même règlement est remplacé
par ce qui suit :
(3) L’Office calcule, chaque année, le montant total des frais à
recouvrer, pour l’année suivante, auprès des compagnies de transport d’électricité de grande importance :
a) en multipliant le pourcentage calculé conformément à l’alinéa 12(1)c) par le total des frais établi aux termes de l’article 6
et rajusté conformément à l’article 8;
b) en soustrayant du produit obtenu à l’alinéa a) :
(i) d’une part, le montant total des redevances à payer pour
cette année en application du paragraphe 5.1(2) par les compagnies de transport d’électricité de faible importance,
(ii) d’autre part, le montant total des redevances à payer pour
cette année en application de l’article 5.3.
14. Les paragraphes 14(3) et (4) du même règlement sont
remplacés par ce qui suit :
(3) Les droits payables par une compagnie de transport d’électricité de grande importance au titre du recouvrement des frais
correspondent au montant calculé selon la formule suivante :
A × B/C
où :
A représente le montant total des frais, calculé aux termes du
paragraphe 13(3);
B les prévisions des transmissions d’électricité, en mégawattheures, de cette compagnie pour l’année suivante, fournies à
l’Office en application de l’alinéa 10(2)a);
C l’ensemble des prévisions des transmissions d’électricité, en
mégawattheures, de toutes les compagnies de transport d’électricité de grande importance, pour l’année suivante, fournies à
l’Office en application de l’alinéa 10(2)a).
15. Les articles 15 et 16 du même règlement sont remplacés
par ce qui suit :
16. Au plus tard le 30 septembre de chaque année, l’Office calcule, pour l’année précédente :
a) le montant total révisé des frais recouvrables auprès de l’ensemble des compagnies d’oléoduc de grande importance, en
multipliant le pourcentage calculé conformément à l’alinéa 12(1)a) par le total des frais établi aux termes de l’article 6
et rajusté conformément à l’article 8;
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
(b) the revised total amount of costs recoverable from all large
gas pipeline companies, by multiplying the percentage determined under paragraph 12(1)(b) by the total costs determined
under section 6 and adjusted under section 8; and
(c) the revised total amount of costs recoverable from all large
power line companies, by multiplying the percentage determined under paragraph 12(1)(c) by the total costs determined
under section 6 and adjusted under section 8.
16. The descriptions of B and C in section 16.1 of the Regulations are replaced by the following:
B is the actual deliveries, in cubic metres, of the company provided to the Board under paragraph 10(1)(b); and
C is the aggregate of the actual deliveries, in cubic metres, of all
the large oil pipeline companies that did not obtain relief, provided to the Board under paragraph 10(1)(b).
17. The descriptions of B and C in section 16.2 of the Regulations are replaced by the following:
B is the actual deliveries, in cubic metres, of the company provided to the Board under paragraph 10(1)(b); and
C is the aggregate of the actual deliveries, in cubic metres, of all
the large gas pipeline companies that did not obtain relief,
provided to the Board under paragraph 10(1)(b).
18. (1) Subsection 17(1) of the Regulations is replaced by
the following:
17. (1) On or before September 30 in every year, the Board
shall calculate a revised cost recovery charge, for the preceding
year, for each large oil pipeline company, large gas pipeline company and large power line company.
(2) The descriptions of B and C in subsection 17(2) of the
Regulations are replaced by the following:
B is the actual deliveries, in cubic metres, of that company for
that preceding year, provided to the Board under paragraph 10(1)(b); and
C is the aggregate of the actual deliveries, in cubic metres, for
that preceding year, of all the large oil pipeline companies,
provided to the Board under paragraph 10(1)(b).
(3) The descriptions of B and C in subsection 17(3) of the
Regulations are replaced by the following:
B is the actual deliveries, in cubic metres, of that company for
that preceding year, provided to the Board under paragraph 10(1)(b); and
C is the aggregate of the actual deliveries, in cubic metres, for
that preceding year, of all the large gas pipeline companies,
provided to the Board under paragraph 10(1)(b).
(4) Subsection 17(4) of the Regulations is replaced by the
following:
b) le montant total révisé des frais recouvrables auprès de l’ensemble des compagnies de gazoduc de grande importance, en
multipliant le pourcentage calculé conformément à l’alinéa 12(1)b) par le total des frais établi aux termes de l’article 6
et rajusté conformément à l’article 8;
c) le montant total révisé des frais recouvrables auprès de l’ensemble des compagnies de transport d’électricité de grande importance, en multipliant le pourcentage calculé conformément à
l’alinéa 12(1)c) par le total des frais établi aux termes de l’article 6 et rajusté conformément à l’article 8.
16. Les éléments B et C de la formule figurant à l’article 16.1 du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
B le volume des livraisons réelles, en mètres cubes, de la compagnie, fourni à l’Office en application de l’alinéa 10(1)b);
C le volume total des livraisons réelles, en mètres cubes, des
compagnies d’oléoduc de grande importance qui n’ont pas obtenu de dispense, fourni à l’Office en application de l’alinéa 10(1)b).
17. Les éléments B et C de la formule figurant à l’article 16.2 du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
B le volume des livraisons réelles, en mètres cubes, de la compagnie, fourni à l’Office en application de l’alinéa 10(1)b);
C le volume total des livraisons réelles, en mètres cubes, des
compagnies de gazoduc de grande importance qui n’ont pas
obtenu de dispense, fourni à l’Office en application de l’alinéa 10(1)b).
18. (1) Le paragraphe 17(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :
17. (1) Au plus tard le 30 septembre de chaque année, l’Office
calcule les droits révisés payables, au titre du recouvrement des
frais, par chaque compagnie d’oléoduc de grande importance,
chaque compagnie de gazoduc de grande importance et chaque
compagnie de transport d’électricité de grande importance pour
l’année précédente.
(2) Les éléments B et C de la formule figurant au paragraphe 17(2) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
B le volume des livraisons réelles, en mètres cubes, de la compagnie pour l’année précédente, fourni à l’Office en application de l’alinéa 10(1)b);
C le volume total des livraisons réelles, en mètres cubes, pour
l’année précédente, de toutes les compagnies d’oléoduc de
grande importance, fourni à l’Office en application de l’alinéa 10(1)b).
(3) Les éléments B et C de la formule figurant au paragraphe 17(3) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :
B le volume des livraisons réelles, en mètres cubes, de la compagnie pour l’année précédente, fourni à l’Office en application de l’alinéa 10(1)b);
C le volume total des livraisons réelles, en mètres cubes, pour
l’année précédente, de toutes les compagnies de gazoduc de
grande importance, fourni à l’Office en application de l’alinéa 10(1)b).
(4) Le paragraphe 17(4) du même règlement est remplacé
par ce qui suit :
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
(4) The revised cost recovery charge of a large power line
company for the preceding year is equal to the amount determined by the formula
A × B/C
where
A is the revised total amount of costs determined in accordance
with paragraph 16(c);
B is the actual electricity transmissions, in megawatt hours, of
that company for the preceding year, provided to the Board
under paragraph 10(2)(b); and
C is the aggregate of the electricity transmissions, in megawatt
hours, of all the large power line companies for the preceding
year, provided to the Board under paragraph 10(2)(b).
20. Section 20 of the Regulations and the heading before it
are replaced by the following:
(4) Les droits révisés payables, au titre du recouvrement des
frais, par une compagnie de transport d’électricité de grande importance, pour l’année précédente, correspondent au montant calculé selon la formule suivante :
A × B/C
où :
A représente le montant total révisé des frais, calculé selon
l’alinéa 16c);
B la quantité des transmissions réelles d’électricité, en mégawattheures, de cette compagnie de transport d’électricité, pour
l’année précédente, fournie à l’Office en application de
l’alinéa 10(2)b);
C la quantité totale des transmissions d’électricité, en mégawattheures, de toutes les compagnies de transport d’électricité de
grande importance, pour l’année précédente, fournie à
l’Office en application de l’alinéa 10(2)b).
19. Les articles 18 et 19 du même règlement sont remplacés
par ce qui suit :
18. Au plus tard le 30 septembre de chaque année, l’Office calcule, à l’égard de chaque compagnie d’oléoduc de grande importance, de chaque compagnie de gazoduc de grande importance et
de chaque compagnie de transport d’électricité de grande
importance :
a) le trop-perçu, lorsque le montant des droits payés, au titre du
recouvrement des frais, par la compagnie pour l’année précédente est supérieur au montant des droits révisés payables à ce
titre;
b) le moins-perçu, lorsque le montant des droits révisés payables, au titre du recouvrement des frais, par la compagnie pour
l’année précédente est supérieur au montant des droits payés à
ce titre.
19. L’Office rajuste chaque année les droits payables au titre du
recouvrement des frais par chaque compagnie d’oléoduc de grande
importance, chaque compagnie de gazoduc de grande importance et chaque compagnie de transport d’électricité de grande
importance, pour l’année suivante, en en soustrayant le trop-perçu
calculé au titre de l’alinéa 18a) ou en y ajoutant le moins-perçu
calculé au titre de l’alinéa 18b), selon le cas.
20. L’article 20 du même règlement et l’intertitre le précédant sont remplacés par ce qui suit :
INVOICING AND INTEREST
FACTURATION ET INTÉRÊTS
20. (1) On June 30 in every year, the Board shall issue to each
company that is required to pay an administration levy under subsection 4(4) or section 5.1 an invoice for the amount of the levy.
20. (1) Le 30 juin de chaque année, l’Office envoie une facture
à chaque compagnie tenue de payer des redevances au titre des
droits administratifs en application du paragraphe 4(4) ou de l’article 5.1.
(2) Les 31 mars, 30 juin, 30 septembre et 31 décembre de chaque année, l’Office envoie à chaque compagnie d’oléoduc de
grande importance, compagnie de gazoduc de grande importance
et compagnie de transport d’électricité de grande importance une
facture représentant 25 % des droits payables pour l’année par la
compagnie au titre du recouvrement des frais rajustés conformément à l’article 19.
(3) Sauf pour la redevance prévue aux paragraphes 5.2(1) ou
5.3(1), toute somme exigible en vertu du présent règlement doit
être payée à l’Office dans les trente jours suivant la date de
facturation.
19. Sections 18 and 19 of the Regulations are replaced by
the following:
18. On or before September 30 in every year, the Board shall
calculate, for each large oil pipeline company, large gas pipeline
company and large power line company,
(a) the amount, if any, by which the cost recovery charge paid
by that company for the preceding year exceeds the revised
cost recovery charge of that company; or
(b) the amount, if any, by which the revised cost recovery
charge of that company exceeds the cost recovery charge paid
by that company for the preceding year.
19. Every year the Board shall adjust the cost recovery charge
for the following year of each large oil pipeline company, large
gas pipeline company and large power line company by deducting
from it the amount calculated under paragraph 18(a) for that
company, if any, or by adding to it the amount calculated under
paragraph 18(b) for that company, if any.
(2) On March 31, June 30, September 30 and December 31 in
every year, the Board shall issue to each large oil pipeline company, large gas pipeline company and large power line company
an invoice for 25% of the cost recovery charge payable by that
company for that year, as adjusted under section 19.
(3) Except for a levy that is required to be paid under subsection 5.2(1) or 5.3(1), the amount of any levy or charge that is payable to the Board shall be paid within 30 days after the date of the
Board’s invoice for the amount.
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
(4) If a company fails to pay any amount invoiced by the Board
within the period required by these Regulations, the company
shall pay interest on the outstanding amount at a rate of 1.5% per
month, compounded monthly, beginning
(a) in the case of amounts payable under subsection (3), on the
31st day after the date of the Board’s invoice; and
(b) in the case of levies payable under subsections 5.2(2) and
5.3(2), on the 91st day after the date of the Board’s invoice.
(4) Si elle n’acquitte pas la facture dans le délai prévu par le
présent règlement, la compagnie paie sur la somme en souffrance
un intérêt composé de 1,5 % par mois, calculé à compter :
a) dans le cas de la somme visée au paragraphe (3), du trente et
unième jour suivant la date de facturation;
b) dans le cas de la redevance payable conformément aux paragraphes 5.2(2) ou 5.3(2), du quatre-vingt-onzième jour suivant
la date de facturation.
TRANSITIONAL PROVISIONS
DISPOSITIONS TRANSITOIRES
LARGE ELECTRICITY EXPORTERS — ADJUSTMENT FOR
PREVIOUS YEARS
EXPORTATEUR D’ÉLECTRICITÉ DE GRANDE IMPORTANCE —
21. For greater certainty, in 2010 the Board shall not make
the adjustment referred to in section 19 of the Regulations, as
they read before the coming into force of section 19 of these
Regulations, in respect of the cost recovery charge of a large
electricity exporter.
21. Il est entendu qu’en 2010 l’Office n’effectue pas le rajustement visé à l’article 19 du même règlement, dans sa version antérieure à l’entrée en vigueur de l’article 19 du présent
règlement, à l’égard des droits payables au titre du recouvrement des frais par un exportateur d’électricité de grande
importance.
22. En 2010, l’Office calcule un rajustement total pour chaque exportateur d’électricité de grande importance, qui correspond à la somme du rajustement calculé pour cet exportateur en 2009 au titre de l’article 19 du même règlement, dans
sa version antérieure à l’entrée en vigueur de l’article 19 du
présent règlement, et du montant calculé pour cet exportateur
en 2010 au titre de l’article 18 du même règlement, dans sa
version antérieure à l’entrée en vigueur de l’article 19 du présent règlement.
23. Si le montant total des droits payés au titre du recouvrement des frais par l’exportateur d’électricité de grande
importance pour 2008 et 2009 est inférieur au montant total
révisé des droits payables au titre du recouvrement des frais
pour ces années, l’exportateur verse à l’Office la somme correspondant au rajustement total.
24. Le 30 septembre 2010, l’Office envoie à chaque exportateur d’électricité de grande importance une facture indiquant
le montant du rajustement total calculé pour cet exportateur
au titre de l’article 22 du présent règlement.
25. Toute somme payable au titre de l’article 23 du présent
règlement doit être versée à l’Office par l’exportateur d’électricité de grande importance dans le délai prévu au paragraphe 20(3) du même règlement, à défaut de quoi les intérêts
prévus au paragraphe 20(4) du même règlement sont
applicables.
22. In 2010, the Board shall calculate a combined adjustment amount for each large electricity exporter, being the
total of the amount of the adjustment made under section 19
of the Regulations, as they read before the coming into force
of section 19 of these Regulations, for that exporter in 2009
and the amount calculated for that exporter under section 18
of the Regulations, as they read before the coming into force
of section 19 of these Regulations, in 2010.
23. If the total amount of the cost recovery charges paid by
a large electricity exporter for 2008 and 2009 is less than the
revised cost recovery charges for those years, the combined
adjustment amount is payable by the exporter to the Board.
24. On September 30, 2010, the Board shall issue to each
large electricity exporter an invoice that sets out the combined
adjustment amount calculated for the exporter under section 22 of these Regulations.
25. An amount payable under section 23 of these Regulations shall be paid by the large electricity exporter in accordance with subsection 20(3) of the Regulations and is subject to
the interest requirements set out in subsection 20(4) of the
Regulations.
RAJUSTEMENT POUR LES ANNÉES PRÉCÉDENTES
LARGE POWER LINE COMPANIES — 2010 COST
RECOVERY CHARGE
COMPAGNIE DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DE GRANDE
IMPORTANCE — DROITS PAYABLES AU TITRE DU
RECOUVREMENT DES FRAIS POUR 2010
26. Each large power line company shall, on or before February 15, 2010, provide the Board with its forecasts of electricity transmissions for 2010.
26. Les compagnies de transport d’électricité de grande importance fournissent à l’Office, au plus tard le 15 février
2010, les prévisions de leurs transmissions d’électricité pour
l’année 2010.
27. L’office avise, au plus tard le 31 mars 2010, chaque
compagnie de transport d’électricité de grande importance
des droits qu’elle doit payer au titre du recouvrement des
frais pour l’année 2010.
27. The Board shall, on or before March 31, 2010, notify
each large power line company of the cost recovery charge
that will be payable by that company for 2010.
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28. The Board shall determine the total amount of costs to
be recovered from large power line companies for 2010 by
(a) multiplying the percentage determined under paragraph 12(1)(c) of the Regulations by the total costs determined under section 6 of the Regulations and adjusted
under section 8 of the Regulations; and
(b) deducting, from that product, the total of the levies to be
paid during that year under section 5.3 of the Regulations.
28. L’Office calcule le montant total des frais à recouvrer
pour l’année 2010 auprès des compagnies de transport d’électricité de grande importance :
a) en multipliant le pourcentage calculé conformément à
l’alinéa 12(1)c) du même règlement par le total des frais
établi aux termes de l’article 6 du même règlement et rajusté conformément à l’article 8 du même règlement;
b) en soustrayant du produit obtenu à l’alinéa a) le total des
redevances payables durant cette année en application de
l’article 5.3 du même règlement.
29. The cost recovery charge payable by a large power line
company for 2010 is equal to the amount determined under
subsection 14(3) of the Regulations except that
(a) the forecast of electricity transmissions referred to in
the description of B in that subsection shall be that provided by the company for 2010 under section 26 of these
Regulations; and
(b) the aggregate of the forecast of electricity transmissions
referred to in the description of C in that subsection shall
be the aggregate of those provided by all large power line
companies for 2010 under section 26 of these Regulations.
(2) The amount of the cost recovery charge for 2010 shall
be paid by the company by May 15, 2010.
(3) If the company fails to pay the amount of the cost recovery charge by May 15, 2010, the company shall pay interest
on the outstanding amount at a rate of 1.5% per month, compounded monthly, beginning on May 16, 2010.
29. Les droits payables, au titre du recouvrement des frais,
par une compagnie de transport d’électricité de grande importance pour l’année 2010 correspondent au montant calculé
conformément au paragraphe 14(3) du même règlement, sauf
que :
a) les prévisions des transmissions d’électricité mentionnées
à l’élément B de la formule sont celles fournies pour l’année
2010 par la compagnie en application de l’article 26 du présent règlement;
b) le total des prévisions des transmissions d’électricité
mentionnées à l’élément C de la formule figurant à ce paragraphe correspond au total des prévisions fournies par
chacune des compagnies de transport d’électricité de grande
importance pour l’année 2010 en application de l’article 26 du présent règlement.
30. (1) Au plus tard le 31 mars 2010, l’Office envoie à chaque compagnie de transport d’électricité de grande importance une facture indiquant le montant des droits à payer par
cette dernière au titre du recouvrement des frais pour l’année
2010.
(2) La compagnie doit acquitter la facture au plus tard le
15 mai 2010.
(3) Si elle n’acquitte pas la facture dans le délai prévu, la
compagnie de transport d’électricité de grande importance
paie sur la somme en souffrance un intérêt composé de 1,5%
par mois, calculé à compter du 16 mai 2010.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
31. (1) These Regulations, other than subsection 1(2) and
sections 15 to 19, come into force on January 1, 2010.
(2) Subsection 1(2) and sections 15 to 19 come into force on
January 1, 2011.
31. (1) Le présent règlement, à l’exception du paragraphe 1(2) et des articles 15 à 19, entre en vigueur le 1er janvier
2010.
(2) Le paragraphe 1(2) et les articles 15 à 19 entrent en vigueur le 1er janvier 2011.
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.)
30. (1) On or before March 31, 2010, the Board shall issue
to each large power line company an invoice for the cost recovery charge that is payable by that company for 2010.
Issue and objectives
Question et objectifs
Pursuant to the National Energy Board Act, the National Energy Board (NEB) may make regulations to recover certain costs
attributable to its responsibilities. The National Energy Board
Cost Recovery Regulations (the Regulations) set out the manner
in which the NEB determines its recoverable costs and the process for recovering those costs from the entities it regulates.
La Loi sur l’Office national de l’énergie autorise l’Office national de l’énergie (l’ONÉ) à recouvrer certains frais afférents à
l’exercice de ses attributions. Le Règlement sur le recouvrement
des frais de l’Office national de l’énergie (le Règlement) énonce
de quelle façon l’ONÉ détermine les frais recouvrables et recouvre ces frais auprès des entités qu’il réglemente.
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The amendments require that recoverable costs currently allocated to electricity exporters be allocated to owners and operators
of power lines (power line companies) that transport electricity
internationally and inter-provincially.
These amendments will result in a more equitable attribution of
the costs of NEB regulation of the electrical industry, which reflects a separation of export and transmission functions that has
occurred in the electricity industry.
Amendments include changes to definitions and transitional
provisions.
Suivant les modifications, les frais recouvrables actuellement
imputés aux exportateurs d’électricité le seront dorénavant aux
propriétaires et aux exploitants de lignes électriques, c’est-à-dire
les compagnies qui transportent de l’électricité au moyen de lignes aussi bien internationales qu’interprovinciales.
Ces modifications se traduisent par une répartition plus équitable des frais engagés par l’ONÉ dans la réglementation du secteur
de l’électricité, reflétant ainsi la séparation des fonctions d’exportation de celles du transport survenue dans le secteur.
Les modifications comprennent des changements à certaines
définitions ainsi que des dispositions transitoires.
Description and rationale
Description et justification
The amendments arose from a request from Hydro-Québec
Production, Brascan Power, Manitoba Power, Ontario Power
Generation Inc. and Powerex Corporation for a review of the cost
recovery methodology for the electricity industry. Changes in the
structure of the Canadian electricity industry had resulted in a
separation of the transmission function from generation, distribution and marketing, including exporting.
Les modifications font suite aux demandes formulées par
Hydro-Québec Production, Brascan Power, Manitoba Power,
Ontario Power Generation Inc. et Powerex Corporation pour que
l’Office revoie la méthodologie de recouvrement de ses frais dans
le secteur de l’électricité. Des changements structurels survenus
au sein de l’industrie canadienne de l’électricité ont eu pour effet
de séparer la fonction transport des fonctions production, distribution et commercialisation, y compris l’exportation.
Le Règlement répartit entre les exportateurs d’électricité, les
frais recouvrables qui sont afférents à la réglementation du secteur de l’électricité. Suivant les modifications, ces frais seront
plutôt recouvrés auprès des compagnies de transport, créant ainsi
une structure de recouvrement plus équitable, tout en conservant
les mécanismes de répartition et de recouvrement actuels.
Les personnes ou les compagnies qui sont autorisées par l’ONÉ
à construire ou à exploiter des lignes internationales ou interprovinciales de transport d’électricité seront dorénavant assujetties au
mécanisme de recouvrement des frais; elles se verront alors imputer des frais qui ne lui sont pas imputés actuellement. Dans une
année donnée, le montant que doivent payer les compagnies réglementées varie en fonction de facteurs qui ont des valeurs annuelles différentes; toutefois, la méthode utilisée pour calculer le
montant à recouvrer auprès du secteur de l’électricité reste la
même d’une année à l’autre.
Les frais seront imputés aux compagnies de transport d’électricité actuellement assujetties à la réglementation de l’ONÉ en
fonction des quantités réelles et prévues d’électricité (importations et exportations) transportées sur leurs lignes. De plus, les
compagnies de transport d’électricité nouvellement réglementées
paieront une redevance unique égale à deux dixièmes de un pour
cent du coût estimatif de la ligne de transport d’électricité approuvée par l’ONÉ. Cette redevance reflétera les coûts considérables non récurrents engagés par l’ONÉ au cours du processus
d’approbation réglementaire du projet d’un nouveau venu dans le
secteur de l’électricité. Les compagnies de transport d’électricité
qui sont déjà réglementées par l’ONÉ n’auraient pas à payer cette
redevance.
Les modifications comprennent en outre des changements
d’ordre mineur aux définitions concernant les compagnies pipelinières. De nature administrative, ces définitions reflètent mieux la
teneur de la Loi sur l’Office national de l’énergie et englobent
maintenant une référence à la construction et à l’exploitation. Ces
changements n’ont aucun effet sur l’administration du Règlement
ni sur l’application du recouvrement des frais auprès des compagnies pipelinières ou les montants des frais à recouvrer.
The Regulations allocate recoverable costs attributable to regulation of the electricity industry to electricity exporters. The
amendments will instead recover NEB costs attributable to regulation of the electricity industry from power line companies, thus
resulting in a more equitable cost recovery structure while retaining the existing attribution and recovery mechanisms.
Persons or companies that are authorized by the NEB to construct or operate power lines to transmit electricity internationally
or inter-provincially are now included in the cost recovery
mechanism and therefore will be allocated costs which they do
not presently incur. In any given year, the amount to be paid by
regulated companies changes as it depends on variables that have
different annual values; however, the methodology to calculate
the amount to be recovered from the electricity commodity remains consistent between years.
Power line companies regulated by the NEB will be allocated
costs based on the amount of actual, planned transmissions (exports and imports) on their lines. In addition, newly regulated
power line companies will incur a one-time levy of two tenths of
one percent of the estimated cost of the power line facilities approved by the NEB. This levy will reflect the substantial one-time
costs incurred by the NEB in the regulatory approval process for a
new entrant to the electricity industry. The levy will not apply to
power line companies which are currently regulated by the NEB.
The amendments contain minor revisions to the existing definitions related to pipeline companies. Administrative in nature, the
definitions better mirror the wording in the National Energy
Board Act and now include a reference to both construction and
operation. These changes do not affect the administration of the
Regulations nor the application or amount of cost recovery from
pipeline companies.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
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The NEB conducted extensive research on cost recovery in
other jurisdictions and considered several possible alternative
ways to achieve equitable attribution of costs to regulated electricity companies.
These alternatives included the status quo, the use of levies
based on pre-determined ratios and implementation of application
fees and annual set fees for maintaining individual company
authorizations.
The amendments represent the approach that best met the criteria of achieving equity with respect to the incidence of cost recovery, consistency with underlying principles of cost recovery as
they are presently applied to other commodities, validity with
regard to power line utilization and the availability and reliability
of operating data for use in the cost recovery process.
L’ONÉ a effectué des recherches exhaustives sur les modes de
recouvrement des frais employés dans d’autres territoires de
compétence. Il a examiné plusieurs solutions de rechange permettant une répartition équitable des frais entre les compagnies
d’électricité réglementées.
Ces solutions comprenaient le statu quo, le recours à des redevances fondées sur des ratios prédéterminés, des droits de dépôt
de demandes et des droits annuels fixes pour le maintien en vigueur des autorisations individuelles accordées aux compagnies.
Les modifications représentent l’approche qui répondait le
mieux aux critères d’équité en matière d’incidence du recouvrement des frais, de cohérence entre les principes qui sous-tendent
le recouvrement des frais comme ils s’appliquent à d’autres produits, de validité en termes d’utilisation des lignes de transport
d’électricité ainsi que de disponibilité et de fiabilité des données
d’exploitation à utiliser dans le processus de recouvrement des
frais.
Consultation
Consultation
The NEB has a well-developed consultation process with those
who are subject to cost recovery through a joint NEB-industry
committee, namely the Cost Recovery Liaison Committee, established in 1990. Committee members include representatives from
regulated companies as well as industry associations.
L’ONÉ a mis en place un procédé bien défini pour la consultation des utilisateurs assujettis au recouvrement des frais par le
truchement d’un comité mixte ONÉ-industrie, désigné le Comité
de liaison sur le recouvrement des frais, créé en 1990. Les membres du Comité comprennent les représentants des compagnies
réglementées et des associations du secteur.
L’ONÉ a fourni des renseignements sur la question, des solutions de rechange, la solution de rechange préférée et les modifications proposées dans le cadre d’ateliers s’adressant aux
membres du secteur et de mises à jour à l’intention du Comité de
liaison sur le recouvrement des frais. Les modifications proposées
ont également été transmises à toutes les compagnies réglementées assujetties au recouvrement des frais et l’occasion de faire
part de leurs commentaires leur a été donnée.
Le projet est appuyé par le secteur de l’électricité. La question
des activités de transport d’électricité non planifiées a été soulevée, à la suite de quoi le projet a été modifié afin d’exclure les
activités de transport non planifiées (flux de retour et flux involontaires) des données à déclarer pour le calcul des redevances au
titre du recouvrement des frais.
La modification au Règlement sur le recouvrement des frais
de l’Office national de l’énergie a fait l’objet d’une publication
préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada le 8 août 2009,
à la suite de quoi une période de 30 jours prenant fin le 8 septembre 2009 a été accordée pour les commentaires du public. Des
commentaires ont été reçus par écrit de quatre compagnies
d’électricité.
Une compagnie a invité l’Office à apporter les modifications le
plus rapidement possible.
Une compagnie a fait remarquer que les contrats actuellement
en vigueur avec ses expéditeurs ne lui permettraient pas de récupérer les frais qui lui seraient imputés en vertu du règlement.
Il faut savoir que toutes les compagnies de transport d’électricité seront pareillement touchées et que le règlement ne prévoit
pas de clause d’antériorité. La façon dont les compagnies de
transport d’électricité décident, le cas échéant, de récupérer les
frais imputés par l’organisme de réglementation est à la discrétion
de chacune.
Une compagnie a indiqué ne pas appuyer les modifications
proposées, s’inquiétant que les coûts supplémentaires de transport
passent aux abonnés, ce qui mènerait à une hausse des prix de
l’électricité et à des bénéfices potentiels pour les exportateurs. Ce
The NEB provided information about the issue, alternatives,
the preferred alternative and proposed amendments through industry information workshops and updates to the Cost Recovery
Liaison Committee. Proposed amendments were also sent to all
regulated companies subject to cost recovery and an opportunity
to comment was provided.
Overall support from the electricity industry was received. One
issue was raised with respect to unplanned transmissions of electricity. In response, the proposal was modified to exclude unplanned transmissions (loop flows and inadvertent flows) from
the reporting of data for purposes of calculating cost recovery
levies.
The amendments to the National Energy Board Cost Recovery
Regulations were pre-published in the Canada Gazette, Part I, on
August 8, 2009, for a 30 day public comment period ending on
September 8, 2009. Written comments were received from four
electricity companies.
One company encouraged the Board to complete the amendments as quickly as possible.
One company noted that its existing contracts with shippers
would not allow it to recoup cost recovery charges allocated to it
pursuant to the Regulations. It should be noted that all power line
companies will be affected in the same way, and there is no
grandfathering authority in the Regulations. How and whether
power line companies choose to recover the regulator’s levy is at
the discretion of each company.
One company stated that it does not support the proposed
amendments citing a concern that the costs will flow to the transmission rate payers, leading to higher electricity prices and potential benefits for exporters. The comment, however, does not take
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
Copies of the written comments that the NEB received can be
obtained upon request from the contact indicated at the end of this
RIAS.
commentaire ne tient toutefois pas compte du fait que c’est à la
discrétion des compagnies de transport d’électricité, qui décideraient alors de la façon de faire, que les frais imputés seront ou
non récupérés auprès des clients. L’augmentation des coûts pour
les consommateurs n’est donc pas un absolu.
Les modifications au règlement vont dans le sens de la démarche adoptée pour les montants imputés sur les produits de base en
vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie. Le plan de
l’Office à l’égard du recouvrement des frais prévoit la répartition
des frais en question entre les produits de base réglementés en
vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie. Cette modification ne changera pas le montant total à recouvrer pour le produit
de base qu’est l’électricité.
Les autres commentaires avaient trait au processus de recouvrement des frais et cherchaient à obtenir des éclaircissements au
sujet de certaines définitions. L’Office collaborera avec l’industrie pour s’assurer que les définitions et les processus sont clairs,
au besoin par la production de documents d’orientation et d’autres
activités de communication.
Aucun changement n’a été apporté à la suite des commentaires
reçus.
Il est possible d’obtenir sur demande une copie des commentaires reçus par l’ONÉ en s’adressant à la personne-ressource dont
les coordonnées figurent à la fin du présent résumé.
Benefits to Canadians
Avantages pour la population canadienne
The Regulations ensure that NEB costs attributable to the regulation of the electricity and oil and gas industry are recovered
from those industries. The changes will ensure a more equitable
allocation of costs for recovery from the electricity industry and
improve the clarity and effectiveness of the regulatory system.
Le Règlement assure que l’ONÉ recouvre les frais afférents à
la réglementation de l’industrie de l’électricité et celle du pétrole
et du gaz, auprès de ces industries. Les modifications assureront
une répartition plus équitable des frais à recouvrer de l’industrie
de l’électricité et rendront le système de réglementation plus clair
et plus efficace.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
The NEB will update its administrative processes for cost recovery and will not require additional financial or human resources to implement the amendments. Timelines are part of the
existing Regulations and are maintained in the amendments.
L’ONÉ mettra à jour ses processus administratifs de recouvrement des frais et n’aura pas besoin de ressources humaines ou
financières supplémentaires pour mettre en œuvre les modifications. Les échéanciers font partie du règlement actuel et sont
maintenus dans les modifications.
Ces dernières comprennent des dispositions transitoires afin de
pouvoir cesser le recouvrement des frais auprès des exportateurs
d’électricité et commencer à les recouvrer auprès des compagnies
de transport d’électricité. Le montant final des comptes des exportateurs d’électricité sera calculé et au cas où un exportateur
aurait payé plus que sa part, un décret de remise sera passé pour
le remboursement du trop-perçu. Les moins-payés seront calculés
conformément aux dispositions transitoires et facturés en 2010.
Aucun changement n’est nécessaire en ce qui concerne l’application du Règlement. L’ONÉ veille à ce que les résultats financiers annuels utilisés pour le recouvrement des frais soient vérifiés annuellement par des vérificateurs externes indépendants. Les
montants à recouvrer constituent des créances envers Sa Majesté
du chef du Canada et leur recouvrement peut être effectué par
l’intermédiaire de tout tribunal compétent.
into consideration that power line companies have the discretion
to determine whether to recoup cost recovery charges from its
customers and if so, how. It is thus not an absolute given that the
consumer cost will increase.
The amendments to the Regulations are consistent with the
Board’s commodity charging philosophy under the National Energy Board Act. The NEB’s cost recovery scheme allocates costs
among the commodities regulated under the National Energy
Board Act. The recoverable pool from the electricity commodity
will not be changed by this amendment.
The remainder of the comments were related to the process of
cost recovery and clarification of definitions. The Board will
work with industry to ensure clarity of definitions and process
through guidance documents and other communications activities,
as needed.
No changes were made as a result of the comments received.
The amendments contain transitional provisions to provide for
the conclusion of dealings with electricity exporters and the
commencement of dealings with power line companies. A final
determination of accounts will be made with electricity exporters
and in the event that an exporter has overpaid their obligation, a
remission order will be generated to refund the amount of overpayment. Underpayments will be calculated in accordance with
the transitional provisions and invoiced in 2010.
No changes were necessary in relation to enforcement. The
NEB ensures that an external and independent audit is carried out
annually with respect to the annual financial results used for cost
recovery. The amounts subject to cost recovery are a debt due to
Her Majesty the Queen and may be recovered in any court of
competent jurisdiction.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-307
Contact
Personne-ressource
Jim Fox
Team Leader
Regulatory Development Team
National Energy Board
444 Seventh Avenue SW
Calgary, Alberta
T2P 0X8
Telephone: 403-299-3628
Fax: 403-299-3664
Toll free: 1-800-899-1265
Email: jim.fox@neb-one.gc.ca
Chantal Briand
Spécialiste de la rédaction de règlements
Élaboration de la réglementation
Office national de l’énergie
444 Seventh Avenue SW
Calgary (Alberta)
T2P 0X8
Téléphone : 403-292-4192
Télécopieur : 403-299-3664
Téléphone sans frais : 1-800-899-1265
Courriel : chantal.briand@neb-one.gc.ca
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
2272
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-308
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-308
November 19, 2009
Enregistrement
DORS/2009-308
Le 19 novembre 2009
CORRECTIONS AND CONDITIONAL RELEASE ACT
LOI SUR LE SYSTÈME CORRECTIONNEL ET LA MISE EN
LIBERTÉ SOUS CONDITION
Regulations Amending the Corrections and
Conditional Release Regulations
Règlement modifiant le Règlement sur le système
correctionnel et la mise en liberté sous condition
P.C. 2009-1875
C.P. 2009-1875
November 19, 2009
Le 19 novembre 2009
Her Excellency the Governor General in Council, on the recommendation of the Minister of Public Safety and Emergency
Preparedness, pursuant to subsection 105(6) and section 156a of
the Corrections and Conditional Release Actb, hereby makes the
annexed Regulations Amending the Corrections and Conditional
Release Regulations.
Sur recommandation du ministre de la Sécurité publique et de
la Protection civile et en vertu du paragraphe 105(6) et de l’article 156a de la Loi sur le système correctionnel et la mise en liberté sous conditionb, Son Excellence la Gouverneure générale en
conseil prend le Règlement modifiant le Règlement sur le système
correctionnel et la mise en liberté sous condition, ci-après.
REGULATIONS AMENDING THE CORRECTIONS AND
CONDITIONAL RELEASE REGULATIONS
RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT SUR LE
SYSTÈME CORRECTIONNEL ET LA MISE EN
LIBERTÉ SOUS CONDITION
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. Section 147 of the Corrections and Conditional Release
Regulations1 is replaced by the following:
147. The review of the case of an offender who is serving a
sentence of life imprisonment imposed as a minimum punishment
or commuted from a sentence of death or a sentence of detention
for an indeterminate period shall be made by a panel that consists
of at least two members of the Board, where the case involves
making a decision respecting
(a) granting parole to the offender; or
(b) the authorization of an unescorted temporary absence.
3. Section 150 of the Regulations is replaced by the
following:
150. The review of the case of an offender pursuant to sections 129 to 132 of the Act shall be made by a panel that consists
of at least two members of the Board.
1. L’article 147 du Règlement sur le système correctionnel et
la mise en liberté sous condition1 est remplacé par ce qui suit :
147. Le nombre minimal de membres de la Commission requis
pour former un comité chargé d’examiner le cas du délinquant qui
purge soit une peine d’emprisonnement à perpétuité infligée
comme peine minimale ou à la suite de commutation d’une peine
de mort, soit une peine d’emprisonnement d’une durée indéterminée, est de deux membres lorsque la Commission doit décider si,
selon le cas :
a) elle accorde la libération conditionnelle;
b) elle accorde une permission de sortir sans surveillance.
2. Le passage de l’article 148 du même règlement précédant
l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
148. Le nombre minimal de membres de la Commission requis
pour former un comité chargé d’examiner le cas du délinquant
purgeant une peine d’emprisonnement pour une infraction visée
aux annexes I et II de la Loi au sujet de laquelle une ordonnance a
été rendue en vertu de l’article 743.6 du Code criminel est de
deux membres lorsque la Commission doit décider si, selon le
cas :
3. L’article 150 du même règlement est remplacé par ce qui
suit :
150. Le nombre minimal de membres de la Commission requis
pour former un comité chargé d’examiner le cas du délinquant en
application des articles 129 à 132 de la Loi est de deux membres.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
4. These Regulations come into force on the day on which
they are registered.
4. Le présent règlement entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
———
———
a
a
2. The portion of section 148 of the Regulations before
paragraph (a) is replaced by the following:
148. The review of the case of an offender who is serving a
sentence of imprisonment for an offence referred to in Schedule I
or II of the Act in respect of which an order has been made under
section 743.6 of the Criminal Code shall be made by a panel that
consists of at least two members of the Board, where the case
involves making a decision respecting
b
1
S.C. 1995, c. 42, s. 60
S.C. 1992, c. 20
SOR/92-620
b
1
L.C. 1995, ch. 42, art. 60
L.C. 1992, ch. 20
DORS/92-620
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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.)
Issue and objectives
Question et objectifs
The National Parole Board (the Board) is an independent administrative tribunal that has exclusive authority under the Corrections and Conditional Release Act (the Act) to grant, deny,
cancel, terminate or revoke the day parole and full parole of offenders. In addition, the Board makes conditional release decisions for offenders in provinces and territories that do not have
their own parole boards.
La Commission nationale des libérations conditionnelles (la
Commission) est un tribunal administratif indépendant qui a compétence exclusive selon la Loi sur le système correctionnel et la
mise en liberté sous condition (la Loi) d’accorder ou de refuser
une semi-liberté et une libération conditionnelle totale aux délinquants, de les annuler, d’y mettre fin ou de les révoquer. En outre,
la Commission rend des décisions sur la mise en liberté sous
condition des délinquants dans les provinces et les territoires qui
ne disposent pas de leur propre commission des libérations
conditionnelles.
La Loi et son règlement d’application sont le cadre législatif
qui orientent les politiques, les activités, la formation et le processus décisionnel de la Commission concernant la libération conditionnelle et fournissent le cadre juridique requis pour le système
correctionnel et le régime de mise en liberté sous condition au
Canada.
Le Règlement sur le système correctionnel et la mise en liberté
sous condition (RSCMLC) exige de la Commission que certains
examens se fassent en présence de trois commissaires. Cependant,
la Loi n’exige pas que ceux-ci prennent une décision unanime,
seulement que deux des trois commissaires s’entendent sur une
décision. Il a récemment été conclu, à l’issue de l’examen stratégique de la Commission demandé par le Conseil du Trésor et
prévu dans le budget de 2009, que la réduction du nombre de
commissaires requis pour rendre une décision est une mesure
efficace.
Les modifications n’auraient pas d’incidence sur la capacité de
la Commission à prendre des décisions de qualité. La sécurité
publique demeure le critère prépondérant dans toutes les décisions et activités de la Commission.
Le fait de modifier le nombre minimal de commissaires permettrait de réduire les coûts sans entraîner de répercussions négatives sur la sécurité publique et les droits des délinquants prévus
dans la Loi.
La décision d’harmoniser le nombre de commissaires requis
pour prendre des décisions favoriserait aussi l’utilisation d’une
approche uniforme dans tous les cas.
The Act and its Regulations are the legislative framework that
guide the Board’s policies, operations, training and parole
decision-making and provides the legal framework for the correctional and conditional release system in Canada.
The Corrections and Conditional Release Regulations (CCRR)
require the Board to hold certain reviews in the presence of three
Board members. However, the Act does not require a unanimous
decision, only that two of the three members agree on a decision.
Changes to the required number of Board members (quorum)
have recently been identified as an efficiency measure as part of
the Board’s Strategic Review mandated by Treasury Board, and
identified in the 2009 Budget.
The capacity for quality decision-making would not be affected
by the amendments. Public safety remains the guiding principle in
all of the Board’s decision making and operations.
Making the change to quorum will save costs without adverse
consequences for public safety or for the rights of the offender
under the Act.
Aligning the number of members required to make decisions
would also ensure a consistent approach in all cases.
Description and rationale
Description et justification
These amendments would reduce from three to two the number
of Board members required to make decisions in federal conditional release cases. Currently, two Board members are required
by the Act to make decisions in most federal cases. However, the
CCRR require a panel of three Board members in certain cases
(such as for offenders eligible for parole at half their sentence).
La présente modification prévoit la réduction de trois à deux
membres le nombre de commissaires requis pour prendre des
décisions concernant la mise en liberté sous condition de délinquants sous responsabilité fédérale. À l’heure actuelle, deux
commissaires sont tenus par la Loi de rendre des décisions dans la
plupart des cas sous responsabilité fédérale. Cependant, le
RSCMLC exige la tenue d’un examen à trois commissaires dans
certains cas (par exemple dans le cas des délinquants qui sont
admissibles à la libération conditionnelle à la moitié de leur
peine).
À l’issue de l’examen stratégique de 2008 demandé par le
Conseil du Trésor, la Commission a constaté qu’elle pouvait économiser des coûts en réduisant de trois à deux le nombre minimal
de membres requis dans différentes situations : les délinquants
admissibles à une libération conditionnelle à la moitié de leur
peine, les cas de maintien en incarcération, les peines d’emprisonnement à perpétuité, et les délinquants purgeant des peines
d’une durée indéterminée.
As part of the 2008 Strategic Review mandated by the Treasury
Board, the Board identified that savings could be achieved by
reducing quorum from three to two Board members for reviews
related to: offenders who are eligible for parole at half their sentence, detention cases, life sentences, and for offenders with indeterminate sentences.
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These amendments do not adversely affect public safety or the
rights of offenders.
The offender can appeal to the Board’s Appeal Division, which
ensures that the law and Board policy are respected, the rules of
fundamental justice are adhered to, and the Board’s decisions are
based upon relevant, reliable and persuasive information.
In 2007-08, over 2 000 cases were reviewed by a three-member
panel. Given that lifers (who currently require a three-member
panel) accumulate in the correctional system, workloads should
increase in coming years as more lifers become eligible for
parole. As a result of the amendments, the Board would incur
savings of $776,000/year in conditional release reviews.
If a unanimous decision is not reached with a two-member
panel, a new panel will be formed with different Board members
and a new review would be held. Instances where two-member
panels are split in their decisions are rare, representing less than
one percent of cases. Therefore, the conversion from three to twomember panels is not expected to result in a high number of new
reviews being required.
Changes will be made so that the following sections of the
CCRR that refer to the use of three members would now refer to
the use of two members: 147, 148 and 150.
Les modifications n’entraînent aucune répercussion négative
sur la sécurité publique ni n’influent sur les droits des délinquants.
Le délinquant peut interjeter appel de toute décision devant la
Section d’appel de la Commission, qui veille au respect de la loi
et des politiques de la Commission, ainsi que des règles de justice
fondamentale, et qui s’assure que les décisions de la Commission
sont fondées sur des renseignements pertinents, fiables et
convaincants.
En 2007-2008, plus de 2 000 cas ont été examinés dans le cadre
d’audiences à trois commissaires. Étant donné que le nombre de
condamnés à perpétuité (dont les cas nécessitent un examen à
trois commissaires) ne cesse de s’accroître dans le système correctionnel, il est à prévoir que la charge de travail en fera de même au cours des prochaines années, lorsqu’un nombre accru de
condamnés à perpétuité deviendront admissibles à une libération
conditionnelle. Par suite des modifications, la Commission serait
en mesure d’économiser 776 000 $ par année en frais relatifs aux
examens des cas de mise en liberté sous condition.
Si un examen à deux commissaires ne donne pas lieu à une décision unanime, on convoquera un nouveau comité constitué de
commissaires différents qui procéderont à un nouvel examen du
cas. Les cas où les examens à deux commissaires donnent lieu à
une décision partagée sont rares et représentent moins de 1 % de
tous les cas. Par conséquent, la réduction du nombre minimal de
membres aux examens, passant de trois à deux, ne devrait pas
donner lieu à une hausse du nombre de nouveaux examens.
Les modifications seraient apportées de manière à ce que les
articles suivants du RSCMLC, qui renvoient au recours à trois
commissaires, renvoient dorénavant au recours à deux commissaires : 147, 148 et 150.
Consultation
Consultation
Internal consultations were held in the Board in December 2008 and January 2009. National Office executives and appropriate staff, the Board’s five regional offices, and the Regional
Vice-Chairpersons and Board members are aware of the proposed
changes. Overall, staff and Board members have been supportive
of the change.
External consultations were held in January and February 2009
with key non-governmental stakeholders including: organizations
working with victims (the federal Ombudsman for Victims of
Crime, the Canadian Resource Centre for Victims of Crime), law
enforcement (the Canadian Association of Chiefs of Police), organizations working for offenders (the Canadian Association of
Elizabeth Fry Societies, the John Howard Society of Canada) and
organizations representing Aboriginal people.
En décembre 2008 et en janvier 2009, la Commission a procédé à des consultations internes. La haute direction du bureau national, le personnel concerné et les cinq bureaux régionaux de la
Commission ainsi que les vice-présidents régionaux et commissaires sont au fait des changements proposés. Dans l’ensemble, le
personnel et les commissaires sont en faveur du changement.
En janvier et en février 2009, on a mené des consultations externes auprès des principaux intervenants non gouvernementaux,
notamment les organismes intervenant auprès des victimes
(l’Ombudsman fédéral des victimes d’actes criminels, le Centre
canadien de ressources pour les victimes de crimes), les organismes d’application de la loi (l’Association canadienne des chefs
de police), les organismes intervenant auprès des délinquants
(l’Association canadienne des sociétés Elizabeth Fry, la Société
John Howard du Canada) et les organismes représentant les
Autochtones.
Seul le Centre canadien de ressources pour les victimes de crimes a exprimé un commentaire à la suite de la consultation externe. Il s’est dit préoccupé que le recours à des examens à deux
commissaires, dans les cas de délinquants purgeant des peines
d’emprisonnement à perpétuité, résulte en une décision partagée
susceptible de représenter une menace pour la sécurité publique si
un délinquant obtenait une mise en liberté sous condition à l’issue
du processus.
La Commission a déterminé que dans la grande majorité de ces
cas (plus de 98 %), la décision rendue est unanime, de sorte que le
vote d’un troisième commissaire devient superflu.
The only comment received as a result of the external consultation was from the Canadian Resource Centre for Victims of
Crime, which expressed concern regarding the use of twomember panels in the cases of offenders serving life sentences.
The question was whether this could result in a split vote, which
could potentially pose a threat to public safety if an offender was
then granted a conditional release.
The Board has determined that in the vast majority of these
cases (more than 98%), there is unanimous decision, making the
third Board member’s vote unnecessary.
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As well, instances where two-member panels have split decisions are rare (representing less than one percent of cases.) The
conversion from three to two-member panels is therefore not expected to result in any significant increase of new reviews being
required.
In the instance where a unanimous decision is not reached, a
new panel will be formed with two different Board members and
a new review will be held.
En outre, les cas où deux commissaires rendent des décisions
partagées sont rares (moins de 1 % des cas). La réduction du
nombre minimal de membres de trois à deux commissaires ne
devrait donc pas entraîner une hausse notable du nombre de nouveaux cas de réexamen.
Dans les cas où aucune décision unanime n’est rendue, un nouveau comité sera constitué de deux commissaires différents qui
procéderont à un nouvel examen du cas.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
These amendments to quorum would be implemented no later
than 30 days following its publication in the Canada Gazette. The amendments will require updating manuals and procedures, advising staff and Board members, as well as informing the
public. Internal communication will be done through bulleting.
The public will be informed through a News release posted on the
Web site, a letter to key stakeholders, and updates to publications/documents that reference quorum — as required (print and
Web).
Le changement au nombre minimal de commissaires sera mis
en œuvre au plus tard 30 jours suivant sa publication dans la Gazette du Canada. Les modifications proposées nécessiteront une
mise à jour des manuels et des procédures. Il faudra en outre renseigner le personnel et les commissaires ainsi que le public. Les
communications internes se feront au moyen d’un bulletin
d’information. Le public sera informé au moyen de communiqués
de presse affichés dans le site Web, de lettres expédiées aux principaux intervenants et de mises à jour des publications/documents
qui font mention du nombre minimal de commissaires, au besoin
(documents imprimés et électronique dans le Web).
Les changements apportés au Système de gestion des délinquant(e)s (SGD — le système informatisé de gestion des délinquants utilisé par le Service correctionnel du Canada, la Commission et d’autres partenaires du système de justice pénale pour
gérer l’information sur les délinquants sous responsabilité fédérale tout au long de leur peine), pour refléter le changement dans
le nombre minimal de commissaires requis seront apportés lorsque cette banque de données sera restructurée (d’ici l’automne
2010). Entre-temps, on aura recours à une mesure provisoire sous
forme de script de mise à jour hebdomadaire automatique qui sera
mise en œuvre pour gérer le changement relatif au nombre minimal de commissaires.
Le changement au nombre minimal de membres ne devrait pas
avoir d’incidence sur les droits et privilèges des délinquants prévus dans la Loi, délinquants dont le cas doit être revu dans un
délai précis en vue d’une éventuelle mise en liberté sous
condition.
Changes to the Offender Management System (OMS — a computerized case file management system used by the Board, the
Correctional Service of Canada, and other criminal justice partners, to manage information on federal offenders throughout their
sentences) to reflect the change in the quorum will be done when
this databank will be redesigned (by Fall 2010). In the meantime,
a work-around measure, in the form of an automated weekly updating script, will be implemented to address the changes to
quorum.
The change to quorum is not expected to have any impact on
an offender’s statutory rights and privileges in the Act to be reviewed for possible conditional release within a circumscribed
timeframe.
Performance measurement and evaluation
Mesures de rendement et évaluation
The Performance Measurement Division of the Board currently
monitors the number of decisions taken by the Board to grant or
deny conditional release. The monitoring is done by type of decision, number of required votes, offence type, etc. The Division
also monitors the number of split decisions (i.e. decisions that are
not unanimous). This monitoring is also done by type of decision,
number of required votes, offence type, etc. These monitoring
activities will continue after the implementation of the change to
quorum.
La Division de la mesure du rendement de la Commission surveille actuellement le nombre de décisions d’octroi ou de refus de
la mise en liberté sous condition prises par la Commission. Cette
surveillance est effectuée selon le type de décision, le nombre de
votes requis, le type d’infraction, etc. La Division examine aussi
le nombre de décisions partagées (c’est-à-dire les décisions qui ne
sont pas unanimes). Cette surveillance est aussi exercée selon le
type de décision, le nombre de votes requis, le type d’infraction,
etc. Ces activités de surveillance se poursuivront après la mise en
œuvre du changement apporté au nombre minimal de
commissaires.
Le nombre de décisions de la Commission portées en appel et
ce qui en résulte fera également l’objet d’une surveillance afin de
déterminer si le motif d’appel est fondé sur le fait que le délinquant s’est cru traité inéquitablement à la suite de la modification
au nombre minimal de commissaires.
On calculera l’économie réalisée grâce au changement apporté
au nombre minimal de commissaires en tenant compte des dépenses salariales des commissaires et des frais de déplacement épargnés dans les cas où le nombre minimal de commissaires est réduit de trois à deux.
The number of appeals of Board decisions and the results of
those appeals will also be monitored to determine if there are any
appeals because the offender felt his/her case was dealt with unfairly as a result of the change to quorum.
The reduction in expenses realized as a result of the change to
quorum will be tracked by calculating the Board member salary
dollars saved, as well as the travel expenses not incurred for those
cases where the quorum is reduced from three to two members.
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-308
A report will be submitted to the Chairperson of the Board 18
months after implementation.
Un rapport sera présenté au président de la Commission
18 mois après l’entrée en vigueur de la modification.
Contact
Personne-ressource
Elizabeth Rothwell
Acting Senior Planner
National Parole Board
410 Laurier Avenue West, 6th Floor
Ottawa, Ontario
KIA 0R1
Telephone: 613-954-5465
Fax: 613-954-7446
Elizabeth Rothwell
Planificatrice principale par intérim
Commission nationale des libérations conditionnelles
410, avenue Laurier Ouest, 6e étage
Ottawa (Ontario)
K1A 0R1
Téléphone : 613-954-5465
Télécopieur : 613-954-7446
Appendix A
Annexe A
National Parole Board — Strategic Review
Commission nationale des libérations conditionnelles —
Examen stratégique
1. Issue
1. Question
Resource implications of proposals to reduce from three to two,
the number of Board members required to make decisions for
cases involving
• lifers;
• offenders with indeterminate sentences (dangerous offenders);
• offenders with parole eligibility set at one-half of the sentence; and
• detention.
Incidence sur les ressources du projet de réduction du nombre
minimal de commissaires de trois à deux, pour prendre des décisions dans les cas suivants :
• condamnés à perpétuité;
• délinquants purgeant une peine d’une durée indéterminée
(délinquants dangereux);
• délinquants admissibles à une libération conditionnelle à la
moitié de leur peine;
• maintien en incarcération.
2. Workload projections
2. Prévisions relatives à la charge de travail
Review of multi-year data indicate that fiscal year 2007-08 provides a representative picture of NPB workloads associated with
three vote reviews. In fact, given that lifers accumulate in the
systems, workloads should increase in coming years. Workloads
related to three vote cases by region are outlined below.
L’examen des données sur plusieurs années indique que
l’exercice 2007-2008 dresse un portrait représentatif de la charge
de travail de la CNLC rattachée aux décisions rendues par trois
commissaires. En fait, étant donné que le nombre de condamnés à
perpétuité ne cesse de s’accroître dans le système, il est à prévoir
que la charge de travail augmentera au cours des prochaines années. Le tableau ci-dessous représente la charge de travail liée aux
cas nécessitant une décision prise par trois membres, par région.
3 Vote Cases By Region
Cas nécessitant 3 votes par région
Atlantic
Quebec
Ontario
Prairies
Pacific
Total
Atlantique
Québec
Ontario
Prairies
Pacifique
Total
Panel
73
284
213
202
247
1 019
Audience
73
Paper
59
279
309
227
209
1 083
Examen
du dossier
59
284
213
202
247
1 019
279
309
227
209
1 083
Total
132
563
522
429
456
2 102
Total
132
563
522
429
456
2 102
Estimated cost reductions related to change in quorum (3 votes
to 2) amount to $776,000 per year, as outlined below.
Les économies que l’on prévoit réaliser grâce au changement
du nombre minimal de commissaires (de 3 à 2) s’élèvent à
776 000 $ par année comme le montre le tableau ci-dessous.
Estimated Savings — Reduced Quorum ($000)
Estimation des économies — Réduction du nombre minimal de commissaires
(en milliers de dollars)
Atlantic
Quebec
Ontario
Prairies
Pacific
Total
Atlantique
Québec
Ontario
Prairies
Pacifique
Total
Salary
35.7
139.1
109.2
100.8
119.6
504.4
Dépenses
salariales
35,7
139,1
109,2
100,8
119,6
504,4
Travel
19.3
74.9
58.8
54.2
64.4
271.6
Frais de
déplacement
19,3
74,9
58,8
54,2
64,4
271,6
Total
55.0
214.0
168.0
155.0
184.0
776.0
Total
55,0
214,0
168,0
155,0
184,0
776,0
2277
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-308
In assessing the resource implications associated with a change
in quorum, the following working assumptions were made:
• NPB completes an average of three cases per day involving
three votes;
• Board members require one day of preparation time for one
day of hearings;
• the per diem for a Board member is $650.00;
• for every Board member day worked, add $350.00 for travel;
• no EBP has been added to salary costs; and
• no resource implications have been identified for NPB staff.
Les hypothèses fonctionnelles suivantes ont été tenues en évaluant l’incidence sur les ressources liée à un changement dans le
nombre minimal de commissaires requis :
• La CNLC effectue en moyenne trois examens de cas par jour
nécessitant trois votes;
• Les commissaires ont besoin d’une journée de préparation
pour une journée d’audiences;
• L’allocation journalière d’un commissaire est de 650,00 $;
• Pour chaque journée travaillée, il faut ajouter 350,00 $ supplémentaires pour couvrir les frais de déplacement;
• Aucun RASE n’a été ajouté aux dépenses salariales;
• Aucune incidence sur les ressources n’a été cernée en ce qui a
trait aux employés de la CNLC.
Comparison of Board Member Days
Comparaison des jours-commissaires
Atlantic
Quebec
Ontario
Prairies
Pacific
Total
3 votes
2 votes
150
100
570
380
426
284
408
272
498
332
2 052
1 368
Difference
-50
-190
-142
-136
-166
-684
File
Reviews
•
•
3 votes
2 votes
Québec
Ontario
Prairies
Pacifique
Total
3 votes
2 votes
150
100
570
380
426
284
408
272
498
332
2 052
1 368
Différence
-50
-190
-142
-136
-166
-684
15
10
72
48
78
52
57
38
54
36
276
184
Audiences
Hearings
•
•
Atlantique
•
•
Études de
dossiers
15
10
72
48
78
52
57
38
54
36
276
184
•
•
3 votes
2 votes
Difference
-5
-24
-26
-19
-18
-92
Différence
-5
-24
-26
-19
-18
-92
Total
(Days)
-55
-214
-168
-155
-184
-776
Total
(Jours)
-55
-214
-168
-155
-184
-776
The estimated savings of 776 Board member days produces
savings of $776,000:
• salaries $504,400;
• travel $271,600.
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
2278
Les économies prévues de 776 jours-commissaires représentent
une épargne de 776 000 $ :
• Dépenses salariales : 504 400 $;
• Frais de déplacement : 271 600 $.
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-309
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-309
Enregistrement
DORS/2009-309
November 20, 2009
Le 20 novembre 2009
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Order 2009-87-11-01 Amending the Domestic
Substances List
Arrêté 2009-87-11-01 modifiant la Liste intérieure
Whereas the Minister of the Environment has been provided
with information under either paragraph 87(1)(a) or (5)(a) of the
Canadian Environmental Protection Act, 1999a in respect of each
substance referred to in the annexed Order;
Whereas, in respect of the substances being added to the
Domestic Substances Listb pursuant to subsection 87(1) of that
Act, the Minister of the Environment and the Minister of Health
are satisfied that those substances have been manufactured in or
imported into Canada, by the person who provided the information, in excess of the quantity prescribed under the New Substances Notification Regulations (Chemicals and Polymers)c;
Whereas the period for assessing the information under section 83 of that Act has expired;
And whereas no conditions under paragraph 84(1)(a) of that
Act in respect of the substances are in effect;
Therefore, the Minister of the Environment, pursuant to subsections 87(1), (3) and (5) of the Canadian Environmental Protection Act, 1999a, hereby makes the annexed Order 2009-87-1101 Amending the Domestic Substances List.
Ottawa, November 17, 2009
JIM PRENTICE
Minister of the Environment
Attendu que le ministre de l’Environnement a reçu les renseignements visés aux alinéas 87(1)a) ou (5)a) de la Loi canadienne
sur la protection de l’environnement (1999)a concernant chaque
substance visée par l’arrêté ci-après;
Attendu que le ministre de l’Environnement et la ministre de la
Santé sont convaincus que celles de ces substances qui sont ajoutées à la Liste intérieureb en vertu du paragraphe 87(1) de cette loi
ont été fabriquées ou importées au Canada, par la personne qui a
fourni les renseignements, en une quantité supérieure à celle prévue par le Règlement sur les renseignements concernant les substances nouvelles (substances chimiques et polymères)c;
Attendu que le délai d’évaluation prévu à l’article 83 de cette
loi est expiré;
Attendu que les substances ne sont assujetties à aucune condition fixée aux termes de l’alinéa 84(1)a) de cette loi,
À ces causes, en vertu des paragraphes 87(1), (3) et (5) de la
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)a, le
ministre de l’Environnement prend l’Arrêté 2009-87-11-01 modifiant la Liste intérieure, ci-après.
Ottawa, le 17 novembre 2009
Le ministre de l’Environnement,
JIM PRENTICE
ORDER 2009-87-11-01 AMENDING THE
DOMESTIC SUBSTANCES LIST
ARRÊTÉ 2009-87-11-01 MODIFIANT
LA LISTE INTÉRIEURE
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. Part 1 of the Domestic Substances List is amended by
adding the following in numerical order:
1. La partie 1 de la Liste intérieure1 est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
27026-53-5 N-P
95823-37-3 N
105157-11-7 N
128973-76-2 N
164250-92-4 N
27026-53-5 N-P
95823-37-3 N
105157-11-7 N
128973-76-2 N
164250-92-4 N
1
383905-70-2 N-P
619328-32-4 N-P
882073-43-0 N
1146289-38-4 N-P
383905-70-2 N-P
619328-32-4 N-P
882073-43-0 N
1146289-38-4 N-P
2. Part 2 of the List is amended by adding the following in
numerical order:
2. La partie 2 de la même liste est modifiée par adjonction,
selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
———
———
a
b
c
1
S.C. 1999, c. 33
SOR/94-311
SOR/2005-247
SOR/94-311
a
b
c
1
L.C. 1999, ch. 33
DORS/94-311
DORS/2005-247
DORS/94-311
2279
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-309
Column 1
Column 2
Colonne 1
Colonne 2
Substance
Significant New Activity for which substance is subject to
subsection 81(3) of the Act
Substance
Nouvelle activité pour laquelle la substance est assujettie
au paragraphe 81(3) de la Loi
2. The following information must be provided to the
Minister at least 90 days before the commencement of the
proposed significant new activity:
(a) a description of the proposed significant new activity in
relation to the substance;
(b) the information specified in Schedule 4 of the New
Substances Notification Regulations (Chemicals and
Polymers);
(c) the information specified in item 8 of Schedule 5 to
those Regulations; and
(d) the information specified in item 11 of Schedule 6 to
those Regulations.
3. The above information will be assessed within 90 days
after the day on which it is received by the Minister.
3. Part 3 of the List is amended by adding the following in
numerical order:
3. La partie 3 de la même liste est modifiée par adjonction,
selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
14674-4 N
14796-0 N-P
16808-5 N-P
17364-3 N-P
18032-5 N-P
18081-0 N-P
18082-1 N-P
18084-3 N-P
2280
1. Any activity involving the substance Carbamic acid,
[(butylthio) thioxomethyl]-, butyl ester, in any quantity other
than for use as a mining flotation reagent unless it is released
beyond a final discharge point as defined under
subsection 1(1) of the Metal Mining Effluent Regulations.
1001320-38-2 N-S
1. Toute activité relative à la substance [(Butylthio)
thioxométhyl]-carbamate de butyle, peu importe la quantité
en cause, autre que son utilisation comme réactif de flottation
minier sauf si elle est rejetée au-delà d’un point de rejet final
au sens du paragraphe 1(1) du Règlement sur les effluents des
mines de métaux.
2. Les renseignements ci-après doivent être fournis au
ministre au moins 90 jours avant le début de la nouvelle
activité proposée :
a) la description de la nouvelle activité proposée à l’égard
de la substance;
b) les renseignements prévus à l’annexe 4 du Règlement
sur les renseignements concernant les substances nouvelles (substances chimiques et polymères);
c) les renseignements prévus à l’article 8 de l’annexe 5 de
ce règlement;
d) les renseignements prévus à l’article 11 de l’annexe 6
de ce règlement.
3. Les renseignements qui précèdent seront évalués dans
les 90 jours suivant leur réception par le ministre.
1001320-38-2 N-S
Alkanium, 2-hydroxy-N,N-dialkyl-N-(2-hydroxyalkyl)-, salt with carboxylic acid
2-Hydroxy-N,N-dialkyl-N-(2-hydroxyalkyl)alkanium, sel avec un acide carboxylique
Ethenylbenzene, polymer with 2-methyl-2-propenoic acid monoester with 1,2-propanediol, alkyl 2-methyl-2propenoate, 2-propenoic acid, 2-hydroxy-3-[(1-oxo-2-propenyl)oxy]propyl neodecanoate, 3-hydroxy-2-[(1-oxo-2propenyl)oxy]propyl neodecanoate, 2-[(2-methyl propenyl)oxy]ethyl 6-hydroxyhexanoate, isobornyl 2-methyl-2propenoate, bis(1,1-dimethylpropyl)peroxide-initiated
Éthénylbenzène polymérisé avec l’acide 2-méthyl-2-propènoïque monœster avec le propane-1,2-diol, le 2-méthyl-2propènoate d’alkyle, l’acide 2-propènoïque, le néodécanoate de 2-hydroxy-3-[(1-oxopropén-2-yl)oxy]propyle, le
néodécanoate de 3-hydroxy-2-[(1-oxopropén-2-yl)oxy]propyle, le 6-hydroxyhexanoate de 2-[(2méthylpropényl)oxy]éthyle, le 2-méthyl-2-propénoate d’isobornyle, initié avec le bis(1,1-diméthylpropyl)peroxyde
Fatty acids, polymers with benzoic acid, pentaerythritol, phthalic anhydride, and isophorone diisocyanate
Acides gras polymérisés avec l’acide benzoïque, le pentaérythritol, l’anhydride phtalique, et le diisocyanate
d’isophorone
Propanoic acid, 3-hydroxy-2-(hydroxymethyl)-2-methyl-, polymer with modified phenylketone-aldehyde polymer
and cycloalkyl diisocyanate, compds. with 2-(dimethylamino)ethanol
Acide 3-hydroxy-2-(hydroxyméthyl)-2-méthylpropanoïque polymérisé avec une phénylcétone-aldéhyde polymérisée
modifiée et un diisocyanate cycloalkylique, composés avec le 2-(diméthylamino)éthanol
2,5-Heterocyclicdione, telomer with ethenylbenzene and (1-methylethyl)benzene, ester with α-methyl-ωhydroxypoly(oxy-1,2-ethanediyl), ammonium salt
Hétérocyclique-2,5-dione, télomérisée avec l’éthénylbenzène et l’isopropylbenzène, ester avec l’α-méthyl-ωhydroxypoly(oxyéthane-1,2-diyl), sel d’ammonium
2-Propenoic acid, 2-methyl-, alkyl ester, polymer with dodecyl 2-methyl-2-propenoate, ethenylbenzene and 2hydroxyethyl 2-propenoate
2-Méthyl-2-propénoate d’alkyle polymérisé avec le 2-méthyl-2-propénoate de dodécyle, l’éthénylbenzène et le 2propénoate de 2-hydroxyéthyle
2-Alkenoic acid, docosyl ester, homopolymer
2-Alcénoate de docosyle homopolymérisé
Hexanedioic acid, polymer with 2,2-dimethyl-1,3-propanediol, alkanediamine, hexanedioic acid 1,6-dihydrazide, 3hydroxy-2-(hydroxymethyl)-2-methylpropanoic acid, 1,1′-methylenebis(4-isocyanatocyclohexane) and 1,3,5-triazine2,4,6-triamine, compd. with N,N-diethylethanamine
Acide hexanedioïque polymérisé avec le 2,2-diméthylpropane-1,3-diol, une alcanediamine, le 1,6-dihydrazide de
l’acide hexanedioïque, l’acide 3-hydroxy-2-(hydroxyméthyl)-2-méthylpropanoïque, le 1,1′-méthylènebis(4isocyanatocyclohexane) et la 1,3,5-triazine-2,4,6-triamine, composé avec la N,N-diéthyléthanamine
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
18085-4 N-P
18086-5 N-P
18087-6 N-P
18088-7 N-P
18089-8 N-P
18090-0 N-P
18091-1 N-P
18094-4 N-P
18095-5 N-P
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-309
2-Alkenoic acid, 2-methyl-, polymer with ethenylbenzene, ethyl 2-propenoate, butyl 2-propenoate and 2-propenoic
acid, 2-methyl-, oxiranylmethyl ester, cmpds with ethanol, 2-(dimethylamino)Acide 2-méthyl-2-alcènoïque polymérisé avec l’éthénylbenzène, le 2-propénoate d’éthyle, le 2-propénoate de butyle
et le 2-méthyl-2-propénoate d’oxiranylméthyle, composés avec le 2-(diméthylamino)éthanol
2,5-Furandione, polymer with 1-hexadecene, alkyloxirane polymer with oxirane bis(2-aminopropyl)ether and 2methyl-1-propene, 4-arylamino imide
Furanne-2,5-dione, polymérisée avec l’hexadéc-1-ène, un alkyloxirane polymérisé avec l’oxirane bis(2aminopropyl)éther et le 2-méthylprop-1-ène, imide de 4-arylamino
2-Propenoic acid, 2-methyl-, butyl ester, polymer with (1-methylethenyl)benzene dimer and 1,2-propanediol mono-2propenoate, alkyl peroxide-initiated
2-Méthyl-2-propénoate de butyle polymérisé avec le dimère de (1-méthyléthényl)benzène et le mono-2-propénoate de
propane-1,2-diol, initié par un peroxyde alkylique
Hexanedioic acid, polymer with alkanediol, 5-amino-1,3,3-trimethylcyclohexanemethanamine, 2,2-dimethyl-1,3propanediol, α-hydro-ω-hydroxypoly(oxy-1,2-ethanediyl), and 1,1-methylenebis(4-isocyanatocyclohexane)
Acide hexanedioïque polymérisé avec un alcanediol, la 5-amino-1,3,3-triméthylcyclohexaneméthanamine, le 2,2diméthylpropane-1,3-diol, α-hydro-ω-hydroxypoly(oxyéthane-1,2-diyl) et le 1,1-méthylènebis(4isocyanatocyclohexane)
Hexanedioic acid, polymer with halogenated diol, 1,3-diisocyanatomethylbenzene and 1,2-propanediol
Acide hexanedioïque polymérisé avec un diol halogéné, le 1,3-diisocyanatométhylbenzène et le propane-1,2-diol
Fatty acids, castor-oil, polymers with a lactone
Acides gras d’huile de ricin, polympres avec une lactone
Fatty acids, C16-22, polymers with a lactone
Acides gras en C16-22, polymères avec une lactone
2-Propenoic acid, polymer with 2-methyl-2-propenoic acid, 2-propenoic acid, ethyl ester and poly(oxy-1,2ethanediyl), α-(2-methyl-1-oxo-2-propen-1-yl)-ω-hydroxy-, alkyl ethers
Acide 2-propénoïque, polymérisé avec l’acide 2-méthyl-2-propènoïque, le 2-propéanote d’éthyle et le
poly(oxyéthane-1,2-diyl), des éthers alkyliques d’α-(2-méthyl-1-oxo-2-propèn-1-yl)-ω-hydroxy2-Propenoic acid, 2-methyl-, 1,2-ethanediyl ester, telomer with Bu 2-[[(alkylthio)thioxomethyl]thio]-2methylpropanoate, alkyl branched and linear alkyl methacrylate, 2-ethylhexyl methacrylate and Me methacrylate, tertBu 2-ethylhexaneperoxoate-initiated
Ester éthane-1,2-diylique de l’acide 2-méthyl-2-propenoïque télomérisé avec un {[(alkylthio)thioxométhyl]thio]}-2méthylpropanoate de butyle, un alkyle ramifié et linéaire de méthacrylate d’alkyle, le méthacrylate de 2-éthylhexyle
et le méthacrylate de méthyle, initié par le 2-éthylhexaneperoxoate de tert-butyle
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
4. This Order comes into force on the day on which it is
registered.
4. Le présent arrêté entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
REGULATORY IMPACT
ANALYSIS STATEMENT
RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT
DE LA RÉGLEMENTATION
(This statement is not part of the orders.)
(Ce résumé ne fait pas partie des arrêtés.)
Issue and objectives
Question et objectifs
The purpose of the Order 2009-87-11-01 Amending the Domestic Substances List and the Order 2009-66-11-01 Amending
the Domestic Substances List (hereafter collectively referred to as
“the orders”) is to add 31 substances to the Domestic Substances
List and make consequential deletions to the Non-domestic Substances List. In addition, the Order 2009-66-11-01 also makes a
correction to the name of one organism.
L’Arrêté 2009-87-11-01 modifiant la Liste intérieure et l’Arrêté 2009-66-11-01 modifiant la Liste intérieure (« les arrêtés »,
ci-après), ont pour objet d’inscrire 31 substances sur la Liste intérieure ainsi que de faire les radiations nécessaires à la Liste extérieure. De plus, l’Arrêté 2009-66-11-01 apporte une correction au
nom d’un organisme.
2281
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-309
Description and rationale
Description et justification
The Domestic Substances List
La Liste intérieure
Subsection 66(1) of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999 requires that the Minister of the Environment maintain
a list of substances, to be known as the “Domestic Substances
List,” which specifies all substances that, in the case of chemicals
or polymers, “the Minister is satisfied were, between January 1,
1984 and December 31, 1986, (a) manufactured in or imported
into Canada by any person in a quantity of not less than 100 kg in
any one calendar year; or (b) in Canadian commerce or used for
commercial manufacturing purposes in Canada.”
Subsection 105(1) of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999 requires that the Minister list on the Domestic Substances List “any living organism if the Minister is satisfied that,
between January 1, 1984 and December 31, 1986, the living organism (a) was manufactured in or imported into Canada by any
person; and (b) entered or was released into the environment
without being subject to conditions under this or any other Act of
Parliament or of the legislature of a province.”
Le paragraphe 66(1) de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999) stipule que le ministre de l’Environnement doit tenir à jour une liste, dite la « Liste intérieure », de toutes les substances — substances chimiques ou polymères —
« qu’il estime avoir été, entre le 1er janvier 1984 et le 31 décembre 1986, a) soit fabriquées ou importées au Canada par une personne en une quantité d’au moins 100 kg au cours d’une année
civile, b) soit commercialisées ou utilisées à des fins de fabrication commerciale au Canada. »
Le paragraphe 105(1) de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999) stipule que le ministre de l’Environnement doit aussi tenir à jour la Liste intérieure en y inscrivant
« tout organisme vivant s’il estime qu’entre le 1er janvier 1984 et
le 31 décembre 1986, l’organisme vivant, a) d’une part, a été
fabriqué ou importé au Canada par une personne; b) d’autre part,
a pénétré dans l’environnement ou y a été rejeté sans être assujetti
à des conditions fixées aux termes de la présente loi, de toute
autre loi fédérale ou d’une loi provinciale. »
Pour l’application de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999), la Liste intérieure est la seule source qui
permet de déterminer si une substance est « existante » ou « nouvelle » au Canada. Les substances qui sont inscrites à la Liste
intérieure, exception faite de celles portant la mention « S »,
« S’ » ou « P »1, ne sont pas assujetties aux exigences des articles 81 et 106 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) et de leurs règlements, soit le Règlement sur les
renseignements concernant les substances nouvelles (substances
chimiques et polymères) et le Règlement sur les renseignements
concernant les substances nouvelles (organismes) pris en vertu
des articles 89 et 114 de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999). Les substances non inscrites sur la Liste
intérieure doivent, conformément à la Loi, faire l’objet d’une
déclaration et d’une évaluation comme le prévoient ces règlements, avant leur fabrication ou leur importation au Canada.
La Liste intérieure a été publiée dans la Partie II de la Gazette
du Canada, en mai 1994. Cependant, la Liste intérieure n’est pas
statique et fait l’objet, lorsqu’il y a lieu, d’inscriptions, de radiations ou de corrections, qui sont publiées dans la Gazette du
Canada. L’Arrêté 2001-87-04-01 modifiant la Liste extérieure
(DORS/2001-214), publié dans la Partie II de la Gazette du Canada le 4 juillet 2001, établit la structure de la Liste en établissant
des catégories de substances et les critères de celles-ci2.
For the purposes of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999, the Domestic Substances List is the sole basis for determining whether a substance is “existing” or “new” to Canada.
Substances on the Domestic Substances List, except those identified with the indicator “S”, “S’ ” or “P”1, are not subject to the
requirements of sections 81 and 106 of the Canadian Environmental Protection Act, 1999 and of their Regulations, namely the
New Substances Notification Regulations (Chemicals and Polymers) and the New Substances Notification Regulations (Organisms) made under sections 89 and 114 of the Canadian Environmental Protection Act, 1999. Substances that are not on the
Domestic Substances List will require notification and assessment
as prescribed by these Regulations, before they can be manufactured in or imported into Canada.
The Domestic Substances List was published in the Canada
Gazette, Part II, in May 1994. However, the Domestic Substances
List is not a static list and is subject, from time to time, to additions, deletions or corrections that are published in the Canada
Gazette. The Order 2001-87-04-01 Amending the Domestic Substances List (SOR/2001-214), published in the Canada Gazette,
Part II, on July 4, 2001, establishes the structure of the List,
whereby substances are listed by categories based on certain
criteria2.
The Non-domestic Substances List
La Liste extérieure
The United States Toxic Substances Control Act Inventory has
been chosen as the basis for the Non-domestic Substances List.
On a semi-annual basis, the Non-domestic Substances List is updated based on amendments to the American inventory. The Nondomestic Substances List only applies to substances that are
chemicals and polymers. Substances added to the Non-domestic
L’inventaire de la Toxic Substances Control Act des États-Unis
a été retenu comme fondement pour la Liste extérieure. La Liste
extérieure est mise à jour sur une base semestrielle à partir des
modifications apportées à l’inventaire américain. La Liste extérieure ne s’applique qu’aux substances chimiques et aux polymères. Afin de protéger l’environnement et la santé humaine, les
———
———
1
1
2
Some substances listed on the Domestic Substances List with the indicator “S” or
“S’ ” may require notification in advance of their manufacture, import or use for
a significant new activity. As well, substances with the indicator “P” require notification in advance of their manufacture or import if they are in a form that no
longer meets the reduced regulatory requirement criteria as defined in the New
Substances Notification Regulations (Chemicals and Polymers).
For more information, please visit www.canadagazette.gc.ca/partII/2001/
20010704/pdf/g2-13514.pdf.
2282
2
Certaines substances inscrites sur la Liste intérieure portant la mention « S » ou
« S’ » pourraient nécessiter une déclaration avant leur fabrication, leur importation ou leur utilisation pour une nouvelle activité. De plus, les substances portant
la mention « P » nécessitent une déclaration avant leur fabrication ou leur importation, si elles sont sous une forme qui ne satisfait plus les critères des exigences
réglementaires réduites tels qu’ils sont décrits par le Règlement sur les renseignements concernant les substances nouvelles (substances chimiques et polymères).
Pour plus d’information, veuillez visiter : www.gazette.gc.ca/archives/p2/2001/
2001-07-04/pdf/g2-13514.pdf.
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-309
Substances List remain subject to notification and scientific assessment as new substances in Canada when manufactured or
imported quantities exceed 1 000 kg per year, in order to protect
the environment and human health. However, they are subject to
fewer information requirements.
substances inscrites sur la Liste extérieure qui sont fabriquées ou
importées en quantités supérieures à 1 000 kg par année demeurent soumises aux exigences de déclaration et d’évaluation scientifique à titre de substances nouvelles au Canada. Toutefois, les
exigences en matière d’information les concernant sont moindres.
Additions to the Domestic Substances List
Inscriptions sur la Liste intérieure
Subsection 66(3) of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999 requires the Minister of the Environment to add a
chemical or a polymer to the Domestic Substances List where a
substance was not included on the Domestic Substances List and
the Minister of the Environment subsequently learns that, between January 1, 1984 and December 31, 1986, the substance
was, (a) manufactured in or imported into Canada by any person
in a quantity of not less than 100 kg in any one calendar year; or
(b) in Canadian commerce or used for commercial manufacturing
purposes in Canada.
Subsection 87(1) of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999 requires the Minister of the Environment to add a
chemical or a polymer to the Domestic Substances List within 120
days after the following conditions are met: “(a) the Minister has
been provided with information in respect of the substance under
section 81 or 82 and any additional information or test results
required under subsection 84(1); (b) the Ministers are satisfied
that the substance has been manufactured in or imported into
Canada by the person who provided the information in excess of
(i) 1 000 kg in any calendar year, (ii) an accumulated total of
5 000 kg, or (iii) the quantity prescribed for the purposes of this
section; and (c) the period for assessing the information under
section 83 has expired; and (d) no conditions specified under
paragraph 84(1)(a) in respect of the substance remain in effect.”
Subsection 87(5) of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999 requires the Minister to add a chemical or a polymer to
the Domestic Substances List within 120 days after the following
conditions are met: “(a) the Minister has been provided with any
information in respect of the substance under subsections 81(1) to
(13) or section 82, any additional information or test results required under subsection 84(1), and any other prescribed information; (b) the period for assessing the information under section 83
has expired; and (c) no conditions specified under paragraph 84(1)(a) in respect of the substance remain in effect.”
Le paragraphe 66(3) de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999) exige que le ministre de l’Environnement
inscrive toute substance chimique ou polymère sur la Liste intérieure lorsqu’il apprend qu’elle a été, entre le 1er janvier 1984 et
le 31 décembre 1986, a) soit fabriquée ou importée au Canada par
une personne en une quantité d’au moins 100 kg au cours d’une
année civile, b) soit commercialisée ou utilisée à des fins de fabrication commerciale au Canada.
As 4 substances met the criteria under subsection 66(3) and 27
substances met the criteria under subsections 87(1) or (5), the
Orders add them to the Domestic Substances List.
Le paragraphe 87(1) de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999) exige que le ministre de l’Environnement
inscrive une substance chimique ou un polymère sur la Liste intérieure dans les 120 jours suivant la réalisation des conditions suivantes : « a) il a reçu des renseignements concernant la substance
en application des articles 81 ou 82, ainsi que les renseignements
complémentaires ou les résultats d’essais exigés en vertu du paragraphe 84(1); b) les ministres sont convaincus qu’elle a été fabriquée ou importée par la personne qui a fourni les renseignements
en une quantité supérieure, selon le cas, à : (i) 1 000 kg au cours
d’une année civile, (ii) un total de 5 000 kg, (iii) la quantité fixée
par règlement pour l’application de cet article; c) le délai d’évaluation prévu à l’article 83 est expiré; d) la substance n’est plus
assujettie aux conditions précisées au titre de l’alinéa 84(1)a). »
Le paragraphe 87(5) de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999) exige que le ministre inscrive une substance chimique ou un polymère sur la Liste intérieure dans les
120 jours suivant la réalisation des conditions suivantes : « a) il a
reçu des renseignements concernant la substance en application
des paragraphes 81(1) à (13) ou de l’article 82, les renseignements complémentaires ou les résultats d’essais exigés en vertu
du paragraphe 84(1), ainsi que les renseignements réglementaires;
b) le délai d’évaluation prévu à l’article 83 est expiré; c) la substance n’est plus assujettie aux conditions précisées au titre de
l’alinéa 84(1)a). »
Étant donné que 4 substances répondent aux critères du paragraphe 66(3) et 27 substances répondent aux critères du paragraphe 87(1) ou (5), les arrêtés les inscrivent sur la Liste intérieure.
Deletions from the Non-domestic Substances List
Radiations de la Liste extérieure
Substances added to the Domestic Substances List, if they appear on the Non-domestic Substances List, are deleted from that
List as indicated under subsections 66(3), 87(1) and (5) of the
Canadian Environmental Protection Act, 1999. Nine of the substances that are being added to the Domestic Substances List were
present on the Non-domestic Substances List, and are therefore
deleted.
Les substances inscrites à la Liste intérieure, si elles figurent
sur la Liste extérieure, sont radiées de cette dernière en vertu des
paragraphes 66(3), 87(1) et (5) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Neuf des substances inscrites
sur la Liste intérieure étaient présentes sur la Liste extérieure et
sont par conséquent radiées de cette liste.
Corrections to the Domestic Substances List
Corrections à la Liste intérieure
Corrections to the Domestic Substances List are made by deleting the erroneous substance identification and then adding the
appropriate ones. Based on scientific advancements in the field of
chemistry, the name of a substance listed on the Domestic Substances List was changed. The Order 2009-66-11-01 makes the
necessary correction to the List.
Des corrections à la Liste intérieure sont apportées en enlevant
l’identification de la substance erronée et en inscrivant ensuite
l’identification appropriée. À cause d’avancées scientifiques dans
le domaine de la chimie, le nom d’une substance inscrite sur la
Liste intérieure a été changé. L’Arrêté 2009-66-11-01 apporte la
correction nécessaire à la Liste.
2283
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-309
Publication of masked names
Publication des dénominations maquillées
Section 88 of the Canadian Environmental Protection Act,
1999 requires the use of a masked name where the publication of
the explicit chemical or biological name of a substance would
result in the release of confidential business information in contravention of section 314 of the Canadian Environmental Protection Act, 1999. The procedure to be followed for creating such a
name is set out in the Masked Name Regulations. The Order
2009-87-11-01 adds 17 masked names to the Domestic Substances List. Despite section 88, the identity of these substances
may be disclosed by the Minister in accordance with sections 315
or 316 of the Canadian Environmental Protection Act, 1999.
Regulatees that wish to determine if a substance is listed on the
confidential portion of the Domestic Substances List must file a
Notice of Bona Fide intent to manufacture or import with the
New Substances Program.
L’article 88 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) exige la publication d’une dénomination maquillée dans les cas où la publication de la dénomination chimique ou biologique d’une substance aboutirait à la divulgation de
renseignements commerciaux de nature confidentielle en violation de l’article 314 de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999). Les procédures à suivre pour l’élaboration d’une dénomination maquillée sont prescrites par le Règlement sur les dénominations maquillées. L’Arrêté 2009-87-11-01
inscrit 17 substances sur la Liste intérieure qui sont représentées
par des dénominations maquillées. Malgré l’article 88, l’identité
de la substance peut être divulguée par le ministre conformément
aux articles 315 ou 316 de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999). Les personnes réglementées qui veulent
déterminer si une substance est inscrite sur la partie confidentielle
de la Liste intérieure doivent envoyer au Programme des substances nouvelles un avis d’intention véritable de fabriquer ou d’importer la substance.
Alternatives
Solutions envisagées
The Canadian Environmental Protection Act, 1999 sets out a
process for updating the Domestic Substances List in accordance
with strict timelines. Since the 31 substances covered by the
Orders met the criteria for addition to that List, no alternative to
their addition has been considered.
Similarly, there is no alternative to the proposed Non-domestic
Substances List corrections, since substances’ names cannot be on
both the Non-domestic Substances List and the Domestic Substances List.
La Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)
édicte le régime des mises à jour de la Liste intérieure, lequel
comporte des échéanciers très stricts. Étant donné que les 31 substances visées par les arrêtés ont rempli les conditions pour
l’inscription à la Liste intérieure, aucune solution autre que leur
inscription n’a été envisagée.
Dans le même ordre d’idées, les corrections proposées à la Liste extérieure constituent la seule solution envisageable,
puisqu’une substance ne peut être inscrite sur la Liste intérieure et
la Liste extérieure en même temps.
Benefits and costs
Avantages et coûts
Benefits
Avantages
The amendment of the Domestic Substances List will benefit
the public and governments by identifying additional substances
that are in commerce in Canada, and will also benefit industry by
exempting them from all assessment and reporting requirements
under sections 81 and 106 of the Canadian Environmental Protection Act, 1999. In addition, the Order 2009-66-11-01 will improve the accuracy of the substances list by making a necessary
correction to the name of a listed substance.
La modification à la Liste intérieure entraînera des avantages
pour le public et les gouvernements puisqu’elle identifiera les
nouvelles substances qui sont commercialisées au Canada. L’industrie bénéficiera aussi de cette modification puisque ces substances seront exemptées de toutes les exigences en matière
d’évaluation et de déclaration prévues aux articles 81 et 106 de la
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). De
plus, l’Arrêté 2009-66-11-01 améliorera la précision de la Liste
en apportant une correction nécessaire au nom d’une substance
inscrite.
Costs
Coûts
There will be no incremental costs to the public, industry or
governments associated with the orders.
Aucun coût différentiel associé à ces arrêtés ne sera encouru
par le public, l’industrie ou les gouvernements.
Consultation
Consultation
As the orders are administrative in nature and do not contain
any information that would be subject to comment or objection by
the general public, no consultation was required.
Étant donné que les arrêtés sont de nature administrative et
qu’ils ne contiennent aucun renseignement pouvant faire l’objet
de commentaire ou d’objection de la part du public en général,
aucune consultation ne s’est avérée nécessaire.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
The Domestic Substances List identifies substances that, for the
purposes of the Canadian Environmental Protection Act, 1999,
are not subject to the requirements of the New Substances Notification Regulations (Chemicals and Polymers) and the New
La Liste intérieure identifie, tel qu’il est requis par la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), les substances qui ne sont pas assujetties aux exigences du Règlement sur les
renseignements concernant les substances nouvelles (substances
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2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-309
Substances Notification Regulations (Organisms). Furthermore,
as the orders only add 31 substances to the Domestic Substances
List, make necessary deletions to the Non-domestic Substances
List and make one correction to the Domestic Substances List,
developing an implementation plan, a compliance strategy or
establishing a service standard is not required.
chimiques et polymères) et du Règlement sur les renseignements
concernant les substances nouvelles (organismes). De plus, puisque les arrêtés ne font qu’inscrire 31 substances sur la Liste intérieure, effectuer les radiations nécessaires à la Liste extérieure et
apporter une correction à la Liste intérieure, il n’est pas nécessaire d’élaborer un plan de mise en œuvre, une stratégie de
conformité ou des normes de service.
Contact
Personne-ressource
Mr. Mark Burgham
Acting Executive Director
Program Development and Engagement Division
Science and Risk Assessment Directorate
Science and Technology Branch
Environment Canada
Gatineau, Quebec
K1A 0H3
New Substances Information Line:
1-800-567-1999 (toll free in Canada)
819-953-7156 (outside of Canada)
Monsieur Mark Burgham
Directeur exécutif intérimaire
Division de la mobilisation et de l’élaboration de programmes
Direction des sciences et de l’évaluation des risques
Direction générale des sciences et de la technologie
Environnement Canada
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Ligne d’information sur les substances nouvelles :
1-800-567-1999 (sans frais au Canada)
819-953-7156 (à l’extérieur du Canada)
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2285
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-310
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-310
November 20, 2009
Enregistrement
DORS/2009-310
Le 20 novembre 2009
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Order 2009-66-11-01 Amending the Domestic
Substances List
Arrêté 2009-66-11-01 modifiant la Liste intérieure
Whereas the Minister of the Environment is satisfied that the
substances referred to in the annexed Order were, between January 1, 1984 and December 31, 1986, manufactured in Canada by
any person in a quantity of not less than 100 kg in any one calendar year, meeting the requirement set out in paragraph 66(1)(a) of
the Canadian Environmental Protection Act, 1999a;
Whereas the Minister of the Environment is satisfied that the
living organism referred to in the annexed Order was, between
January 1, 1984 and December 31, 1986, manufactured in or imported into Canada by any person and entered or was released
into the environment without being subject to conditions under
the Canadian Environmental Protection Act, 1999a or any other
Act of Parliament or of the legislature of a province, meeting the
requirements set out in subsection 105(1) of the Canadian Environmental Protection Act, 1999a;
Therefore, the Minister of the Environment, pursuant to
subsections 66(3), 105(1) and 105(2) of the Canadian Environmental Protection Act, 1999a, hereby makes the annexed
Order 2009-66-11-01 Amending the Domestic Substances List.
Ottawa, November 17, 2009
JIM PRENTICE
Minister of the Environment
Attendu que le ministre de l’Environnement estime que les
substances visées par l’arrêté ci-après ont été, entre le 1er janvier 1984 et le 31 décembre 1986, fabriquées au Canada par une
personne en une quantité d’au moins 100 kg au cours d’une année
civile, et que le critère fixé à l’alinéa 66(1)a) de la Loi canadienne
sur la protection de l’environnement (1999)a est ainsi rempli;
Attendu que le ministre de l’Environnement estime qu’un
des organismes vivants visés par l’arrêté ci-après a été, entre le
1er janvier 1984 et le 31 décembre 1986, fabriqué ou importé au
Canada par une personne et que cet organisme a pénétré dans
l’environnement ou y a été rejeté sans être assujetti à des conditions fixées aux termes de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999)a, de toute autre loi fédérale ou d’une loi
provinciale, et que les critères fixés à l’article 105 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)a sont ainsi
remplis,
À ces causes, en vertu des paragraphes 66(3), 105(1) et 105(2) de
la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)a, le
ministre de l’Environnement prend l’Arrêté 2009-66-11-01 modifiant la Liste intérieure, ci-après.
Ottawa, le 17 novembre 2009
Le ministre de l’Environnement,
JIM PRENTICE
ORDER 2009-66-11-01 AMENDING THE
DOMESTIC SUBSTANCES LIST
ARRÊTÉ 2009-66-11-01 MODIFIANT
LA LISTE INTÉRIEURE
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. Part 1 of the Domestic Substances List1 is amended by
adding the following in numerical order:
1. La partie 1 de la Liste intérieure1 est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
1344-58-7
7783-22-4
10049-14-6
19525-15-6
1344-58-7
7783-22-4
10049-14-6
19525-15-6
2. (1) Part 5 of the List is amended by deleting the following
under the heading “Organisms/Organismes”:
Aspergillus niger
ATCC 9642
2. (1) La partie 5 de la même liste est modifiée par radiation, sous l’intertitre « Organisms/Organismes », de ce qui
suit :
Aspergillus niger
ATCC 9642
———
———
a
a
1
S.C. 1999, c. 33
SOR/94-311
2286
1
L.C. 1999, ch. 33
DORS/94-311
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-310
(2) Part 5 of the List is amended by adding the following
in alphabetical order under the heading “Organisms/
Organismes”:
Aspergillus brasiliensis
ATCC 9642
(2) La partie 5 de la même liste est modifiée par adjonction,
sous l’intertitre « Organisms/Organismes », selon l’ordre alphabétique, de ce qui suit :
Aspergillus brasiliensis
ATCC 9642
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
3. This Order comes into force on the day on which it is
registered.
3. Le présent arrêté entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
N.B. The Regulatory Impact Analysis Statement for this
Order appears at page 2281, following SOR/2009-309.
N.B. Le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation de
cet arrêté se trouve à la page 2281, à la suite du
DORS/2009-309.
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2287
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-311
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-311
Enregistrement
DORS/2009-311
November 24, 2009
Le 24 novembre 2009
AGRICULTURAL PRODUCTS MARKETING ACT
LOI SUR LA COMMERCIALISATION DES PRODUITS
AGRICOLES
Order Amending the British Columbia Vegetable
Marketing Levies Order
Décret modifiant le Décret sur la taxe relative
à la commercialisation des légumes en ColombieBritannique
The British Columbia Vegetable Marketing Commission, pursuant to section 3 and paragraph 4(a)a of the British Columbia
Vegetable Orderb, hereby makes the annexed Order Amending
the British Columbia Vegetable Marketing Levies Order.
En vertu de l’article 3 et de l’alinés 4(a)a du Décret sur les légumes de la Colombie-Britanniqueb, l’Office appelé British
Colombia Vegetable Marketing Commission prend le Décret
modifiant le Décret sur la taxe relative à la commercialisation
des légumes en Colombie-Britannique, ci-après.
Surrey (Colombie-Britannique), le 17 novembre 2009
Surrey, British Columbia, November 17, 2009
ORDER AMENDING THE BRITISH COLUMBIA
VEGETABLE MARKETING LEVIES ORDER
DÉCRET MODIFIANT LE DÉCRET SUR LA TAXE
RELATIVE À LA COMMERCIALISATION DES
LÉGUMES EN COLOMBIE-BRITANNIQUE
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. The definitions “District I” and “District III” in section 1
of the British Columbia Vegetable Marketing Levies Order1 are
repealed.
2. The schedule to the Order is replaced by the schedule set
out in the schedule to this Order.
1. Les définitions de « District I » et « District III », à l’article 1 du Décret sur la taxe relative à la commercialisation des
légumes en Colombie-Britannique1, sont abrogées.
2. L’annexe du même décret est remplacée par l’annexe figurant à l’annexe du présent décret.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
3. This Order comes into force on the day on which it is
registered.
3. Le présent décret entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
SCHEDULE
(Section 2)
SCHEDULE
(Section 2)
ADMINISTRATION LEVIES
Column 1
Column 2
Column 3
Column 4
Column 5
Item
Crop
Producer
Based on volume of crop
Based on area cultivated
Research and industry
development
1.
Greenhouse Crops
(a) Producer equal to or less than
5 000 m2
(b) Producer more than 5 000 m2
(c) Producer-shipper equal to or less
than 5 000 m2
(d) Producer-shipper more than
5 000 m2
(a) All producers: fresh crops except
potatoes
(b) All producers: fresh potatoes
(c) All producers: contract crops
except potatoes
nil
$0.075 / m2
$0.11 / m2
nil
nil
$0.095 / m2
$0.075 / m2
$0.15 / m2
$0.11 / m2
nil
$0.095 / m2
$0.15 / m2
$2.81 / ton
nil
$0.110 / ton
$4.56 / ton
$2.26 / ton
nil
nil
$0.110 / ton
$0.110 / ton
2.
Storage Crops
———
———
a
a
b
1
SOR/2002-309, s. 2
SOR/81-49
SOR/2008-244
2288
b
1
DORS/2002-309, art. 2
DORS/81-49
DORS/2008-244
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-311
SCHEDULE — Continued
Item
3.
4.
Column 1
Column 2
Column 3
Column 4
Column 5
Crop
Producer
Based on volume of crop
Based on area cultivated
Research and industry
development
(d) All producers: contract potatoes
(e) All producers: cabbage, rutabagas
and turnips
All producers
$4.01 / ton
nil
nil
nil
$0.110 / ton
$0.500 / ton
$0.088 / case
nil
$0.002 / ton
(a) All producers: broccoli, Brussels
sprouts and cauliflower
(b) All producers: peas
(c) All producers: beans
(d) All producers: corn
(e) All producers: strawberries
$3.50 / ton
nil
nil
$3.65 / ton
$2.97 / ton
$1.16 / ton
$3.60 / ton
nil
nil
nil
nil
nil
nil
nil
nil
Field Crops
District II
Processing Crops
ANNEXE
(article 2)
ANNEXE
(article 2)
TAXES ET PRÉLÈVEMENTS
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Colonne 4
Colonne 5
Article
Légumes
Producteurs
D’après le volume de
légumes récoltés
D’après la surface cultivée
Pour le développement de
l’industrie et de la recherche
1.
Légumes de serre
a) Producteur de 5 000 m2 ou moins
b) Producteur de plus de 5 000 m2
c) Producteur-expéditeur de 5 000 m2
ou moins
d) Producteur-expéditeur de plus de
5 000 m2
a) Producteur de légumes d’hiver
frais sauf de pommes de terre
b) Producteur de pommes de terre
fraîches
c) Producteur à contrat de légumes
d’hiver sauf de pommes de terre
d) Producteur à contrat de pommes
de terre
e) Producteur de choux, rutabagas
et navets
Tous les producteurs
aucun
aucun
aucun
0,075 $ du m2
0,095 $ du m2
0,075 $ du m2
0,11 $ du m2
0,15 $ du m2
0,11 $ du m2
aucun
0,095 $ du m2
0,15 $ du m2
2,81 $ la tonne
aucun
0,110 $ la tonne
4,56 $ la tonne
aucun
0,110 $ la tonne
2,26 $ la tonne
aucun
0,110 $ la tonne
4,01 $ la tonne
aucun
0,110 $ la tonne
aucun
aucun
0,500 $ la tonne
0,088 $ la caisse
aucun
0,002 $ la tonne
3,50 $ la tonne
aucun
aucun
3,65 $ la tonne
2,97 $ la tonne
1,16 $ la tonne
3,60 $ la tonne
aucun
aucun
aucun
aucun
aucun
aucun
aucun
aucun
2.
3.
4.
Légumes d’hiver
Légumes des champs
District II
Légumes destinés à la
transformation
a) Producteur de brocolis, choux de
Bruxelles et choux-fleurs
b) Producteur de pois
c) Producteur de haricots
d) Producteur de maïs
e) Producteur de fraises
EXPLANATORY NOTE
NOTE EXPLICATIVE
(This note is not part of the Order.)
(La présente note ne fait pas partie du décret.)
The amendments to the Order eliminate certain regional districts for marketing purposes and update the levy rates to be paid
by all persons engaged in the production or marketing of
vegetables.
Les modifications visent à éliminer des districts régionaux à
des fins de commercialisation et à actualiser les taux de taxes
devant être versées par les personnes qui produisent ou commercialisent des légumes.
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2289
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-312
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-312
November 26, 2009
Enregistrement
DORS/2009-312
Le 26 novembre 2009
AGRICULTURAL PRODUCTS MARKETING ACT
LOI SUR LA COMMERCIALISATION DES PRODUITS
AGRICOLES
Order Amending the Quebec Wood Producers’
Levies (Interprovincial and Export Trade) Order
Ordonnance modifiant l’Ordonnance sur les
contributions exigibles des producteurs de bois de
la région de Québec (marchés interprovincial et
international)
The Syndicat des propriétaires forestiers de la région de Québec, pursuant to sections 3a and 4 of the Quebec Wood Order,
1983b, hereby makes the annexed Order Amending the Quebec
Wood Producers’ Levies (Interprovincial and Export Trade)
Order.
Quebec, Quebec, November 23, 2009
En vertu des articles 3a et 4 du Décret de 1983 sur le bois du
Québecb, le Syndicat des propriétaires forestiers de la région de
Québec prend l’Ordonnance modifiant l’Ordonnance sur les
contributions exigibles des producteurs de bois de la région de
Québec (marchés interprovincial et international), ci-après.
Québec (Québec), le 23 novembre 2009
ORDER AMENDING THE QUEBEC WOOD
PRODUCERS’ LEVIES (INTERPROVINCIAL
AND EXPORT TRADE) ORDER
ORDONNANCE MODIFIANT L’ORDONNANCE SUR LES
CONTRIBUTIONS EXIGIBLES DES PRODUCTEURS DE
BOIS DE LA RÉGION DE QUÉBEC (MARCHÉ
INTERPROVINCIAL ET INTERNATIONAL)
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. The long title of the French version of the Quebec Wood
Producers’ Levies (Interprovincial and Export Trade) Order1 is
replaced by the following:
ORDONNANCE SUR LES CONTRIBUTIONS EXIGIBLES
DES PRODUCTEURS DE BOIS DE LA RÉGION DE QUÉBEC (MARCHÉS INTERPROVINCIAL ET COMMERCE
D’EXPORTATION)
1. Le titre de la version française de l’Ordonnance sur les
contributions exigibles des producteurs de bois de la région de
Québec (marchés interprovincial et international)1 est remplacé
par ce qui suit :
ORDONNANCE SUR LES CONTRIBUTIONS EXIGIBLES
DES PRODUCTEURS DE BOIS DE LA RÉGION DE QUÉBEC (MARCHÉS INTERPROVINCIAL ET COMMERCE
D’EXPORTATION)
2. Les définitions de « « Plan » » et « Syndicat », à l’article 1 de la même ordonnance, sont respectivement remplacées
par ce qui suit :
« Plan » Le Plan conjoint des producteurs de bois de la région de
Québec, R.Q., c. M-35.1, r. 165. (Plan)
« Syndicat » Le Syndicat des propriétaires forestiers de la région
de Québec. (Commodity Board)
2. The definitions “Commodity Board” and “Plan” in section 1 of the Order are replaced by the following:
“Commodity Board” means the Syndicat des propriétaires forestiers de la région de Québec. (Syndicat)
“Plan” means the Plan conjoint des producteurs de bois de la
région de Québec, R.Q., c. M-35.1, r. 165. (Plan)
3. Sections 2 to 4 of the Order is replaced by the following:
2. Every producer shall pay to the Commodity Board, for all
wood marketed by the producer in interprovincial and export
trade, the applicable levies fixed or imposed in the following
regulations, as amended from time to time:
(a) Règlement sur les contributions des producteurs de bois de
la région de Québec, R.Q., c. M-35.1, r. 158;
(b) Règlement sur le fonds de roulement des producteurs de
bois de la région de Québec, R.Q., c. M-35.1, r. 162; and
(c) Règlement sur le fonds d’aménagement forestier des
producteurs de bois de la région de Québec, R.Q., c. M-35.1,
r. 161.
3. Les articles 2 à 4 de la même ordonnance sont remplacés
par ce qui suit :
2. Le producteur doit payer au Syndicat, pour le bois commercialisé sur le marché interprovincial et dans le commerce d’exportation, les contributions fixées ou imposées par les règlements ciaprès avec leurs modifications successives :
(a) le Règlement sur les contributions des producteurs de bois
de la région de Québec, R.Q., c. M-35.1, r. 158;
(b) le Règlement sur le fonds de roulement des producteurs de
bois de la région de Québec,R.Q., c. M-35.1, r. 162;
(c) le Règlement sur le fonds d’aménagement forestier des
producteurs de bois de la région de Québec, R.Q., c. M-35.1,
r. 161.
———
———
a
a
b
1
SOR/85-1067
SOR/83-713
SOR/98-277
2290
b
1
DORS/85-1067
DORS/83-713
DORS/98-277
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-312
METHOD OF COLLECTION
MODE DE LA PERCEPTION
3. All levies fixed and imposed under the Regulations set out in
section 2 are payable by the producer or the buyer to the Commodity Board at its head office located in Quebec City, Quebec in
compliance with the terms and conditions set out in those Regulations, including, as the case may be, by direct payment from the
producer to the Commodity Board, by a deduction made by the
Commodity Board from the sale price payable to the producer or
by a deduction effected by the buyer and remitted directly to the
Commodity Board.
3. Toutes les contributions prévues par les règlements mentionnés à l’article 2 sont payables, selon les conditions qui y sont
énoncées, par le producteur ou l’acheteur au Syndicat, à son siège
situé dans la ville de Québec (Québec), par un paiement direct du
producteur au Syndicat, par une retenue ou une déduction effectuée par le Syndicat à même le prix payable au producteur ou par
une retenue effectuée par l’acheteur et remise au Syndicat.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
4. This Order comes into force on the day on which it is
registered.
4. La présente ordonnance entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
EXPLANATORY NOTE
NOTE EXPLICATIVE
(This note is not part of the Order.)
(La présente note ne fait pas partie de l’ordonnance.)
The Order is being made in accordance with a request received
from the Standing Joint Committee for the Scrutiny of Regulations regarding the inconsistency between the French term
“commerce d’exportation” used in the Quebec Wood Order, 1983
and the French term “marché international” used in the Quebec
Wood Producers’ Levies (Interprovincial and Export Trade) Order. The amendment also corrects both translations of the name of
the Commodity Board and the name of the Plan, neither of which
have an official translation. Finally, sections 3 and 4 of the Order
have been amalgamated to eliminate any risk of duplication of
levies.
L’Ordonnance est prise à la suite des observations du Comité
mixte permanent d’examen de la réglementation. Les modifications visent, entre autre, à corriger le manque d’uniformité entre
l’expression « marché international » utilisée dans le Décret de
1983 sur le bois du Québec et celle de « marché internationale »
utilisée dans l’Ordonnance sur les contributions exigibles des
producteurs de bois de la région de Québec (marchés interprovincial et internationale) dans la version française. De plus, les
définitions de « Plan » et « Syndicat » sont modifiées pour les
rendre conforme à leur désignation légale. Finalement, les articles 3 et 4 sont modifiés afin d’éliminer le risque de duplication
des contributions.
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2291
2009-12-09
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-313
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-313
Enregistrement
DORS/2009-313
November 26, 2009
Le 26 novembre 2009
FIREARMS ACT
LOI SUR LES ARMES À FEU
Regulations Amending the Firearms Marking
Regulations
Règlement modifiant le Règlement sur le
marquage des armes à feu
P.C. 2009-1888
C.P. 2009-1888
November 26, 2009
Whereas the Minister of Public Safety and Emergency Preparedness is of the opinion that the changes made to the Firearms
Marking Regulationsa by the annexed Regulations Amending the
Firearms Marking Regulations are so immaterial and insubstantial that section 118 of the Firearms Actb should not be applicable
in the circumstances;
And whereas that Minister will, in accordance with subsection 119(4) of that Actb, have a statement of the reasons why he
formed that opinion laid before each House of Parliament;
Le 26 novembre 2009
Therefore, Her Excellency the Governor General in Council,
on the recommendation of the Minister of Public Safety and
Emergency Preparedness, pursuant to section 117c of the Firearms Actb, hereby makes the annexed Regulations Amending the
Firearms Marking Regulationsa.
Attendu que le ministre de la Sécurité publique et de la Protection civile estime que l’obligation de dépôt prévue à l’article 118
de la Loi sur les armes à feua ne s’applique pas au Règlement
modifiant le Règlement sur le marquage des armes à feu, ci-après,
parce qu’il n’apporte pas de modification de fond notable au Règlement sur le marquage des armes à feub;
Attendu que, conformément au paragraphe 119(4) de cette loia,
le ministre de la Sécurité publique et de la Protection civile fera
déposer devant chaque chambre du Parlement une déclaration
énonçant les justificatifs sur lesquels il se fonde,
À ces causes, sur recommandation du ministre de la Sécurité
publique et de la Protection civile et en vertu de l’article 117c de
la Loi sur les armes à feua, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement modifiant le Règlement sur le
marquage des armes à feub, ci-après.
REGULATIONS AMENDING THE FIREARMS
MARKING REGULATIONS
RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT SUR LE
MARQUAGE DES ARMES À FEU
AMENDMENT
MODIFICATION
1
1. Section 6 of the Firearms Marking Regulations is replaced by the following:
6. These Regulations come into force on December 1, 2010.
1. L’article 6 du Règlement sur le marquage des armes à feu1
est remplacé par ce qui suit :
6. Le présent règlement entre en vigueur le 1er décembre 2010.
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.
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.)
Executive Summary
Résumé
Issue: The Firearms Marking Regulations (the Regulations)
are scheduled to come into force on December 1, 2009. This
amendment seeks to defer the implementation date for one
year, to December 1, 2010.
Question : Le Règlement sur le marquage des armes à feu (le
Règlement) doit prendre effet le 1er décembre 2009. La mesure
vise à reporter d’une année son entrée en vigueur, soit au
1er décembre 2010.
———
———
a
a
b
c
1
SOR/2004-275
S.C. 1995, c. 39
S.C. 2003, c. 22, par. 224(z.38)
SOR/2004-275
2292
b
c
1
L.C. 1995, ch. 39
DORS/2004-275
L.C. 2003, ch. 22, al. 224z.38)
DORS/2004-275
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-313
Description: The Regulations are meant to give effect to the
UN firearms marking protocol. The deferral will provide sufficient time to examine marking options not previously considered, including a proposal from the firearms industry to
place the information required by international treaties on metallic strips.
Domestic and international coordination and cooperation:
International agreements on marking firearms were signed in
1997 and 2002 , by the previous government. The Regulations
result from these treaties.
Description : Le Règlement vise à donner effet au protocole
des Nations Unies sur le marquage des armes à feu. Le report
accordera suffisamment de temps pour la tenue d’un examen
d’options de marquage qui n’étaient pas envisagées auparavant, notamment celle proposée par l’industrie des armes à feu
de mettre, sur une bande métallique, l’information requise aux
termes des traités internationaux.
Énoncé des coûts et avantages : Le report de l’entrée en vigueur du Règlement n’a pas d’incidence importante sur les
coûts.
Incidences sur les entreprises et les consommateurs : Certaines entreprises qui fabriquent ou importent des armes à feu
et qui ont pris des mesures pour se conformer aux dispositions
du Règlement dans sa version actuelle pourraient avoir engagé
des dépenses à cette fin tandis que celles qui ne l’ont pas encore fait bénéficieraient vraisemblablement de la prolongation
du délai pour adapter leurs pratiques aux nouvelles exigences.
Coordination et coopération à l’échelle nationale et internationale : Des accords internationaux sur le marquage des
armes à feu ont été signés par le gouvernement précédent en
1997 et en 2002. Le Règlement découle de ces traités.
Issue
The Regulations are scheduled to come into force on December 1, 2009. This amendment seeks to defer the implementation
date for one year, to December 1, 2010.
Question
Le Règlement doit prendre effet le 1er décembre 2009. La mesure vise à reporter d’une année son entrée en vigueur, soit au
1er décembre 2010.
Objectives
The deferral will allow sufficient time to analyze additional
marking options not previously considered, in order to arrive at a
new and more stakeholder-appropriate system, including a proposal to place the information required by international treaties on
metallic strips.
Any proposed regulatory approach should be consistent with
our international commitments and contribute to public safety. At
the same time, concerns of the firearms sector and owners regarding the administrative and cost burdens associated with a marking
regime must be addressed.
Objectifs
Le report accordera suffisamment de temps pour la tenue d’un
examen d’options de marquage qui n’étaient pas envisagées auparavant, notamment celle de mettre, sur une bande métallique,
l’information requise aux termes des traités internationaux, afin
d’établir un nouveau système mieux adapté pour les intervenants.
Toute mesure réglementaire proposée devrait être conforme à
nos engagements internationaux et contribuer à la sécurité publique. Elle doit aussi permettre de répondre aux préoccupations des
propriétaires d’armes à feu et à celles du secteur des armes à feu
au sujet du fardeau administratif et des coûts liés au régime de
marquage.
Description
The Regulations Amending the Firearms Marking Regulations defer the coming into force date of the Regulations,
SOR/2007-266, from December 1, 2009 to December 1, 2010.
The Regulations establish requirements for the marking of firearms being imported to Canada by individuals and businesses and
for the marking of all firearms manufactured in Canada. These
requirements respond to obligations undertaken by Canada as a
signatory to the Inter-American Convention against the Illicit
Manufacturing of and Trafficking in Firearms, Ammunition, Explosives and Other Related Materials (CIFTA) since 1997, and
the United Nations Protocol against the Illicit Manufacturing of
and Trafficking in Firearms, their Parts and Components and
Ammunition (UN Firearms Protocol) since 2002. The purpose of
the treaties is to reduce firearms trafficking and fight transnational
organized crime through a variety of measures, including the
marking of firearms to help trace crime guns.
Description
Le Règlement modifiant le Règlement sur le marquage des armes à feu reporte la date d’entrée en vigueur du Règlement,
DORS/2007-266, du 1er décembre 2009 au 1er décembre 2010.
Le Règlement pose les exigences relatives au marquage des
armes à feu importées au Canada par des particuliers et des entreprises ainsi que de toutes celles fabriquées au Canada. Ces exigences sont en fonction des obligations du Canada, en sa qualité
de partie signataire de la Convention interaméricaine contre la
fabrication et le trafic illicites d’explosifs, d’armes à feu, de munitions, d’explosifs et d’autres matériels connexes (CIFTA) depuis 1997, et du Protocole des Nations Unies contre la fabrication
et le trafic illicites d’armes à feu, de leurs pièces, éléments et munitions, additionnel à la Convention des Nations Unies contre la
criminalité transnationale organisée (protocole des NU sur les
armes à feu) depuis 2002. Ces traités visent à réduire le trafic
d’armes à feu et à lutter contre le crime transnational organisé au
moyen d’une gamme de mesures, notamment le marquage des
armes à feu, pour trouver la provenance des armes à feu utilisées
dans la perpétration de crimes.
Cost-benefit statement: The deferral of the coming into force
of the Regulations has no significant cost implications.
Business and consumer impacts: Some businesses who
manufacture or import firearms, and who have taken steps to
comply with the current coming into force date may have incurred some costs; while other businesses that had not taken
such steps will likely benefit from the delay by way of a
longer period in which to adjust business practices.
2293
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-313
The markings would require the stamping or engraving of a
country code, “CA” or “Canada,” and either, in the case of newly
manufactured firearms, the name of the manufacturer and serial
number, or with respect to imported firearms, the last two digits
of the year of importation on all firearms. The Regulations also
provide specifications with respect to the depth and size of the
markings. Markings are, subject to certain exceptions, to be put
on the receiver of the firearm and to be visible without the need to
disassemble the firearm.
Implementation of the Regulations was initially set for April 1,
2006. Following representations from firearms stakeholders, especially firearms importers, implementation was deferred until
December 1, 2007, and deferred again until December 1, 2009.
During the most recent deferral period, the Government of
Canada funded an independent study to examine various marking
technologies available, and the implications for the Canadian
firearms industry and law enforcement. The study, completed in
July 2009, found the following:
• that the presence of markings expedite law enforcement tracing efforts by focusing investigations;
• that different marking technologies exist, with stamping
among the least costly and most tamper resistant; and,
• that implementation of the Regulations is not expected to have
a significant impact on Canadian manufacturers, or the small
number of large Canadian importers bringing the majority of
firearms into Canada annually, since it is believed that these
businesses could make arrangements to have markings made
at the time of manufacture.
However, it was not possible to conclusively determine the
financial impact on individuals and small importing businesses
and manufacturers.
Moreover, since the study focussed on the requirements of the
current Regulations, there are additional options that the study did
not examine, including a proposal from the firearms industry to
place the information required by international treaties on metallic strips, similar to those issued from 1998 to 2003 to affix firearms identification numbers (FINs) to firearms that did not have
serial numbers.
The Canadian Firearms Advisory Committee has stated that
implementation of the current Regulations will have a ruinous
effect on Canada’s firearms industry, resulting in the closure of
many major importers and will cause a resultant closure of many
retailers. The Committee has also recommended the implementation of a metallic strip marking system.
Le marquage requiert l’estampage ou la gravure sur toutes les
armes à feu du code de pays, « CA » ou « Canada », et soit, dans
le cas d’une arme à feu fabriquée, le nom de son fabricant et son
numéro de série, soit, dans le cas d’une arme à feu importée, les
deux derniers chiffres de l’année d’importation. Le Règlement
fournit également les spécifications concernant la profondeur et la
hauteur des caractères des marques. Les marques doivent, sous
réserve de certaines exceptions, être inscrites sur la carcasse et
être lisibles sans qu’il soit nécessaire pour les lire de démonter
l’arme à feu.
L’entrée en vigueur du Règlement était initialement prévue le
1er avril 2006. À la suite de demandes des intervenants du secteur,
notamment les importateurs d’armes à feu, la prise d’effet a été
reportée au 1er décembre 2007, puis au 1er décembre 2009.
Au cours de la plus récente période de report, le gouvernement
du Canada a financé une étude indépendante sur les diverses
technologies de marquage sur le marché, et les répercussions du
marquage sur l’industrie des armes à feu et les forces de l’ordre
au Canada. L’étude, terminée en juillet 2009, a révélé ce qui suit :
• la présence de marques facilite le travail des forces de l’ordre
pour trouver la provenance des armes à feu en circonscrivant
la portée de l’enquête;
• il existe diverses technologies de marquage; l’estampage est
l’une des moins coûteuses et des plus difficiles à altérer;
• l’entrée en vigueur du Règlement ne devrait pas avoir d’incidence importante sur les fabricants d’armes à feu canadiens,
ou sur le petit nombre de grandes entreprises à l’origine de
l’importation de la majorité des armes à feu importées au Canada chaque année, car on est d’avis que ces entreprises pourront prendre les dispositions nécessaires pour assurer le marquage au cours du processus de fabrication.
Cependant, il n’a pas été possible de déterminer avec certitude
quelle sera l’incidence financière de cette mesure sur les particuliers, les petites entreprises d’importation et les petits fabricants.
Par ailleurs, comme l’étude portait sur les exigences du règlement actuel, certaines options n’ont pas été examinées, notamment une proposition de l’industrie des armes à feu d’inscrire
l’information requise aux termes de traités internationaux, sur des
bandes métalliques similaires à celles utilisées au cours de la période de 1998 à 2003 pour apposer le numéro d’identification
(NIAF) sur les armes à feu n’ayant pas de numéro de série.
Le Comité consultatif du Programme canadien des armes à feu
a déclaré que la mise en œuvre du règlement actuel sur le marquage des armes à feu aura un effet dévastateur sur l’industrie
canadienne des armes à feu puisqu’il entraînera la fermeture de
nombreuses grandes entreprises à l’origine de l’importation
d’armes à feu et, en conséquence, celle de bon nombre de détaillants. Le Comité a aussi recommandé que soit mis en œuvre un
système de marquage sur bandes métalliques.
Regulatory and non-regulatory options considered
Options réglementaires et non réglementaires considérées
Amending the Regulations to require the application of metallic strip markings was first considered in September 2009. However, preliminary analysis found that such an approach raised a
number of program design and implementation issues that could
not be resolved prior to December 1, 2009.
Il a premièrement été envisagé de modifier le Règlement de façon à prévoir le marquage sur bande métallique en septembre
2009. Toutefois, une analyse a révélé que cette approche soulève
un certain nombre de questions relatives à la conception qui ne
pourraient être réglées avant le 1er décembre 2009.
Benefits and costs
Avantages et coûts
The deferral of the coming into force of the Regulations has no
significant cost implications
Le report de l’entrée en vigueur du Règlement n’a pas
d’incidences importantes en matière de coûts.
2294
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-313
Rationale
Justification
Deferral to December 1, 2010, should provide sufficient time to
examine additional marking options with an aim to arriving at a
new and different regulatory system that addresses the concerns
of the industry. Any proposed regulatory approach should be consistent with our international commitments and contribute to public safety. At the same time, concerns of the firearms sector and
owners regarding the administrative and cost burdens associated
with a marking regime must be addressed.
Si le Règlement est reporté au 1er décembre 2010, on devrait
disposer de suffisamment de temps pour examiner de nouvelles
options de marquage en vue d’obtenir un système réglementaire
différent qui répond aux préoccupations du secteur des armes à
feu. Toute mesure réglementaire proposée devra être conforme à
nos engagements internationaux et contribuer à la sécurité publique. Elle doit aussi permettre de répondre aux préoccupations des
propriétaires d’armes à feu et à celles du secteur des armes à feu
au sujet du fardeau administratif et des coûts liés au régime de
marquage.
Consultation
Consultation
The study conducted on behalf of the Government of Canada in
2008-09, undertook some consultations with key stakeholders.
However, despite best efforts, the study’s authors did not sufficiently consult affected industry and firearms community representatives. The Minister has received correspondence and
submissions from these groups and representatives, which raise
serious questions regarding a number of the study’s key findings.
Des consultations ont été tenues auprès des principaux intervenants dans le cadre de l’étude menée pour le compte du gouvernement du Canada en 2008-2009. Cependant, malgré les efforts
déployés par les auteurs de l’étude, les consultations menées auprès des représentants des secteurs concernés et des utilisateurs
d’armes à feu n’ont pas été suffisantes. Ces groupes et ces représentants ont fait parvenir au ministre des lettres et des présentations dans lesquelles des questions importantes ont été soulevées
concernant un certain nombre des conclusions de l’étude.
Les représentants des importateurs et des fabricants d’armes à
feu ont laissé entendre que le Règlement pourrait avoir des conséquences financières négatives importantes sur l’industrie, vu que
les fabricants exportateurs d’armes à feu au Canada ne seraient
pas disposés, étant donné la faible part que représente le marché
canadien par rapport au marché mondial, à apposer les marques
spécifiques demandées par le Canada (c’est-à-dire « CA » et
l’année d’importation). Ils ont également soulevé certaines inquiétudes éventuelles relatives à la sécurité. Les importateurs
seraient tenus de veiller à ce que les marques soient apposées.
Pour ce faire, ils devraient soit prendre des dispositions pour
qu’une autre compagnie les appose, soit se procurer la technologie de marquage et le faire eux-mêmes. Selon ces représentants,
ces deux scénarios pourraient avoir pour effet d’accroître considérablement le prix de détail d’une arme à feu.
D’autres intervenants, notamment des représentants des forces
de l’ordre comme l’Association canadienne des policiers,
l’Association canadienne des chefs de police et l’Association
canadienne des commissions de police sont en faveur du Règlement, car ils estiment que les marques faciliteront et accélèreront
le processus de recherche de la provenance des armes à feu et
d’enquête sur ces armes à feu, tant au pays qu’à l’étranger.
Those parties representing firearms importers and manufacturers have suggested that the implementation of the Regulations
could have significant negative cost implications to the industry,
being of the view that manufacturers exporting firearms to Canada would be unwilling, given Canada’s small market base
relative to the global industry, to introduce the Canada specific
markings (i.e. “CA” and year of import). They have also raised
possible safety concerns. As a result, importers would be responsible for ensuring the markings are applied, which would require
these businesses to arrange to have the markings applied by another company or acquire firearms markings technology and apply the markings themselves. Either scenario could, in their view,
substantially increase the retail price of the firearm.
Other stakeholders, notably law enforcement representatives
such as the Canadian Police Association, the Canadian Association of Chiefs of Police and the Canadian Association of Police
Boards, support the Regulations as they are of the view that markings would facilitate and expedite firearms tracing and investigations both domestically and internationally.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
Communication efforts will focus on informing stakeholders
and interested parties of the deferral of the Regulations, with affected client groups being notified through bulletins from the
RCMP Canadian Firearms Program. Updated Web site materials
and information for distribution through the 1-800 public inquiry
line will also be prepared. Other media relations will be handled
on a response basis.
Des communications à l’intention des intervenants et des parties intéressées les informeront du report du Règlement. Les groupes de clients concernés seront mis au courant par le truchement
de bulletins émanant du Programme canadien des armes à feu. On
mettra également à jour les renseignements figurant dans le site
Web et on préparera des renseignements qui seront fournis par
l’entremise de la ligne d’information sans frais. Les autres communications avec les médias se feront de façon ponctuelle.
La modification reporte la date d’entrée en vigueur d’une mesure pas encore en vigueur. Par conséquent, aucune autre question
relative à la mise en œuvre, à l’exécution ou aux normes de service n’a été relevée.
The amendment defers the coming into force date of a measure
that has not yet been implemented. As a result, no other implementation, enforcement or service standard issues have been
identified.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-313
Contact
Personne-ressource
Firearms and Operational Policing Policy Division
Public Safety Canada
Ottawa, Ontario
K1A 0P8
Telephone: 613-949-7770
Fax: 613-954-4808
Email: firearms@ps.gc.ca
Division des armes à feu et de la politique opérationnelle
Sécurité publique Canada
Ottawa (Ontario)
K1A 0P8
Téléphone : 613-949-7770
Télécopieur : 613-954-4808
Courriel : armeafeu@ps.gc.ca
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
2296
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
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Registration
SOR/2009-314
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November 26, 2009
Enregistrement
DORS/2009-314
Le 26 novembre 2009
FISH INSPECTION ACT
LOI SUR L’INSPECTION DU POISSON
Regulations Amending the Fish Inspection
Regulations
Règlement modifiant le Règlement sur l’inspection
du poisson
P.C. 2009-1889
C.P. 2009-1889
November 26, 2009
Le 26 novembre 2009
Her Excellency the Governor General in Council, on the recommendation of the Minister of Agriculture and Agri-Food, pursuant to section 3a of the Fish Inspection Actb, hereby makes the
annexed Regulations Amending the Fish Inspection Regulations.
Sur recommandation du ministre de l’Agriculture et de l’Agroalimentaire et en vertu de l’article 3a de la Loi sur l’inspection du
poissonb, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil
prend le Règlement modifiant le Règlement sur l’inspection du
poisson, ci-après.
REGULATIONS AMENDING THE FISH
INSPECTION REGULATIONS
RÈGLEMENT MODIFIANT LE RÈGLEMENT
SUR L’INSPECTION DU POISSON
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1. (1) The definition “finfish” in section 2 of the Fish Inspection Regulations1 is repealed.
(2) The definition “fish export licence” in section 2 of the
Regulations is replaced by the following:
“fish export licence” means a licence issued under section 15.1;
(permis d’exportation de poisson)
(3) The definition “mollusques” in section 2 of the French
version of the Regulations is replaced by the following:
« mollusques » Les espèces de mollusques bivalves de la classe
Bivalvia et les espèces carnivores d’origine marine de la classe
Gastropoda, écaillés ou non, entiers ou non, sauf le muscle adducteur des pétoncles et la chair des panopes. (shellfish)
2. (1) The portion of subsection 3(2) of the Regulations before paragraph (a) is replaced by the following:
(2) Subject to subsections (3) and 6(4), these Regulations do
not apply to
(2) Subparagraph 3(2)(b)(iv) of the French version of the
Regulations is replaced by the following:
(iv) le produit de poisson utilisé dans sa transformation provient d’un établissement agréé en vertu du présent règlement ou a été importé au Canada conformément au présent
règlement.
(3) Section 3 of the Regulations is amended by adding the
following after subsection (2):
(3) Section 9.1 applies to fish that has been caught in accordance with a recreational or sport fishing licence issued under the
Fisheries Act and that is to be exported for personal consumption
or use to an importing country that requires that the fish be accompanied by an inspection certificate issued by the exporting
country.
3. Section 6.6 of the English version of the Regulations is
replaced by the following:
1. (1) La définition de « poisson osseux », à l’article 2 du
Règlement sur l’inspection du poisson1, est abrogée.
(2) La définition de « permis d’exportation de poisson », à
l’article 2 du même règlement, est remplacée par ce qui suit :
« permis d’exportation de poisson » Permis délivré en vertu de
l’article 15.1. (fish export licence)
(3) La définition de « mollusques », à l’article 2 du même
règlement, est remplacée par ce qui suit :
« mollusques » Les espèces de mollusques bivalves de la classe
Bivalvia et les espèces carnivores d’origine marine de la classe
Gastropoda, écaillés ou non, entiers ou non, sauf le muscle adducteur des pétoncles et la chair des panopes. (shellfish)
2. (1) Le passage du paragraphe 3(2) du même règlement
précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
(2) Sous réserve des paragraphes (3) et 6(4), le présent règlement ne s’applique pas :
(2) Le sous-alinéa 3(2)b)(iv) de la version française du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(iv) le produit de poisson utilisé dans sa transformation provient d’un établissement agréé en vertu du présent règlement ou a été importé au Canada conformément au présent
règlement.
(3) L’article 3 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (2), de ce qui suit :
(3) L’article 9.1 s’applique au poisson qui a été pêché en vertu
d’un permis de pêche récréative ou sportive délivré en vertu de la
Loi sur les pêches et qui est destiné à l’exportation pour consommation ou usage personnels vers un pays d’importation exigeant
qu’il soit accompagné d’un certificat d’inspection délivré par le
pays d’exportation.
3. L’article 6.6 de la version anglaise du même règlement
est remplacé par ce qui suit :
———
———
a
a
b
1
S.C. 1997, c. 6, s. 53
R.S., c. F-12
C.R.C., c. 802
b
1
L.C. 1997, ch. 6, art. 53
L.R., ch. F-12
C.R.C., ch. 802
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-314
6.6 No person who is the holder of a quality management import licence shall use a laboratory for the purpose of implementing and complying with their quality management program
unless it has been recognized by the President of the Agency as
being competent to conduct those services or has been accredited
by the Standards Council of Canada.
4. The portion of subsection 9(1) of the Regulations before
paragraph (b) is replaced by the following:
9. (1) Subject to section 9.1, if a person requests an inspection
certificate for fish, an inspector shall
(a) if the person operates a registered establishment and the
fish was processed in that establishment, evaluate, based on a
review of the establishment’s compliance with its quality management program, the Act and these Regulations, whether an
inspection of the fish is required and, if it is required, inspect
the fish;
(a.1) if the person holds a fish export licence, evaluate, based
on a review of the person’s compliance with the conditions of
the licence, the Act and these Regulations, whether an inspection of the fish is required and, if it is required, inspect the fish;
and
5. The Regulations are amended by adding the following
after section 9:
9.1 If an inspection certificate is requested for fish that has
been caught in accordance with a recreational or sport fishing
licence issued under the Fisheries Act and that is to be exported
for personal consumption or use to an importing country that requires that the fish be accompanied by an inspection certificate
issued by the exporting country, an inspector shall issue the inspection certificate for the fish if
(a) the fish was not prepared for export in a registered establishment or by a person who holds a fish export licence; and
(b) the applicant provides the following information and
documents:
(i) a copy of the fishing licence or the fishing licence
number,
(ii) a description of the fish, including the species of the fish
and its weight,
(iii) the date on which the fish was caught,
(iv) the business name and address of the establishment
where the fish was prepared for export or the name and address of the person who prepared the fish for export, and
(v) evidence to substantiate that the fish was eviscerated and
packaged under sanitary conditions.
6. Section 14 of the Regulations is replaced by the
following:
14. (1) For the purposes of this section, processing does not
include
(a) the washing, icing or boxing of live, whole or dressed unfrozen fish other than
(i) shellfish and echinoderms,
(ii) fish raised in an aquaculture operation, or
(iii) crustaceans, excluding live lobster or live crab;
(b) the freezing on board a vessel of whole or dressed fish that
are destined for further processing in a registered establishment, other than shellfish, echinoderms or crustaceans, excluding shrimp;
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6.6 No person who is the holder of a quality management import licence shall use a laboratory for the purpose of implementing and complying with their quality management program
unless it has been recognized by the President of the Agency as
being competent to conduct those services or has been accredited
by the Standards Council of Canada.
4. Le passage du paragraphe 9(1) du même règlement précédant l’alinéa b) est remplacé par ce qui suit :
9. (1) Sous réserve de l’article 9.1, si un certificat d’inspection
de poisson est demandé, l’inspecteur :
a) dans le cas où le demandeur exploite un établissement agréé
et que le poisson y a été transformé, évalue la nécessité d’une
inspection du poisson en fonction du respect par l’établissement de son programme de gestion de la qualité, de la Loi et du
présent règlement et, au besoin, effectue l’inspection;
a.1) dans le cas où le demandeur est titulaire d’un permis d’exportation de poisson, évalue la nécessité d’une inspection du
poisson en fonction du respect par le demandeur des conditions
de son permis, de la Loi et du présent règlement et, au besoin,
effectue l’inspection;
5. Le même règlement est modifié par adjonction, après
l’article 9, de ce qui suit :
9.1 Si un certificat d’inspection est demandé à l’égard du poisson qui a été pêché en vertu d’un permis de pêche récréative ou
sportive délivré en vertu de la Loi sur les pêches et qui est destiné
à l’exportation pour consommation ou usage personnels vers un
pays d’importation exigeant qu’il soit accompagné d’un certificat
d’inspection délivré par le pays d’exportation, l’inspecteur délivre
le certificat d’inspection si les conditions suivantes sont réunies :
a) le poisson n’a pas été préparé pour son exportation dans un
établissement agréé ou par un titulaire de permis d’exportation
de poisson;
b) le demandeur fournit les renseignements et documents
suivants :
(i) une copie du permis de pêche ou le numéro de celui-ci,
(ii) une description du poisson, notamment l’espèce à laquelle il appartient et son poids,
(iii) la date de prise,
(iv) le nom commercial et l’adresse de l’établissement où le
poisson a été préparé pour son exportation ou les nom et
adresse de la personne qui l’a ainsi préparé,
(v) une preuve établissant que le poisson a été éviscéré et
emballé dans des conditions hygiéniques.
6. L’article 14 du même règlement est remplacé par ce qui
suit :
14. (1) Pour l’application du présent article, ne constituent pas
une transformation les opérations suivantes :
a) le lavage, le glaçage ou la mise en bac de poisson vivant ou
de poisson non congelé entier ou habillé, à l’exception :
(i) des mollusques et des échinodermes,
(ii) du poisson provenant d’une entreprise aquicole,
(iii) des crustacés autres que le homard et le crabe vivants;
b) la congélation à bord d’un navire de poisson entier ou habillé destiné à subir une transformation ultérieure dans un établissement agréé, à l’exception des mollusques, des échinodermes
et des crustacés autres que les crevettes;
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-314
(c) the shucking of scallops to remove adductor muscles with
or without roe attached, if carried out on board a vessel;
(d) the evisceration of whole unfrozen fish or the salting or
pickling of whole, split or dressed unfrozen fish, by fisherpackers, other than shellfish, echinoderms or crustaceans; or
(e) actions taken by fishers or processors at the time or point of
catching, unloading, handling, holding or transporting fish to
preserve its quality and safety before delivery to a registered
establishment for the purpose of processing, storage or inspection before export, if those actions are taken in accordance with
these Regulations.
(2) Any person who processes or stores fish for export must do
so in a registered establishment unless the person holds a fish
export licence.
(3) No person shall export fish unless
(a) all the processing and storage of the fish is carried out in a
registered establishment; or
(b) the person holds a fish export licence.
(4) Subsection (3) does not apply in respect of
(a) fish that are imported into Canada by a holder of an import
licence and that are intended for direct sale to consumers without further processing; or
(b) final products that are produced in a registered establishment and that, before being marketed, exported or made
available to consumers, are temporarily stored in a coldstorage warehouse or other location that is not a registered
establishment.
7. Section 14.4 of the Regulations is replaced by the
following:
14.4 If the President of the Agency, in writing, informs a
fisher-packer who carries out an activity described in paragraph 14(1)(d) that there is serious contamination in the place
where the activity is carried out, whether on board the vessel or
onshore in the establishment where that activity is carried out, no
person shall
(a) process any fish on board that vessel or onshore in that establishment; or
(b) export or attempt to export any fish that has been processed
on board that vessel or in that establishment.
8. Section 14.5 of the Regulations is repealed.
9. Subsection 15(2) of the Regulations is replaced by the
following:
(2) The applicant is not required to include in the application
the information referred to in paragraphs (1)(c) to (f) if the applicant has previously provided the President of the Agency with
that information, there has been no change to the information and
there is a mention to that effect in the application.
10. Section 15.1 of the Regulations is replaced by the
following:
15.1 (1) The President of the Agency, at no charge, shall issue
a fish export licence to any person who operates an establishment,
other than a registered establishment, authorizing the person to be
engaged as a principal or agent in the export of fish if
(a) the person submits an application to the President, on a
form provided by the Agency, that contains
c) l’écaillage de pétoncles, à bord d’un navire, pour en retirer le
muscle adducteur, avec ou sans les œufs;
d) l’éviscération de poisson non congelé entier ou le salage ou
saumurage de poisson non congelé entier, fendu ou habillé —
à l’exception des mollusques, des échinodermes et des crustacés — effectués par les pêcheurs emballeurs;
e) si elles sont exercées conformément au présent règlement,
les opérations exercées par les pêcheurs ou les transformateurs
au moment ou au lieu de la prise, du déchargement, de la manutention, de la garde ou du transport du poisson pour en
conserver la qualité et l’innocuité, avant que celui-ci soit livré à
un établissement agréé pour y être transformé, entreposé ou
inspecté avant l’exportation.
(2) À moins d’être titulaire d’un permis d’exportation de poisson, quiconque transforme ou entrepose du poisson pour son exportation doit le faire dans un établissement agréé.
(3) Il est interdit d’exporter du poisson, à moins, selon le cas :
a) que le poisson ait été transformé et entreposé dans un établissement agréé;
b) d’être titulaire d’un permis d’exportation de poisson.
(4) Le paragraphe (3) ne s’applique pas aux produits suivants :
a) le poisson qui est importé au Canada par le titulaire d’un
permis d’importation et qui est destiné à être vendu directement
aux consommateurs, sans subir de transformation ultérieure;
b) les produits finis qui ont été produits dans un établissement
agréé et qui, avant d’être commercialisés, exportés ou mis à la
disposition des consommateurs, sont temporairement entreposés dans un entrepôt frigorifique ou dans un endroit autre
qu’un établissement agréé.
7. L’article 14.4 du même règlement est remplacé par ce
qui suit :
14.4 Si le pêcheur emballeur qui exerce une activité visée à
l’alinéa 14(1)d) reçoit du président de l’Agence un avis écrit
l’informant qu’il y a contamination grave à l’endroit où il exerce
cette activité — à bord d’un navire ou sur terre dans un établissement — il est interdit :
a) de transformer du poisson à bord de ce navire ou dans cet
établissement;
b) d’exporter ou de tenter d’exporter du poisson qui y a été
transformé.
8. L’article 14.5 du même règlement est abrogé.
9. Le paragraphe 15(2) du même règlement est remplacé
par ce qui suit :
(2) Le demandeur n’est pas tenu d’inclure dans sa demande
les renseignements visés aux alinéas (1)c) à f) s’ils ont déjà été
fournis au président de l’Agence, qu’ils demeurent inchangés et
qu’une mention à cet effet est indiquée dans sa demande.
10. L’article 15.1 du même règlement est remplacé par ce
qui suit :
15.1 (1) Le président de l’Agence délivre sans frais un permis
d’exportation de poisson — autorisant l’exportation du poisson à
titre de commettant ou de mandataire — à toute personne qui exploite un établissement autre qu’un établissement agréé, si les
conditions suivantes sont réunies :
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(i) the legal name and business name of the applicant, as
well as the name, address, telephone number, fax number
and email address of the applicant’s establishment that is referred to in the application,
(ii) a detailed diagram of the establishment,
(iii) a description of the activities to be carried out at the
establishment,
(iv) a description of the controls to be implemented to ensure
compliance with the Act and these Regulations, and
(v) a declaration from the applicant confirming that the information provided in subparagraphs (i) to (iv) is complete
and true;
(b) it is reasonable to expect that the implementation of those
controls will be adequate to maintain compliance with the Act
and these Regulations in the establishment;
(c) the establishment is free from serious contamination; and
(d) the information provided by the applicant is complete and
true and there are no reasonable grounds to believe that the applicant will not comply with the Act and these Regulations.
(2) The applicant is not required to include in the application
the information referred to in subparagraphs (1)(a)(ii) and (iv) if
the applicant has previously provided the President of the Agency
with that information, there has been no change to the information
and there is a mention to that effect in the application.
11. The portion of subsection 16.4(1) of the English version
of the Regulations before paragraph (b) is replaced by the
following:
16.4 (1) The President of the Agency may, on application, issue
a temporary certificate of registration in respect of an establishment whose operator is subject to a receivership or has made an
assignment in bankruptcy if all of the following conditions are
met:
(a) the applicant for the certificate is the authorized receiver or
trustee in bankruptcy of the operator of the establishment;
12. Paragraph 104(2)(a) of the French version of the Regulations is replaced by the following:
a) « poisson fendu » dans le cas du poisson fendu dont au
moins les deux tiers de l’extrémité antérieure de la colonne vertébrale ont été enlevés;
13. (1) Paragraph 14(1)(a) of Schedule I to the English version of the Regulations is replaced by the following:
(a) the water has a coliform bacteria count, determined by a
method acceptable to the President of the Agency, of not more
than 2 per 100 millilitres; or
(2) Paragraph 14(4)(b) of Schedule I to the English version
of the Regulations is replaced by the following:
(b) shall be supplied in adequate quantities for retorting and
any other purpose as specified in the establishment’s quality
management program.
a) une demande contenant les renseignements ci-après lui
est présentée par la personne sur le formulaire fourni par
l’Agence :
(i) les nom et nom commercial du demandeur ainsi que les
adresse, numéro de téléphone, numéro de télécopieur et
adresse électronique de l’établissement visé par la demande,
(ii) un plan détaillé de l’établissement,
(iii) une description des activités qui seront menées dans
l’établissement,
(iv) une description des mesures de contrôles qui seront mises en œuvre pour s’assurer du respect de la Loi et du présent règlement,
(v) une déclaration du demandeur selon laquelle les renseignements fournis conformément aux sous-alinéas (i) à (iv)
sont complets et exacts;
b) il est raisonnable de croire que la mise en œuvre de ces mesures de contrôle assureront le respect de la Loi et du présent
règlement;
c) l’établissement est exempt de contamination grave;
d) les renseignements fournis par le demandeur sont complets
et exacts et il n’existe aucun motif raisonnable de croire que
le demandeur ne se conformera pas à la Loi ou au présent
règlement.
(2) Le demandeur n’est pas tenu d’inclure dans sa demande les
renseignements visés aux sous-alinéas (1)a)(ii) et (iv) s’ils ont
déjà été fournis au président de l’Agence, qu’ils demeurent
inchangés et qu’une mention à cet effet est indiquée dans sa
demande.
11. Le passage du paragraphe 16.4(1) de la version anglaise
du même règlement précédant l’alinéa b) est remplacé par ce
qui suit :
16.4 (1) The President of the Agency may, on application, issue
a temporary certificate of registration in respect of an establishment whose operator is subject to a receivership or has made an
assignment in bankruptcy if all of the following conditions are
met :
(a) the applicant for the certificate is the authorized receiver or
trustee in bankruptcy of the operator of the establishment;
12. L’alinéa 104(2)a) de la version française du même règlement est remplacé par ce qui suit :
a) « poisson fendu » dans le cas du poisson fendu dont au
moins les deux tiers de l’extrémité antérieure de la colonne vertébrale ont été enlevés;
13. (1) L’alinéa 14(1)a) de l’annexe I de la version anglaise
du même règlement est remplacé par ce qui suit :
(a) the water has a coliform bacteria count, determined by a
method acceptable to the President of the Agency, of not more
than 2 per 100 millilitres; or
(2) L’alinéa 14(4)b) de l’annexe I de la version anglaise du
même règlement est remplacé par ce qui suit :
(b) shall be supplied in adequate quantities for retorting and
any other purpose as specified in the establishment’s quality
management program.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
14. These Regulations come into force on the day on which
they are registered.
14. Le présent règlement entre en vigueur à la date de son
enregistrement.
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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.)
Executive summary
Issue: Changes to European Union (EU) health regulations
made it mandatory for tourists returning to the EU to obtain a
fish export certificate if they want to take home the fish (in
excess of one kilogram) they caught during their visit. The
Canadian Food Inspection Agency (CFIA) cannot provide the
necessary certificates as the fish were being exported for personal consumption, and were therefore not subject to inspection under the Fish Inspection Regulations (FIR).
Description: The amendments to the FIR will allow inspectors to certify sport-caught fish exported for personal consumption when such certification is required by the importing
country and the fish have been prepared under sanitary conditions. An agreement with the Government of British Columbia
will allow provincial inspectors who are designated by the
CFIA as inspectors to sign certificates.
Cost-benefit statement: The regulatory initiative will have
minimal impacts with respect to costs incurred by the CFIA
and sport fish lodges. The CFIA will need to direct a minimal
amount of its resources to maintain the arrangement with the
Province of British Columbia whose officials will be certifying sport-caught fish as inspectors designated by the CFIA.
Sport fish lodges will need to maintain existing sanitary conditions which are requirements of providing services to their clients. This initiative benefits British Columbia’s tourist sector
by contributing to an activity that can recover between $15
and 20 million per year from European tourists who are no
longer visiting Canada.
Business and consumer impacts: The amendments address
the concerns that have been raised by the Province of British
Columbia and the sport fish industry who estimate a loss of
between $15 and 20 million per year due to reduced number
of tourists.
The amendments will enable the Province of British Columbia
provincial inspectors to be designated by the CFIA as inspectors to certify sport-caught fish exported for personal
consumption.
Domestic and international coordination and cooperation:
The amendments to the Fish Inspection Regulations are consistent with proposals to amend the Canada/European Union
Veterinary Agreement to provide simplified conditions for
sport-caught fish.
Performance measurement and evaluation plan: The CFIA
will monitor the performance of this regulatory initiative by
reviewing the number of sport fish certificates and the results
of inspections at sport fish lodges.
Résumé
Question : Des modifications des règlements sur la santé de
l’Union européenne (UE) obligent les touristes qui retournent
en UE à obtenir un certificat d’exportation de poisson, plus
d’un kilogramme, s’ils veulent rapporter avec eux le poisson
qu’ils ont pêché durant leur visite. L’Agence canadienne
d’inspection des aliments (ACIA) ne peut leur fournir les
certificats nécessaires parce que le poisson est exporté pour la
consommation personnelle et n’est donc pas assujetti à l’inspection en vertu du Règlement sur l’inspection du poisson
(RIP).
Description : La modification du RIP permettra aux inspecteurs de certifier le poisson de pêche sportive exporté pour la
consommation personnelle lorsque le pays importateur l’exige
et que le poisson a été préparé dans des conditions hygiéniques. Une entente conclue avec le gouvernement de la
Colombie-Britannique permettra aux inspecteurs provinciaux
qui sont désignés à titre d’inspecteurs de l’ACIA de signer les
certificats.
Énoncé des coûts et avantages : L’initiative réglementaire
aura des répercussions minimales sur les coûts engagés par
l’ACIA et les centres de pêche récréative. L’ACIA devra utiliser une quantité minimale de ressources pour maintenir
l’entente avec la province de la Colombie-Britannique permettant aux inspecteurs désignés par l’ACIA de certifier le poisson de pêche sportive. Les centres de pêche récréative devront
maintenir les conditions hygiéniques existantes qui constituent
une exigence pour la prestation de services à leur clientèle.
Cette initiative profite au secteur du tourisme de la ColombieBritannique qui bénéficie ainsi de retombées d’une valeur de
15 à 20 millions de dollars par année associées aux visites au
Canada de touristes européens.
Incidences sur les entreprises et les consommateurs : La
modification répond aux préoccupations soulevées par la province de la Colombie-Britannique et l’industrie de la pêche récréative qui estiment perdre entre 15 et 20 millions de dollars
par année en raison du nombre réduit de touristes.
La modification permettra aux inspecteurs de la ColombieBritannique qui sont désignés par l’ACIA de certifier le
poisson de pêche sportive exporté pour la consommation
personnelle.
Coordination et coopération à l’échelle nationale et internationale : La modification du RIP est conforme aux propositions de modification de l’accord vétérinaire entre le Canada et
l’Union européenne afin de simplifier les conditions applicables au poisson de pêche récréative.
Mesures de rendement et plan d’évaluation : L’ACIA surveillera le rendement de cette initiative réglementaire en vérifiant le nombre de certificats délivrés pour des poissons de
pêche sportive et les résultats des inspections menées aux centres de pêche récréative.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-314
Issue
Question
Changes to European Union (EU) health regulations made it
mandatory for tourists returning to the EU to obtain a fish export
certificate if they want to take home the fish (more than one kilogram) they caught during their visit. An issue arose when the
Province of British Columbia and its sport fish industry asked the
Canadian Food Inspection Agency (CFIA) to provide tourists
from the EU with export certificates for fish they caught during
their visit. CFIA was unable to certify because the fish were exported for personal consumption and outside of the scope of the
Fish Inspection Regulations (FIR).
In 2004, the British Columbia sport fish industry contacted
the CFIA to seek assistance in response to reduced bookings from
tourists visiting from the EU. Sport fish lodges operating in
British Columbia noticed that tourists from the EU were unwilling to book visits following changes to EU laws that required
those tourists to obtain certificates if they wanted to return home
with more than one kilogram of fish. As a result, European tourists started travelling to sport fish lodges located outside of Canada where they were able to secure the necessary certificates.
Des modifications des règlements sur la santé de l’Union européenne (UE) obligent les touristes qui retournent en UE à obtenir
un certificat d’exportation de poisson, plus d’un kilogramme, s’ils
veulent rapporter avec eux le poisson qu’ils ont pêché durant leur
visite. Cette question a été soulevée par la Colombie-Britannique
et son industrie de la pêche récréative lorsqu’elles ont demandé à
l’ACIA de délivrer aux touristes de l’UE des certificats d’exportation pour le poisson pêché pendant leur visite.
The amendments do not create any restrictions that would prohibit the export of fish from Canada. Instead, they provide a
mechanism that enables interested parties to receive export certificates issued by CFIA inspectors.
En 2004, l’industrie de la pêche récréative de la ColombieBritannique a demandé l’aide de l’ACIA en raison de la baisse
des réservations faites par des touristes de l’UE. Les centres de
pêche récréative de la Colombie-Britannique avaient remarqué
que les touristes de l’UE n’étaient plus intéressés à visiter la province à la suite des modifications des lois de l’UE. En effet, les
nouvelles règles exigent que les touristes européens obtiennent
des certificats s’ils désirent rapporter avec eux plus d’un kilogramme de poisson. Pour cette raison, les touristes européens ont
commencé à se tourner vers les centres de pêche récréative situés
à l’extérieur du Canada où ils pouvaient obtenir les certificats
requis.
À titre de solution provisoire, l’ACIA a informé les exploitants
de centres de pêche récréative qu’ils pourraient obtenir des certificats de l’ACIA pour le poisson de pêche sportive transformé sur
demande dans des établissements agréés par le gouvernement
fédéral.
En 2005, l’ACIA et la province de la Colombie-Britannique
ont signé une entente permettant à des inspecteurs provinciaux
désignés par l’ACIA de certifier, au nom de l’ACIA, le poisson
de pêche sportive exporté pour la consommation personnelle; il
s’agit d’un premier pas vers une solution permanente. Cette entente a été conclue sous l’autorité de la Loi sur l’Agence canadienne d’inspection des aliments.
La modification du RIP permettra à l’ACIA de répondre aux
préoccupations des partenaires commerciaux du Canada qui utilisent des certificats d’exportation du poisson comme mesure de
contrôle des importations.
La modification ne crée aucune restriction qui interdirait l’exportation de poisson du Canada. Elle offre plutôt un mécanisme
qui permet à des inspecteurs désignés par l’ACIA de délivrer des
certificats d’exportation aux parties intéressées.
Objectives
Objectifs
The amendments enable the CFIA to better respond to Canada’s trading partners which require export certificates. In the
case of the EU, it will allow tourists from the EU to obtain certificates if they want to return home with more than one kilogram of
fish.
In addition, minor housekeeping amendments are being made
to the Fish Inspection Regulations to address comments raised by
the Standing Joint Committee for the Scrutiny of Regulations
(SJCSR).
La modification place l’ACIA dans une meilleure position pour
répondre aux partenaires commerciaux du Canada qui exigent des
certificats d’exportation. En ce qui concerne l’UE, la modification
permettra aux touristes qui proviennent de pays qui en font partie
d’obtenir des certificats s’ils désirent rapporter avec eux plus d’un
kilogramme de poisson.
De surcroît, des modifications d’ordre administratif seront apportées au Règlement sur l’inspection du poisson pour donner
suite aux commentaires formulés par le Comité mixte permanent
d’examen de la réglementation (CMPER).
Description
Description
Regulatory and non-regulatory options considered
Options réglementaires et non réglementaires considérées
Amendments to the FIR will address the concerns raised by the
Province of British Columbia and the sport-caught fish industry.
Les modifications du RIP répondront aux préoccupations soulevées par la province de la Colombie-Britannique et l’industrie
As an interim solution, the CFIA advised operators of Canadian sport fish lodges that they could receive CFIA certificates
for sport caught fish that was custom processed at federally registered fish-processing establishments.
In 2005, the CFIA and the Province of British Columbia entered into an agreement enabling provincial inspectors designated
by the CFIA as inspectors to certify sport caught fish exported for
personal consumption as a step forward towards a permanent
solution. This agreement was made under the authority of the
Canadian Food Inspection Agency Act.
The amendments to the FIR will allow the CFIA to respond to
Canada’s trading partners who use fish export certificates as an
import control measure.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-314
It will allow the Government of Canada to certify fish products
based on the result of inspection activities.
de la pêche récréative. Elles permettront au gouvernement du
Canada de certifier les produits du poisson en fonction des résultats d’activités d’inspection.
Option 1 — Status quo
Option 1 — Statu quo
The status quo is not the preferred option as it will not allow
the CFIA or CFIA inspectors to issue certificates to tourists visiting Canada from the EU who wish to return home with fish
that they carry as part of their luggage for their own personal
consumption.
Le statu quo n’est pas l’option privilégiée car il ne permettra
pas à l’ACIA ou à des inspecteurs de l’ACIA de délivrer des certificats aux touristes de l’UE en visite au Canada qui désirent
rapporter du poisson dans leur bagage pour leur consommation
personnelle.
Option 2 — Negotiate an exemption with the EU for sport-caught
fish
Option 2 — Négocier une exemption avec l’UE pour le poisson
de pêche sportive
The CFIA attempted to resolve this requirement directly with
the EU through exploring alternatives to export certification.
These options included requesting exemptions for sport-caught
Canadian fish or increasing the total quantity of fish that tourists
could carry with them as fish imported for personal consumption.
The EU responded that it considered this activity as an import and
would not consider exemptions.
L’ACIA a tenté de négocier des solutions directement avec
l’UE en envisageant des solutions de rechange à la certification
des exportations. Elle a notamment demandé l’adoption d’exemptions pour le poisson canadien de pêche sportive ou l’augmentation de la quantité totale de poisson que les touristes pourraient
rapporter avec eux pour leur consommation personnelle. L’UE a
répondu qu’elle jugeait que cette activité était une importation et
n’envisagerait aucune exemption.
Option 3 — Amend the Fish Inspection Regulations to support
sport-caught fish export certification (preferred
option)
Option 3 — Modifier le Règlement sur l’inspection du poisson
pour appuyer la certification des exportations de
poisson de pêche sportive (l’option privilégiée)
The certificate requires the CFIA to guarantee that the fish
were eviscerated and processed under sanitary conditions.
Amending the FIR to allow for the certification of sport-caught
fish would satisfy EU’s new import controls. The amendments
should be flexible to allow the CFIA to better respond to Canada’s trading partners who require export certificates as a condition of import into their country.
Le certificat exige que l’ACIA garantisse que le poisson a été
éviscéré et transformé dans des conditions hygiéniques. La modification du RIP pour permettre la certification du poisson de pêche sportive satisferait aux nouvelles mesures de contrôle des
importations de l’UE. La modification doit être flexible afin que
l’ACIA soit mieux placée pour répondre aux partenaires commerciaux du Canada qui exigent des certificats d’exportation comme
condition d’importation dans leur pays.
Vous pouvez consulter sur le site Web de l’ACIA (www.
inspection.gc.ca/francais/fssa/fispoi/export/coupayf.shtml) la liste
complète et à jour des pays qui exigent des certificats d’exportation pour le poisson et les produits du poisson comme condition
d’importation.
Please refer to the CFIA Web site (www.inspection.gc.ca/
english/fssa/fispoi/export/coupaye.shtml) for a comprehensive
and updated list of countries that require fish and fish products
export certificates as a condition of import into their country.
Benefits and costs
Avantages et coûts
With respect to the certification of sport-caught fish, the
amendments to the FIR create a requirement to comply with one
section of the Regulations only when certification is required by
the competent authority of the importing country. The conditions
for obtaining such certificates will reflect the low level of risk to
consumers that is recognized by both the CFIA and competent
authorities of Canada’s trading partners. Considering that these
certificates were required to satisfy requirements implemented by
the EU, the CFIA engaged the EU in discussions to develop a
simplified certification procedure that is consistent with the low
level of risk to consumers associated with sport-caught fish.
En ce qui concerne la certification du poisson de pêche sportive, la modification du RIP n’exige la conformité à une disposition du RIP que lorsque l’autorité compétente du pays importateur
exige la certification. Les conditions d’obtention de tels certificats
tiendront compte du faible niveau de risque pour les consommateurs qui est reconnu par l’ACIA et les autorités compétentes des
partenaires commerciaux du Canada. Comme ces certificats sont
requis pour satisfaire à des exigences imposées par l’UE, l’ACIA
a fait participer l’UE aux discussions visant à élaborer une procédure simplifiée de certification qui correspond au faible niveau
de risque pour les consommateurs qui est associé au poisson de
pêche sportive.
Le changement minimisera le fardeau réglementaire pour les
exploitants de centres de pêche récréative de la ColombieBritannique, car elle ne crée pas de nouvelles exigences. Les centres de pêche récréative devraient déjà appliquer des mesures de
contrôle pour faire en sorte que le poisson pêché est préparé et
emballé pour leurs clients dans des conditions hygiéniques. De
surcroît, la modification exige de l’ACIA des efforts minimaux
en ce qui concerne le respect de la conformité et l’application de
la loi. Comme il s’agit d’une question régionale propre à la
Colombie-Britannique et que cette dernière est intéressée à
This change will impose minimal regulatory burden on the
operators of British Columbia’s sport fish lodges as it does not
create any new requirements. Lodges should already have control
measures in place to ensure that sport-caught fish are prepared
and packaged for their clients under sanitary conditions. Furthermore, the proposal creates minimal compliance and enforcement
effort on the part of the CFIA. Considering that this is a regional
issue, specific to the Province of British Columbia, and the interest of British Columbia to negotiate a permanent solution, the
inspection and certification workload will be assumed by British
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-314
Columbia on behalf of the CFIA under the terms and conditions
of an arrangement signed by the two parties.
The amendments respond to a request from the Province of
British Columbia and the British Columbia sport fish industry
which estimated a loss to the economy of between $15 and
20 million per year caused by reduced bookings from European
tourists who would be unable to obtain fish export certificates.
The CFIA expects that if the FIR were not amended to enable
the certification of sport-caught fish, then it would be likely that
many sport fish lodges would have requested registration under
the existing conditions of the FIR as a method of obtaining fish
export certificates. If there were no method to allow the certification of fish for personal consumption, then sport fish lodges
would need to be registered in the same manner as commercial
operations. This would mean owners would be faced with the
additional costs of operating with a Hazard Analysis Critical Control Points-based (HACCP) Quality Management Program (QMP)
Plan. Furthermore, the CFIA would be faced with the additional
costs of inspecting these establishments, many of which are located in remote locations.
The existing conditions for registration require commercial fish
plant operators to develop a comprehensive food safety management plan known as a QMP Plan to manage the establishment in
compliance with the FIR. The QMP Plan is consistent with international standards set by Codex, and includes the adoption of
HACCP. The costs associated with developing, implementing and
maintaining a HACCP-based QMP Plan are justified for commercial fish processing establishments which export large volumes of
fish to consumers around the world.
This is not the case for sport-caught fish. The operator of a
sport fish lodge will not be required to develop a comprehensive
HACCP-based QMP Plan because they will be preparing small
quantities of fish that are recognized as presenting a low level of
risk to the consumer. To obtain certification, the person who
caught the fish must be the person who will consume the caught
fish and it must be prepared by the operator of a sport fish lodge.
négocier une solution permanente, la province se chargera des
activités d’inspection et de certification au nom de l’ACIA
conformément aux conditions de l’entente signée par les deux
parties.
La modification fait suite à une demande de la ColombieBritannique et de son industrie de la pêche récréative qui estiment
à 15 à 20 millions de dollars par année la perte résultant de la
diminution du nombre de réservations des touristes européens qui
seraient incapables d’obtenir des certificats d’exportation du
poisson.
L’ACIA est d’avis que si le RIP n’est pas modifié pour autoriser la certification du poisson de pêche sportive, il est probable
que de nombreux centres de pêche récréative demandent l’agrément en vertu des conditions prescrites actuellement dans le RIP
afin d’obtenir des certificats d’exportation du poisson. S’il
n’existait pas d’autre méthode pour permettre la certification du
poisson pour la consommation personnelle, les centres de pêche
récréative devraient alors être agréés de la même manière que les
établissements commerciaux. Les propriétaires devraient alors
assumer les coûts additionnels de mise en œuvre d’un plan d’analyse des risques et de maîtrise des points critiques (HACCP) dans
le cadre du Programme de gestion de la qualité (PGQ). De surcroît, l’ACIA devrait payer les coûts additionnels d’inspection de
ces établissements, dont plusieurs sont situés dans des emplacements isolés
Selon les conditions d’agrément en vigueur, les exploitants
d’installations commerciales de traitement du poisson doivent
élaborer un plan de gestion complet de la salubrité des aliments
appelé plan de PGQ pour se conformer au RIP. Le plan de PGQ
est conforme aux normes internationales établies par le Codex
Alimentarius et prévoit l’adoption de plans HACCP. Les coûts
d’élaboration, de mise en œuvre et de maintien d’un plan de PGQ
fondé sur le HACCP sont justifiés pour les établissements commerciaux de transformation du poisson qui exportent de gros volumes de poisson aux consommateurs à l’échelle du globe.
Ce n’est pas la même situation pour le poisson de pêche récréative. En effet, les exploitants de ces centres n’ont pas à élaborer
de plan HACCP dans le cadre du PGQ parce qu’ils prépareront de
petites quantités de poisson reconnu pour présenter un faible risque pour le consommateur. Pour obtenir la certification, la personne qui a pris le poisson doit être la personne qui le consommera et le poisson doit être préparé par l’opérateur d’un centre de
pêche récréative.
Rationale
Justification
The amendments are consistent with requirements set out under
the Canada/EU Veterinary Agreement which is being amended to
provide simplified conditions for the certification of sport-caught
fish. These simplified procedures reflect the low level of risk that
the consumption of sport-caught fish presents to consumer health.
La modification est conforme aux exigences fixées dans l’accord vétérinaire entre le Canada et l’UE qui est modifié pour
simplifier les conditions de certification du poisson de pêche
sportive. Cette procédure simplifiée tient compte du faible niveau
de risque pour la santé des consommateurs associé à la consommation de poisson de pêche sportive.
L’UE exige que tout poisson importé dépassant 1 kg soit certifié. L’UE a convenu que le poisson de pêche sportive exporté du
Canada présente un faible risque et pourrait donc faire l’objet
d’un certificat simplifié. Une modification de l’accord entre le
Canada et l’UE permettra l’utilisation du certificat simplifié. La
modification du RIP permettra à l’ACIA (ou à la province de la
Colombie-Britannique au nom de l’ACIA) de délivrer le certificat
simplifié.
The EU requires any imported fish that exceeds 1 kg to be certified. The EU has agreed that sport-caught fish exported from
Canada represents a low risk and could therefore be subject to a
simplified certificate. An amendment of the Canada/EU arrangement will allow for the simplified certificate. Amendments to the
FIR will allow CFIA to issue the simplified certificate.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-314
Consultation
Consultation
In 2004, officials from the British Columbia’s sport fish industry contacted the CFIA for assistance resulting from new requirements imposed by the EU requesting health certificates for
imported fish. Subsequently, the Province of British Columbia
and Members of Parliament contacted the CFIA to discuss possible solutions to remedy the industry’s concerns and are supportive of the actions of CFIA to enable certification of sport-caught
fish.
En 2004, des représentants de l’industrie de la pêche récréative
de la Colombie-Britannique ont demandé l’aide de l’ACIA pour
trouver une solution aux nouvelles exigences imposées par l’UE
relativement aux certificats sanitaires du poisson importé. Subséquemment, la province de la Colombie-Britannique et des députés
ont communiqué avec l’ACIA pour évaluer des solutions visant à
remédier aux préoccupations de l’industrie. Ils appuient les mesures de l’ACIA qui visent à permettre la certification du poisson de
pêche sportive.
Le ministère des Affaires étrangères et du Commerce international ainsi que le ministère des Pêches et des Océans ont participé avec l’ACIA aux négociations avec l’UE afin de trouver une
approche mutuellement acceptable qui permettrait aux touristes
européens de rapporter avec eux le poisson qu’ils ont pêché au
Canada.
La modification a été publiée dans la Partie I de la Gazette du
Canada, le 6 juin 2009. Aucun commentaire n’a été reçu par
l’ACIA durant la période de consultation de 30 jours qui a suivi la
publication préalable.
The CFIA included the Department of Foreign Affairs and
International Trade along with the Department of Fisheries and
Oceans during its negotiations with the EU to find a mutually
acceptable approach to allow EU tourists to continue to bring
home Canadian sport-caught fish.
The amendments were pre-published in the Canada Gazette,
Part I, on June 6, 2009, for a 30-day comment period. No comments were received by CFIA.
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
The CFIA has signed an agreement with the Province of British
Columbia to allow provincial inspectors who are designated by
the CFIA as inspectors to sign certificates. No additional resources will be required by the CFIA to implement these regulatory amendments.
L’ACIA a signé, avec la Colombie-Britannique, une entente
qui permet aux inspecteurs provinciaux désignés à titre d’inspecteurs de l’ACIA de signer les certificats en son nom. L’ACIA
n’aura pas besoin de ressources additionnelles pour mettre en
œuvre ces modifications réglementaires.
Performance measurement and evaluation
Mesures de rendement et évaluation
The objective of this initiative is to enable the certification of
sport-caught fish from sport fish lodges that are operating under
sanitary conditions. This will be measured by reviewing the number of sport fish certificates and the results of inspections conducted at the lodges.
L’objectif de l’initiative est de permettre la certification du
poisson pêché dans les centres de pêche récréative qui maintiennent des conditions hygiéniques. Un suivi de la situation sera
effectué grâce à un examen du nombre de certificats délivrés pour
du poisson de pêche sportive et des résultats des inspections menées aux centres de pêche récréative.
Contact
Personne-ressource
Mary Ann Green
Director
Fish, Seafood and Production Division
Canadian Food Inspection Agency
1400 Merivale Road
Ottawa, Ontario
K1A 0Y9
Email: MaryAnn.Green@inspection.gc.ca
Mary Ann Green
Directrice
Division du poisson, des produits de la mer et de la production
Agence canadienne d’inspection des aliments
1400, chemin Merivale
Ottawa (Ontario)
K1A 0Y9
Courriel : MaryAnn.Green@inspection.gc.ca
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2305
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-315
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
November 26, 2009
Enregistrement
DORS/2009-315
Le 26 novembre 2009
CANADA OIL AND GAS OPERATIONS ACT
LOI SUR LES OPÉRATIONS PÉTROLIÈRES AU CANADA
Canada Oil and Gas Drilling and Production
Regulations
Règlement sur le forage et la production de pétrole
et de gaz au Canada
P.C. 2009-1890
C.P. 2009-1890
November 26, 2009
Le 26 novembre 2009
Whereas, pursuant to subsection 15(1) of the Canada Oil and
Gas Operations Acta, a copy of the proposed Canada Oil and Gas
Drilling and Production Regulations, substantially in the annexed
form, was published in the Canada Gazette, Part I on April 18,
2009 and interested persons were given an opportunity to make
representations to the Minister of Natural Resources and the Minister of Indian Affairs and Northern Development with respect to
the proposed Regulations;
Therefore, Her Excellency the Governor General in Council,
on the recommendation of the Minister of Natural Resources and
the Minister of Indian Affairs and Northern Development, pursuant to subsection 14(1)b of the Canada Oil and Gas Operations
Acta, hereby makes the annexed Canada Oil and Gas Drilling and
Production Regulations.
Attendu que, conformément au paragraphe 15(1) de la Loi sur
les opérations pétrolières au Canadaa, le projet de règlement
intitulé Règlement sur le forage et la production de pétrole et de
gaz au Canada, conforme en substance au texte ci-après, a été
publié dans la Gazette du Canada Partie I, le 18 avril 2009 et que
les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard à la ministre des Ressources naturelles et au ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien,
À ces causes, sur recommandation de la ministre des Ressources naturelles et du ministre des Affaires indiennes et du Nord
canadien et en vertu du paragraphe 14(1)b de la Loi sur les opérations pétrolières au Canadaa, Son Excellence la Gouverneure
générale en conseil prend le Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada, ci-après.
CANADA OIL AND GAS DRILLING AND
PRODUCTION REGULATIONS
RÈGLEMENT SUR LE FORAGE ET LA PRODUCTION
DE PÉTROLE ET DE GAZ AU CANADA
INTERPRETATION
DÉFINITIONS ET INTERPRÉTATION
1. (1) The following definitions apply in these Regulations.
“abandoned”, in relation to a well, means a well or part of a well
that has been permanently plugged. (abandonné)
“Act” means the Canada Oil and Gas Operations Act. (Loi)
“artificial island” means a humanly constructed island to provide
a site for the exploration and drilling, or the production, storage, transportation, distribution, measurement, processing or
handling, of oil or gas. (île artificielle)
“authorization” means an authorization issued by the Board under
paragraph 5(1)(b) of the Act. (autorisation)
“barrier” means any fluid, plug or seal that prevents gas or oil or
any other fluid from flowing unintentionally from a well or
from a formation into another formation. (barrière)
“Board” means the National Energy Board established by section 3 of the National Energy Board Act. (Office)
“casing liner” means a casing that is suspended from a string of
casing previously installed in a well and does not extend to the
wellhead. (tubage partiel)
“commingled production” means production of oil and gas from
more than one pool or zone through a common well-bore or
flow line without separate measurement of the production from
each pool or zone. (production mélangée)
“completed”, in relation to a well, means a well that is prepared
for production or injection operations. (complété)
1. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent
règlement.
« abandonné » Se dit d’un puits ou d’une partie d’un puits qui a
été obturé de façon permanente. (abandoned)
« approbation relative à un puits » Approbation accordée par
l’Office en vertu de l’article 13. (well approval)
« autorisation » Autorisation délivrée par l’Office en vertu de
l’alinéa 5(1)b) de la Loi. (authorization)
« barrière » Tout fluide, bouchon ou autre dispositif d’étanchéité
qui empêche du gaz, du pétrole ou tout autre fluide de s’écouler
accidentellement soit d’une formation à une autre soit d’un
puits. (barrier)
« blessure entraînant une perte de temps de travail » Blessure qui
empêche un employé de se présenter au travail ou de s’acquitter efficacement de toutes les fonctions liées à son travail habituel les jours suivant le jour de l’accident, qu’il s’agisse ou non
de jours ouvrables pour lui. (lost or restricted workday injury)
« blessure sans gravité » Lésion professionnelle, autre qu’une
blessure entraînant une perte de temps de travail, qui fait l’objet
d’un traitement médical ou de premiers soins. (minor injury)
« câble » Câble renfermant un fil conducteur et servant à la manœuvre d’instruments de sondage ou d’autres outils dans un
puits. (wire line)
« câble lisse » Câble en acier monobrin servant à la manœuvre
d’outils dans un puits. (slick line)
———
———
a
a
b
R.S., c. 0-7; S.C. 1992, c. 35, s. 2
S.C. 1994, c. 10, s. 7
2306
b
L.R., ch. 0-7; L.C. 1992, ch. 35, art. 2
L.C. 1994, ch. 10, art. 7
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
“completion interval” means a section within a well that is prepared to permit the
(a) production of fluids from the well;
(b) observation of the performance of a reservoir; or
(c) injection of fluids into the well. (intervalle de
complétion)
“conductor casing” means the casing that is installed in a well to
facilitate drilling of the hole for the surface casing. (tubage
initial)
“development plan” means the development plan that is approved
by the Board in accordance with section 5.1 of the Act. (plan
de mise en valeur)
“drilling program” means the program for the drilling of one or
more wells within a specified area and time using one or more
drilling installations and includes any work or activity related
to the program. (programme de forage)
“environmental protection plan” means the environmental protection plan submitted to the Board under section 6. (plan de protection de l’environnement)
“flow allocation procedure” means the procedure to
(a) allocate total measured quantities of oil, gas and water
produced from or injected into a pool or zone back to individual wells in a pool or zone where individual well production or injection is not measured separately; and
(b) allocate production to fields that are using a common
storage or processing facility. (méthode de répartition du
débit)
“flow calculation procedure” means the procedure to be used to
convert raw meter output to a measured quantity of oil, gas or
water. (méthode de calcul du débit)
“flow system” means the flow meters, auxiliary equipment attached to the flow meters, fluid sampling devices, production
test equipment, the master meter and meter prover used to
measure and record the rate and volumes at which fluids are
(a) produced from or injected into a pool;
(b) used as a fuel;
(c) used for artificial lift; or
(d) flared or transferred from a production installation.
(système d’écoulement)
“fluid” means gas, liquid or a combination of the two. (fluide)
“formation flow test” means an operation
(a) to induce the flow of formation fluids to the surface of a
well to procure reservoir fluid samples and determine reservoir flow characteristics; or
(b) to inject fluids into a formation to evaluate injectivity.
(essai d’écoulement de formation)
“incident” means
(a) any event that causes
(i) a lost or restricted workday injury,
(ii) death,
(iii) fire or explosion,
(iv) a loss of containment of any fluid from a well,
(v) an imminent threat to the safety of a person, installation or support craft, or
(vi) pollution;
(b) any event that results in a missing person; or
(c) any event that causes
« cessation » S’entend de l’abandon, de la complétion, ou de la
suspension de l’exploitation d’un puits. (termination)
« complété » Se dit d’un puits qui a été préparé en vue de travaux
de production ou d’injection. (completed)
« conditions environnementales » Conditions météorologiques,
océanographiques et conditions connexes, notamment l’état des
glaces, qui peuvent influer sur les activités visées par
l’autorisation. (physical environmental conditions)
« contrôle d’un puits » Contrôle de la circulation des fluides qui
pénètrent dans un puits ou en sortent. (well control)
« couche » Couche ou séquence de couches, y compris, pour
l’application de la définition de « production mélangée », de
l’article 7, du paragraphe 61(2), des articles 64 à 66 et 73, du
paragraphe 82(2) et de l’article 85, toute couche désignée
comme telle par l’Office en vertu de l’article 4. (zone)
« date de libération de l’appareil de forage » Date à laquelle un
appareil de forage a exécuté des travaux pour la dernière fois
dans un puits. (rig release date)
« déchets » Détritus, rebuts, eaux usées, fluides résiduels ou autres matériaux inutilisables produits au cours des activités de
forage, des travaux relatifs à un puits ou des travaux de production, y compris les fluides et les déblais de forage usés ou excédentaires, ainsi que l’eau produite. (waste material)
« essai au prorata » Essai effectué dans un puits d’exploitation
visé par un plan de mise en valeur pour en mesurer le débit des
fluides produits à des fins de répartition. (proration test)
« essai d’écoulement de formation » Opération visant, selon le
cas :
a) à provoquer l’écoulement des fluides de formation vers la
surface d’un puits afin d’obtenir des échantillons des fluides
du réservoir et de déterminer les caractéristiques de
l’écoulement de celui-ci;
b) à injecter des fluides dans une formation afin d’évaluer
l’injectivité. (formation flow test)
« exploitant » Personne qui est titulaire à la fois d’un permis de
travaux délivré en vertu de l’alinéa 5(1)a) de la Loi et d’une
autorisation. (operator)
« fluide » Gaz, liquide ou combinaison des deux. (fluid)
« fond marin » Partie de la croûte terrestre formant le fond des
océans. (seafloor)
« île artificielle » Île construite de toutes pièces afin de servir
d’emplacement pour la prospection et le forage, ou pour la production, le stockage, le transport, la distribution, la mesure, le
traitement ou la manutention du pétrole ou du gaz. (artificial
island)
« incident »
a) Événement qui entraîne l’une ou l’autre des situations
suivantes :
(i) une blessure entraînant une perte de temps de travail,
(ii) une perte de vie,
(iii) un incendie ou une explosion,
(iv) une défaillance du confinement d’un fluide provenant
d’un puits,
(v) une menace imminente à la sécurité d’une personne,
d’une installation ou d’un véhicule de service,
(vi) de la pollution;
b) événement à la suite duquel une personne est portée
disparue;
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
(i) the impairment of any structure, facility, equipment or
system critical to the safety of persons, an installation or
support craft, or
(ii) the impairment of any structure, facility, equipment or
system critical to environmental protection. (incident)
“lost or restricted workday injury” means an injury that prevents
an employee from reporting for work or from effectively performing all the duties connected with the employee’s regular
work on any day subsequent to the day on which the injury occurred whether or not that subsequent day is a working day for
that employee. (blessure entraînant une perte de temps de
travail)
“minor injury” means an employment injury for which medical
treatment or first aid is provided and excludes a lost or restricted workday injury. (blessure sans gravité)
“multi-pool well” means a well that is completed in more than
one pool. (puits à gisements multiples)
“natural environment” means the physical and biological environment. (milieu naturel)
“near-miss” means an event that would likely cause an event set
out in paragraph (a) of the definition of “incident”, but does not
due to particular circumstances. (quasi-incident )
“operator” means a person that holds an operating licence under
paragraph 5(1)(a) of the Act and an authorization. (exploitant)
“permafrost” means the thermal condition of the ground when its
temperature remains at or below 0°C for more than one year.
(pergélisol)
“physical environmental conditions” means the meteorological,
oceanographic and related physical conditions, including ice
conditions, that might affect a work or activity that is subject to
an authorization. (conditions environnementales)
“pollution” means the introduction into the natural environment
of any substance or form of energy outside the limits applicable
to the activity that is subject to an authorization, including
spills. (pollution)
“production control system” means the system provided to control the operation of, and monitor the status of, equipment for
the production of oil and gas, and includes the installation and
workover control system. (système de contrôle de la
production)
“production project” means an undertaking for the purpose of
developing a production site on, or producing oil or gas from, a
pool or field, and includes any work or activity related to the
undertaking. (projet de production)
“proration test” means, in respect of a development well to which
a development plan applies, a test conducted to measure the
rates at which fluids are produced from the well for allocation
purposes. (essai au prorata)
“recovery” means the recovery of oil and gas under reasonably
foreseeable
economic
and
operational
conditions.
(récupération)
“relief well” means a well drilled to assist in controlling a blowout in an existing well. (puits de secours)
“rig release date” means the date on which a rig last conducted
well operations. (date de libération de l’appareil de forage)
“safety plan” means the safety plan submitted to the Board under
section 6. (plan de sécurité)
“seafloor” means the surface of all that portion of land under the
sea. (fond marin)
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c) événement qui nuit :
(i) soit au fonctionnement d’une structure, de matériel,
d’un équipement ou d’un système essentiel au maintien de
la sécurité des personnes ou de l’intégrité d’une installation ou d’un véhicule de service,
(ii) soit au fonctionnement d’une structure, de matériel,
d’un équipement ou d’un système essentiel à la protection
de l’environnement. (incident)
« intervalle de complétion » Section aménagée dans un puits en
vue de l’une des activités suivantes :
a) la production de fluides à partir du puits;
b) l’observation du rendement d’un réservoir;
c) l’injection de fluides dans le puits. (completion interval)
« Loi » La Loi sur les opérations pétrolières au Canada. (Act)
« méthode de calcul du débit » Méthode utilisée pour convertir le
débit brut d’un compteur en une quantité mesurée de pétrole,
de gaz ou d’eau. (flow calculation procedure)
« méthode de répartition du débit » Méthode servant à :
a) répartir les quantités mesurées totales de pétrole, de gaz et
d’eau qui sont produits par un gisement ou une couche ou y
sont injectés, entre les différents puits faisant partie d’un gisement ou d’une couche où la production ou l’injection n’est
pas mesurée séparément pour chaque puits;
b) répartir la production entre les champs où le stockage ou
le traitement se fait dans une installation commune. (flow allocation procedure)
« milieu naturel » Milieu physique et biologique. (natural
environment)
« Office » L’Office national de l’énergie, constitué par l’article 3
de la Loi sur l’Office national de l’énergie. (Board)
« pergélisol » Condition thermique du sol lorsque sa température
est égale ou inférieure à 0 °C pendant plus d’un an.
(permafrost)
« plan de mise en valeur » Plan de mise en valeur approuvé par
l’Office aux termes de l’article 5.1 de la Loi. (development
plan)
« plan de protection de l’environnement » Plan de protection de
l’environnement remis à l’Office conformément à l’article 6.
(environmental protection plan)
« plan de sécurité » Plan en matière de sécurité remis à l’Office
conformément à l’article 6. (safety plan)
« pollution » Introduction dans le milieu naturel de toute substance ou forme d’énergie au-delà des limites applicables à
l’activité visée par l’autorisation. La présente définition vise
également les rejets. (pollution)
« production mélangée » Production de pétrole et de gaz provenant de plusieurs gisements ou couches et circulant dans la
même conduite ou dans le même trou de sonde, sans mesurage
distinct de la production de chaque gisement ou couche. (commingled production)
« programme de forage » Programme relatif au forage d’un ou de
plusieurs puits, dans une région donnée et au cours d’une période déterminée, au moyen d’une ou de plusieurs installations
de forage. Y sont assimilées les activités connexes au programme. (drilling program)
« projet de production » Projet visant la mise en valeur d’un emplacement de production ou la production de pétrole ou de gaz
à partir d’un champ ou d’un gisement, y compris les activités
connexes au projet. (production project)
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“slick line” means a single steel cable used to run tools in a well.
(câble lisse)
“support craft” means a vessel, vehicle, aircraft, standby vessel or
other craft used to provide transportation for or assistance to
persons on the site where a work or activity is conducted.
(véhicule de service)
“surface casing” means the casing that is installed in a well to a
sufficient depth, in a competent formation, to establish well
control for the continuation of the drilling operations. (tubage
de surface)
“suspended”, in relation to a well or part of a well, means a well
or part of a well in which drilling or production operations have
temporarily ceased. (suspension de l’exploitation)
“termination” means the abandonment, completion or suspension
of a well’s operations. (cessation)
“waste material” means any garbage, refuse, sewage or waste
well fluids or any other useless material that is generated during drilling, well or production operations, including used or
surplus drilling fluid and drill cuttings and produced water.
(déchets)
“well approval” means the approval granted by the Board under
section 13. (approbation relative à un puits)
“well-bore” means the hole drilled by a bit in order to make a
well. (trou de sonde)
“well control” means the control of the movement of fluids into
or from a well. (contrôle d’un puits)
“well operation” means the operation of drilling, completion,
recompletion, intervention, re-entry, workover, suspension or
abandonment of a well. (travaux relatifs à un puits)
“wire line” means a line that contains a conductor wire and that is
used to run survey instruments or other tools in a well. (câble)
“workover” means an operation on a completed well that requires
removal of the Christmas tree or the tubing.
(reconditionnement)
“zone” means any stratum or any sequence of strata and includes,
for the purposes of the definition “commingled production”,
section 7, subsection 61(2), sections 64 to 66 and 73, subsection 82(2) and section 85, a zone that has been designated as
such by the Board under section 4. (couche)
(2) In these Regulations, “delineation well”, “development
well” and “exploratory well” have the same meaning as in subsection 101(1) of the Canada Petroleum Resources Act.
(3) In these Regulations, “drilling installation”, “drilling rig”,
“drilling unit”, “drill site”, “installation”, “production installation”, “production operation”, “production site” and “subsea
« puits à gisements multiples » Puits complété dans plus d’un
gisement. (multi-pool well)
« puits de secours » Puits foré pour aider à contrôler l’éruption
d’un puits existant. (relief well)
« quasi-incident » Événement qui serait susceptible d’entraîner
une des situations visées à l’alinéa a) de la définition de « incident » mais qui, en raison de circonstances particulières, n’en
entraîne pas. (near-miss)
« reconditionnement » Opération pratiquée sur un puits complété
et exigeant le retrait de la tête d’éruption ou du tube.
(workover)
« récupération » Récupération de pétrole et de gaz dans des
conditions économiques et opérationnelles normalement prévisibles. (recovery)
« suspension de l’exploitation » S’agissant d’un puits ou d’une
partie d’un puits, interruption temporaire des activités de forage
ou des travaux de production. (suspended)
« système de contrôle de la production » Système servant au
contrôle du fonctionnement de l’équipement de production de
pétrole et de gaz et à la surveillance de son état, y compris le
système de régulation de l’installation et du reconditionnement.
(production control system)
« système d’écoulement » Les débitmètres et l’équipement auxiliaire qui y est fixé, les dispositifs d’échantillonnage de fluides,
l’équipement pour les essais de production, le compteur principal et le compteur étalon servant à mesurer et à enregistrer le
débit et le volume des fluides qui, selon le cas :
a) sont produits par un gisement ou y sont injectés;
b) sont utilisés comme combustibles;
c) sont utilisés pour l’ascension artificielle;
d) sont brûlés à la torche ou transférés d’une installation de
production. (flow system)
« travaux relatifs à un puits » Travaux liés au forage, à la complétion, à la remise en production, au reconditionnement, à la suspension de l’exploitation, à l’abandon ou à la rentrée d’un puits
ou à l’intervention dans un puits. (well operation)
« trou de sonde » Trou foré au moyen d’un trépan pour le creusage d’un puits. (well-bore)
« tubage de surface » Tubage installé assez profondément dans un
puits, dans une formation compétente, pour assurer le contrôle
du puits en vue de la poursuite des travaux de forage. (surface
casing)
« tubage initial » Tubage installé dans un puits pour faciliter le
forage du trou dans lequel sera introduit le tubage de surface.
(conductor casing)
« tubage partiel » Tubage suspendu à un train de tubage installé
antérieurement dans un puits et qui n’atteint pas la tête du
puits. (casing liner)
« véhicule de service » Navire, véhicule, aéronef, navire de secours ou autre moyen de transport ou d’aide destiné aux personnes se trouvant à un emplacement où sont menées des activités. (support craft)
(2) Dans le présent règlement, « puits de délimitation », « puits
d’exploitation » et « puits d’exploration » s’entendent au sens du
paragraphe 101(1) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures.
(3) Dans le présent règlement, « appareil de forage », « emplacement de forage », « emplacement de production », « installation », « installation de forage », « installation de production »,
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production system” have the same meaning as in subsection 2(1)
of the Canada Oil and Gas Installations Regulations.
(5) For the purpose of section 5.11 of the Act, “installation”
means an onshore or offshore installation.
(6) For the purpose of section 58.2 of the Act, an onshore or
offshore installation is prescribed as an installation.
« système de production sous-marin », « travaux de production »
et « unité de forage » s’entendent au sens du paragraphe 2(1) du
Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada.
(4) Les définitions qui suivent s’appliquent à l’alinéa 5(4)c) de
la Loi.
« matériel de production » Équipement de production du pétrole
ou du gaz se trouvant à l’emplacement de production, y compris le matériel de séparation, de traitement et de transformation, les équipements et le matériel utilisés à l’appui des travaux de production, les aires d’atterrissage, les héliports, les
aires ou les réservoirs de stockage et les logements du personnel connexes. La présente définition exclut toute plate-forme,
toute île artificielle, tout système de production sous-marin,
tout équipement de forage et tout système de plongée connexes. (production facility)
« plate-forme de production » S’entend de tout matériel de production, ainsi que de tout système de production sous-marin,
plate-forme, île artificielle, système de chargement extracôtier,
équipement de forage, matériel lié aux activités maritimes et
système de plongée non autonome connexes. (production platform)
(5) Pour l’application de l’article 5.11 de la Loi, « installation »
s’entend d’une installation terrestre ou extracôtière.
(6) Pour l’application de l’article 58.2 de la Loi, les installations terrestres et extracôtières sont des installations désignées.
PART 1
PARTIE 1
BOARD’S POWERS
POUVOIRS DE L’OFFICE
SPACING
ESPACEMENT
2. The Board is authorized to make orders respecting the allocation of areas, including the determination of the size of spacing
units and the well production rates for the purpose of drilling for
or producing oil and gas and to exercise any powers and perform
any duties that may be necessary for the management and control
of oil or gas production.
2. L’Office est autorisé à rendre des ordonnances concernant
l’attribution de secteurs, notamment en ce qui a trait à la dimension des unités d’espacement et au taux de production des puits
aux fins de forage ou de production de pétrole ou de gaz, et à
exercer les attributions nécessaires à la gestion et au contrôle de la
production du pétrole et du gaz.
(4) The following definitions apply for the purposes of paragraph 5(4)(c) of the Act:
“production facility” means equipment for the production of oil or
gas located at a production site, including separation, treating
and processing facilities, equipment and facilities used in support of production operations, landing areas, heliports, storage
areas or tanks and dependent personnel accommodations, but
not including any associated platform, artificial island, subsea
production system, drilling equipment or diving system. (matériel de production)
“production platform” means a production facility and any associated platform, artificial island, subsea production system, offshore loading system, drilling equipment, facilities related to
marine activities and dependent diving system. (plate-forme de
production)
NAMES AND DESIGNATIONS
NOMS ET DÉSIGNATIONS
3. The Board may give a name, classification or status to any
well and may change that name, classification or status.
4. The Board may also
(a) designate a zone for the purposes of these Regulations;
(b) give a name to a pool or field; and
(c) define the boundaries of a pool, zone or field for the purpose of identifying it.
3. L’Office peut attribuer un nom, une classe ou un statut à un
puits et les modifier.
4. L’Office peut en outre :
a) désigner comme telle une couche pour l’application du présent règlement;
b) attribuer un nom à un gisement ou à un champ;
c) définir les limites d’un gisement, d’une couche ou d’un
champ à des fins d’identification.
PART 2
PARTIE 2
MANAGEMENT SYSTEM, APPLICATION FOR
AUTHORIZATION AND WELL APPROVALS
SYSTÈME DE GESTION, DEMANDE D’AUTORISATION ET
APPROBATIONS RELATIVES À UN PUITS
MANAGEMENT SYSTEM
SYSTÈME DE GESTION
5. (1) The applicant for an authorization shall develop an effective management system that integrates operations and technical
5. (1) La personne qui demande une autorisation est tenue
d’élaborer un système de gestion efficace qui intègre les systèmes
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systems with the management of financial and human resources
to ensure compliance with the Act and these Regulations.
(4) The management system shall correspond to the size, nature
and complexity of the operations and activities, hazards and risks
associated with the operations.
opérationnels et techniques et la gestion des ressources humaines
et financières pour assurer l’observation de la Loi et du présent
règlement.
(2) Le système de gestion doit comprendre :
a) un énoncé des politiques qui en constituent le fondement;
b) des processus permettant de fixer des objectifs en vue
d’améliorer la sécurité, la protection de l’environnement et la
prévention du gaspillage;
c) des processus permettant de repérer les dangers et d’évaluer
et maîtriser les risques connexes;
d) des processus permettant de veiller à ce que les membres du
personnel soient formés et disposent des compétences nécessaires pour remplir leurs fonctions;
e) des processus permettant de garantir et de préserver l’intégrité du matériel, des structures, des installations, des véhicules
de service et des équipements nécessaires à la sécurité, à la protection de l’environnement et à la prévention du gaspillage;
f) des processus permettant de signaler à l’interne et d’analyser
les dangers, les blessures sans gravité, les incidents et les quasiincidents, et de prendre des mesures correctives pour empêcher
que ceux-ci ne se reproduisent;
g) des documents exposant tous les processus du système de
gestion et les processus visant à faire connaître aux membres
du personnel leurs rôles et leurs responsabilités à cet égard;
h) des processus permettant de veiller à ce que tous les documents relatifs au système soient à jour, valides et approuvés par
le niveau décisionnel compétent;
i) des processus permettant d’effectuer des examens ou des vérifications périodiques du système et d’appliquer des mesures
correctives lorsque les examens ou vérifications révèlent des
manquements au système de gestion et des domaines susceptibles d’amélioration;
j) des dispositions concernant la coordination des fonctions de
gestion et d’exploitation de l’activité projetée, entre le propriétaire de l’installation, les entrepreneurs, l’exploitant et les autres parties, selon le cas;
k) le nom et le titre du poste de la personne qui doit répondre
de l’élaboration et de la tenue du système de gestion et de la
personne chargée de sa mise en œuvre.
(3) La documentation relative au système de gestion doit être
contrôlée et présentée d’une manière logique et systématique pour
en faciliter la compréhension et pour assurer l’application efficace
du système.
(4) Le système de gestion doit être adapté à l’importance, à la
nature et à la complexité des travaux et des activités, ainsi que des
dangers et risques connexes.
APPLICATION FOR AUTHORIZATION
DEMANDE D’AUTORISATION
(2) The management system shall include
(a) the policies on which the system is based;
(b) the processes for setting goals for the improvement of
safety, environmental protection and waste prevention;
(c) the processes for identifying hazards and for evaluating and
managing the associated risks;
(d) the processes for ensuring that personnel are trained and
competent to perform their duties;
(e) the processes for ensuring and maintaining the integrity of
all facilities, structures, installations, support craft and equipment necessary to ensure safety, environmental protection and
waste prevention;
(f) the processes for the internal reporting and analysis of hazards, minor injuries, incidents and near-misses and for taking
corrective actions to prevent their recurrence;
(g) the documents describing all management system processes
and the processes for making personnel aware of their roles and
responsibilities with respect to them;
(h) the processes for ensuring that all documents associated
with the system are current, valid and have been approved by
the appropriate level of authority;
(i) the processes for conducting periodic reviews or audits of
the system and for taking corrective actions if reviews or audits
identify areas of non-conformance with the system and opportunities for improvement;
(j) the arrangements for coordinating the management and
operations of the proposed work or activity among the owner
of the installation, the contractors, the operator and others, as
applicable; and
(k) the name and position of the person accountable for the
establishment and maintenance of the system and of the person
responsible for implementing it.
(3) The management system documentation shall be controlled
and set out in a logical and systematic fashion to allow for ease of
understanding and efficient implementation.
6. The application for authorization shall be accompanied by
(a) a description of the scope of the proposed activities;
(b) an execution plan and schedule for undertaking those
activities;
(c) a safety plan that meets the requirements of section 8;
(d) an environmental protection plan that meets the requirements of section 9;
(e) information on any proposed flaring or venting of gas,
including the rationale and the estimated rate, quantity and
period of the flaring or venting;
6. La demande d’autorisation est accompagnée des documents
et renseignements suivants :
a) la description de l’étendue des activités projetées;
b) un plan de mise en œuvre et un calendrier des activités
projetées;
c) un plan de sécurité qui répond aux exigences de l’article 8;
d) un plan de protection de l’environnement qui répond aux
exigences de l’article 9;
e) des renseignements sur le brûlage de gaz à la torche ou le rejet de gaz dans l’atmosphère qui sont prévus, y compris la
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(f) information on any proposed burning of oil, including the
rationale and the estimated quantity of oil proposed to be
burned;
(g) in the case of a drilling installation, a description of the
drilling and well control equipment;
(h) in the case of a production installation, a description of the
processing facilities and control system;
(i) in the case of a production project, a field data acquisition
program that allows sufficient pool pressure measurements,
fluid samples, cased hole logs and formation flow tests for a
comprehensive assessment of the performance of development
wells, pool depletion schemes and the field;
(j) contingency plans, including emergency response procedures, to mitigate the effects of any reasonably foreseeable event
that might compromise safety or environmental protection,
which shall
(i) provide for coordination measures with any relevant
municipal, provincial, territorial or federal emergency
response plan, and
(ii) in an offshore area where oil is reasonably expected to be
encountered, identify the scope and frequency of the field
practice exercise of oil spill countermeasures; and
(k) a description of the decommissioning and abandonment of
the site, including methods for restoration of the site after its
abandonment.
7. (1) If the application for authorization covers a production
installation, the applicant shall also submit to the Board for its
approval the flow system, the flow calculation procedure and the
flow allocation procedure that will be used to conduct the measurements referred to in Part 7.
(2) The Board shall approve the flow system, the flow calculation procedure and the flow allocation procedure if the applicant
demonstrates that the system and procedures facilitate reasonably
accurate measurements and allocate, on a pool or zone basis, the
production from and injection into individual wells.
8. The safety plan shall set out the procedures, practices,
resources, sequence of key safety-related activities and monitoring measures necessary to ensure the safety of the proposed work
or activity and shall include
(a) a summary of and references to the management system
that demonstrate how it will be applied to the proposed work or
activity and how the duties set out in these Regulations with
regard to safety will be fulfilled;
(b) a summary of the studies undertaken to identify hazards and
to evaluate safety risks related to the proposed work or activity;
(c) a description of the hazards that were identified and the
results of the risk evaluation;
(d) a summary of the measures to avoid, prevent, reduce and
manage safety risks;
(e) a list of all structures, facilities, equipment and systems
critical to safety and a summary of the system in place for their
inspection, testing and maintenance;
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raison du brûlage ou du rejet et une estimation du taux de rejet,
des quantités de gaz qu’il est prévu de brûler ou de rejeter et de
la période de temps au cours de laquelle le brûlage ou le rejet
aura lieu;
f) des renseignements sur le brûlage de pétrole prévu, y compris la raison du brûlage et une estimation des quantités qu’il
est prévu de brûler;
g) dans le cas d’une installation de forage, la description de
l’équipement de forage et de contrôle des puits;
h) dans le cas d’une installation de production, la description
du matériel de transformation et du système de contrôle;
i) dans le cas d’un projet de production, un programme d’acquisition des données relatives au champ, élaboré de manière à
permettre l’obtention des mesures de la pression du gisement,
des échantillons de fluide, des diagraphies en puits tubé et des
essais d’écoulement de formation du puits nécessaires à une
évaluation complète de la performance des puits d’exploitation,
des scénarios d’épuisement du gisement et du champ;
j) des plans d’urgence, y compris des procédures d’intervention
d’urgence, en vue de réduire les conséquences de tout événement normalement prévisible qui pourrait compromettre la sécurité ou la protection de l’environnement, lesquels doivent :
(i) prévoir des mesures permettant leur coordination avec
tout plan d’intervention d’urgence municipal, provincial, territorial ou fédéral pertinent,
(ii) dans le cas d’une région extracôtière où du pétrole peut
vraisemblablement être découvert, préciser l’étendue et la
fréquence des exercices d’intervention en cas de rejet de
pétrole;
k) une description des procédures de désaffectation et d’abandon du site, y compris les méthodes de rétablissement du site
après l’abandon.
7. (1) Si la demande d’autorisation vise une installation de production, le demandeur soumet aussi à l’approbation de l’Office le
système d’écoulement et les méthodes de calcul et de répartition
du débit qui seront utilisés pour effectuer le mesurage prévu à la
partie 7.
(2) L’Office approuve le système d’écoulement et les méthodes
de calcul et de répartition du débit si le demandeur établit qu’ils
permettent de déterminer de façon suffisamment précise les mesures et répartit, par gisement ou couche, la production et l’injection pour chaque puits.
8. Le plan de sécurité doit prévoir les procédures, les pratiques,
les ressources, la séquence des principales activités en matière de
sécurité et les mesures de surveillance nécessaires pour assurer la
sécurité des activités projetées et doit en outre comporter :
a) un résumé du système de gestion et les renvois à celui-ci qui
démontrent sa mise en œuvre pendant le déroulement des activités projetées et comment le système de gestion permettra de
se conformer aux obligations prévues par le présent règlement
en matière de sécurité;
b) un résumé des études réalisées pour cerner les dangers et
évaluer les risques pour la sécurité liés aux activités projetées;
c) la description des dangers cernés et les résultats de l’évaluation des risques;
d) un résumé des mesures pour éviter, prévenir, réduire et contrôler les risques pour la sécurité;
e) une liste des structures, du matériel, de l’équipement et des
systèmes qui sont essentiels à la sécurité, ainsi qu’un résumé du
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(f) a description of the organizational structure for the proposed
work or activity and the command structure on the installation,
which clearly explains
(i) their relationship to each other, and
(ii) the contact information and position of the person accountable for the safety plan and of the person responsible
for implementing it;
(g) if the possibility of pack sea ice, drifting icebergs or landfast sea ice exists at the drill or production site, the measures to
address the protection of the installation, including systems for
ice detection, surveillance, data collection, reporting, forecasting and, if appropriate, ice avoidance or deflection; and
(h) a description of the arrangements for monitoring compliance with the plan and for measuring performance in relation to
its objectives.
9. The environmental protection plan shall set out the procedures, practices, resources and monitoring necessary to manage
hazards to and protect the environment from the proposed work
or activity and shall include
(a) a summary of and references to the management system
that demonstrate how it will be applied to the proposed work or
activity and how the duties set out in these Regulations with
regard to environmental protection will be fulfilled;
(b) a summary of the studies undertaken to identify environmental hazards and to evaluate environmental risks relating to
the proposed work or activity;
(c) a description of the hazards that were identified and the
results of the risk evaluation;
(d) a summary of the measures to avoid, prevent, reduce and
manage environmental risks;
(e) a list of all structures, facilities, equipment and systems
critical to environmental protection and a summary of the system in place for their inspection, testing and maintenance;
(f) a description of the organizational structure for the proposed
work or activity and the command structure on the installation,
which clearly explains
(i) their relationship to each other, and
(ii) the contact information and position of the person
accountable for the environmental protection plan and the
person responsible for implementing it;
(g) the procedures for the selection, evaluation and use of
chemical substances including process chemicals and drilling
fluid ingredients;
(h) a description of equipment and procedures for the treatment, handling and disposal of waste material;
(i) a description of all discharge streams and limits for any
discharge into the natural environment including any waste
material;
(j) a description of the system for monitoring compliance with
the discharge limits identified in paragraph (i), including the
sampling and analytical program to determine if those discharges are within the specified limits; and
(k) a description of the arrangements for monitoring compliance with the plan and for measuring performance in relation to
its objectives.
système en place pour veiller à leur inspection, essai et
entretien;
f) une description de la structure organisationnelle relative à
l’exécution des activités projetées et de la structure de commandement de l’installation, qui indique clairement :
(i) le lien entre les deux structures,
(ii) le titre du poste et les coordonnées de la personne qui répond du plan de sécurité et de la personne chargée de sa mise en œuvre;
g) s’il risque d’y avoir des banquises marines, des icebergs flottants ou des banquises côtières sur les lieux de forage ou de
production, les mesures prévues pour assurer la protection de
l’installation, y compris les systèmes de détection et de surveillance des glaces, de collecte des données, de signalement et de
prévision et, s’il y a lieu, d’évitement ou de déviation des
glaces;
h) une description des mécanismes de surveillance nécessaires
pour veiller à ce que le plan soit mis en œuvre et pour évaluer
le rendement au regard de ses objectifs.
9. Le plan de protection de l’environnement doit prévoir les
procédures, les pratiques, les ressources et les mesures de surveillance nécessaires pour gérer les dangers pour l’environnement et
protéger celui-ci des activités projetées et doit en outre comporter :
a) un résumé du système de gestion et les renvois à celui-ci qui
démontrent sa mise en œuvre pendant le déroulement des activités projetées et comment le système de gestion permettra de
se conformer aux obligations prévues par le présent règlement
en matière de protection de l’environnement;
b) un résumé des études réalisées pour cerner les dangers pour
l’environnement et évaluer les risques pour l’environnement
liés aux activités projetées;
c) une description des dangers cernés et les résultats de l’évaluation des risques;
d) un résumé des mesures prévues pour éviter, prévenir, réduire
et contrôler les risques pour l’environnement;
e) une liste des structures, du matériel, de l’équipement et des
systèmes essentiels à la protection de l’environnement, ainsi
qu’un résumé du système en place pour leur inspection, essai et
entretien;
f) une description de la structure organisationnelle relative à
l’exécution des activités projetées et de la structure de commandement de l’installation, qui indique clairement :
(i) le lien entre les deux structures,
(ii) le titre du poste et les coordonnées de la personne qui
répond du plan de protection de l’environnement et de la
personne chargée de sa mise en œuvre;
g) les procédures de sélection, d’évaluation et d’utilisation des
substances chimiques, y compris les produits chimiques utilisés
pour les procédés et les fluides de forage;
h) une description de l’équipement et des procédés de traitement, de manutention et d’élimination des déchets;
i) une description de toutes les voies d’évacuation et des limites
relatives à toute évacuation dans le milieu naturel, y compris
l’évacuation des déchets;
j) une description du système de contrôle des limites d’évacuation visées à l’alinéa h), y compris le programme d’échantillonnage et d’analyse servant à vérifier si les limites sont
respectées;
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
k) une description des mesures prises pour contrôler la conformité au plan et en évaluer le rendement au regard de ses
objectifs.
WELL APPROVAL
10. (1) Subject to subsection (2), an operator who intends to
drill, re-enter, work over, complete or recomplete a well or suspend or abandon a well or part of a well shall obtain a well
approval.
(2) A well approval is not necessary to conduct a wire line,
slick line or coiled tubing operation through a Christmas tree located above sea level if
(a) the work does not alter the completion interval or is not expected to adversely affect recovery; and
(b) the equipment, operating procedures and qualified persons
exist to conduct the wire line, slick line or coiled tubing operations as set out in the authorization.
11. If the well approval sought is to drill a well, the application
shall contain
(a) a comprehensive description of the drilling program; and
(b) a well data acquisition program that allows for the collection of sufficient cutting and fluid samples, logs, conventional
cores, sidewall cores, pressure measurements and formation
flow tests, analyses and surveys to enable a comprehensive
geological and reservoir evaluation to be made.
12. The application shall contain
(a) if the well approval sought is to re-enter, work over, complete or recomplete a well or suspend or abandon a well or part
of it, a detailed description of that well, the proposed work or
activity and the rationale for conducting it;
(b) if the well approval sought is to complete a well, in addition
to the information required under paragraph (a), information
that demonstrates that section 46 will be complied with; and
(c) if the well approval sought is to suspend a well or part of it,
in addition to the information required under paragraph (a), an
indication of the period within which the suspended well or
part of it will be abandoned or completed.
13. The Board shall grant the well approval if the operator
demonstrates that the work or activity will be conducted safely,
without waste and without pollution, in compliance with these
Regulations.
SUSPENSION AND REVOCATION OF A WELL APPROVAL
APPROBATION RELATIVE AU PUITS
10. (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant qui a l’intention de procéder, à l’égard d’un puits ou d’une partie de puits,
à des travaux de forage, de rentrée, de reconditionnement, de
complétion, de remise en production, de suspension de l’exploitation ou d’abandon doit avoir reçu l’approbation afférente.
(2) Aucune approbation n’est nécessaire pour exécuter des travaux par câble, par câble lisse ou par tube de production concentrique au moyen d’une tête d’éruption installée au-dessus du niveau de la mer, si les conditions suivantes sont réunies :
a) les travaux exécutés ne modifient pas l’état d’un intervalle
de complétion ou ne devraient pas nuire à la récupération;
b) l’équipement, les marches à suivre et les qualifications du
personnel effectuant le travail sont conformes à l’autorisation.
11. La demande d’approbation relative à un puits qui vise le forage contient :
a) une description complète du programme de forage;
b) un programme d’acquisition de données relatives au puits
élaboré de manière à permettre l’obtention des échantillons de
déblais et de fluide, des diagraphies, des carottes classiques,
des carottes latérales, des mesures de pression, des essais
d’écoulement de formation, des analyses et des levés nécessaires à une évaluation complète de la géologie et du réservoir.
12. La demande d’approbation relative à un puits qui vise les
travaux ci-après contient :
a) s’agissant d’une rentrée ou de travaux de reconditionnement,
de complétion, de remise en production, de suspension de
l’exploitation ou d’abandon visant un puits ou une partie d’un
puits, une description détaillée du puits ou de la partie, de
l’activité projetée et de son but;
b) s’agissant de la complétion d’un puits, outre les renseignements mentionnés à l’alinéa a), des renseignements démontrant
que les exigences de l’article 46 seront respectées;
c) s’agissant de la suspension de l’exploitation d’un puits ou
d’une partie d’un puits, outre les renseignements mentionnés à
l’alinéa a), la mention du délai dans lequel le puits ou la partie
de puits sera abandonné ou complété.
13. L’Office accorde l’approbation relative au puits si l’exploitant démontre que les activités seront menées en toute sécurité,
sans gaspillage ni pollution, conformément au présent règlement.
SUSPENSION ET ANNULATION DE L’APPROBATION
RELATIVE À UN PUITS
14. (1) The Board may suspend the well approval if
(a) the operator fails to comply with the approval and the work
or activity cannot be conducted safely, without waste or without pollution;
(b) the safety of the work or activity becomes uncertain
because
(i) the level of performance of the installation or service
equipment, any ancillary equipment or any support craft is
demonstrably less than the level of performance indicated in
the application, or
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14. (1) L’Office peut suspendre l’approbation relative au puits
dans les cas suivants :
a) l’exploitant omet de se conformer à toute condition de l’approbation et les activités ne peuvent plus être menées en toute
sécurité ou sans gaspillage ou pollution;
b) la sécurité des activités ne peut plus être assurée pour l’une
ou l’autre des raisons suivantes :
(i) le niveau de rendement de l’installation, de l’équipement
de service ou auxiliaire ou d’un véhicule de service est nettement inférieur au niveau précisé dans la demande
d’approbation,
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(ii) the physical environmental conditions encountered in the
area of the activity for which the well approval was granted
are more severe than the equipment’s operating limits as
specified by the manufacturer; or
(c) the operator fails to comply with the approvals issued under
subsection 7(2), 52(4) or 66(2).
(2) The Board may revoke the well approval if the operator
fails to remedy the situation causing the suspension within
120 days after the date of that suspension.
(ii) les conditions environnementales existant dans la zone
où se déroule l’activité pour laquelle l’approbation a été accordée sont plus difficiles que celles prévues par le fabricant
de l’équipement;
c) l’exploitant omet de se conformer à l’approbation délivrée
par l’Office aux termes des paragraphes 7(2), 52(4) ou 66(2).
(2) L’Office peut annuler l’approbation si l’exploitant omet
de corriger la situation dans les cent vingt jours suivant la
suspension.
DEVELOPMENT PLANS
PLAN DE MISE EN VALEUR
15. For the purpose of subsection 5.1(1) of the Act, the well
approval relating to a production project is prescribed.
16. For the purpose of paragraph 5.1(3)(b) of the Act, Part II of
the development plan relating to a proposed development of a
pool or field shall contain a resource management plan.
15. L’approbation relative au puits qui vise un projet de production vaut pour l’application du paragraphe 5.1(1) de la Loi.
16. Pour l’application du paragraphe 5.1(3) de la Loi, la seconde partie du projet de plan de mise en valeur relatif à des activités projetées sur un gisement ou un champ doit contenir un plan
de gestion des ressources.
PART 3
PARTIE 3
OPERATOR’S DUTIES
OBLIGATIONS DE L’EXPLOITANT
AVAILABILITY OF DOCUMENTS
DISPONIBILITÉ DES DOCUMENTS
17. (1) The operator shall keep a copy of the authorization, the
well approval and all other approvals and plans required under
these Regulations, the Act and the regulations made under the Act
at each installation and shall make them available for examination
at the request of any person at each installation.
(2) The operator shall ensure that a copy of all operating manuals and other procedures and documents necessary to execute the
work or activity and to operate the installation safely without
pollution are readily accessible at each installation.
17. (1) L’exploitant conserve à chaque installation une copie de
l’autorisation, de l’approbation relative au puits et de toute autre
approbation ainsi que de tout plan exigés par le présent règlement
et par la Loi et ses règlements, et les met, sur place, à la disposition de quiconque en fait la demande.
(2) L’exploitant veille à ce qu’une copie des manuels d’exploitation et de tout autre procédé ou document nécessaire à la
conduite des activités et au fonctionnement sûr et sans pollution
de l’installation soit facilement accessible à chaque installation.
MANAGEMENT SYSTEM
18. The operator shall ensure compliance with the management
system referred to in section 5.
SYSTÈME DE GESTION
18. L’exploitant veille au respect du système de gestion prévu à
l’article 5.
SAFETY AND ENVIRONMENTAL PROTECTION
19. The operator shall take all reasonable precautions to ensure
safety and environmental protection, including ensuring that
(a) any operation necessary for the safety of persons at an installation or on a support craft has priority, at all times, over
any work or activity at that installation or on that support craft;
(b) safe work methods are followed during all drilling, well or
production operations;
(c) there is a shift handover system to effectively communicate
any conditions, mechanical or procedural deficiencies or other
problems that might have an impact on safety or environmental
protection;
(d) differences in language or other barriers to effective communication do not jeopardize safety or environmental
protection;
(e) all persons at an installation, or in transit to or from an
installation, receive instruction in and are familiar with safety
and evacuation procedures and with their roles and responsibilities in the contingency plans, including emergency response
procedures;
SÉCURITÉ ET PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT
19. L’exploitant doit prendre toutes les mesures voulues pour
assurer la sécurité et la protection de l’environnement,
notamment :
a) prendre les dispositions nécessaires pour assurer prioritairement et en tout temps la sécurité des personnes se trouvant dans
une installation ou un véhicule de service;
b) adopter des méthodes de travail sûres pendant l’exécution
des activités de forage, des travaux relatifs à un puits et des travaux de production;
c) mettre en place un système pour assurer, à chaque changement d’équipe de travail, la communication efficace de tout
renseignement relatif aux conditions, aux problèmes mécaniques ou opérationnels ou à d’autres problèmes susceptibles
d’influer sur la sécurité des personnes ou sur la protection de
l’environnement;
d) veiller à ce que la sécurité ou la protection de l’environnement ne soit pas compromise du fait d’une mauvaise communication due à des obstacles linguistiques ou à d’autres facteurs;
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(f) any drilling or well operation is conducted in a manner that
maintains full control of the well at all times;
(g) if there is loss of control of a well at an installation, all
other wells at that installation are shut in until the well that is
out of control is secured;
(h) plans are in place to deal with potential hazards;
(i) all equipment required for safety and environmental protection is available and in an operable condition;
(j) the inventory of all equipment identified in the safety plan
and the environmental protection plan is updated after the
completion of any significant modification or repair to any
major component of the equipment;
(k) the administrative and logistical support that is provided for
drilling, well or production operations includes accommodation, transportation, first aid and storage, repair facilities and
communication systems suitable for the area of operations;
(l) a sufficient number of trained and competent individuals are
available to complete the authorized work or activities and to
carry out any work or activity safely and without pollution; and
(m) any operational procedure that is a hazard to safety or the
environment is corrected and all affected persons are informed
of the alteration.
21. (1) No person shall smoke on an installation except in those
areas set aside by the operator for that use.
(2) The operator shall ensure compliance with subsection (1).
e) s’assurer que toutes les personnes se trouvant dans une installation ou qui y transitent sont informées des consignes de sécurité et des procédures d’évacuation, ainsi que des rôles et des
responsabilités qui leur incombent aux termes des plans
d’urgence, y compris des procédures d’intervention d’urgence;
f) faire en sorte que toutes les activités de forage ou tous les
travaux relatifs à un puits soient effectués de manière à ce que
le puits soit entièrement contrôlé en tout temps;
g) s’assurer que, en cas de perte de contrôle d’un puits à une
installation, les obturateurs de tous les autres puits de l’installation sont fermés, jusqu’à ce que le puits ne présente plus de
danger;
h) prévoir des dispositions pour corriger toute situation comportant des risques potentiels;
i) vérifier que tout l’équipement nécessaire à la sécurité et à la
protection de l’environnement est en bon état et utilisable au
besoin;
j) s’assurer que la liste de tout l’équipement mentionné dans le
plan de sécurité et de protection de l’environnement est mise à
jour après toute modification ou réparation majeure à une pièce
d’équipement importante;
k) faire en sorte que le soutien administratif et logistique prévu
pour les activités de forage, les travaux relatifs à un puits et les
travaux de production comprenne la fourniture de logement, de
services de transport, d’aménagements de premiers soins,
d’aménagements d’entreposage, d’ateliers de réparation et de
systèmes de communication adaptés à la région;
l) veiller à ce que des personnes formées et compétentes soient
en nombre suffisant pour mener à terme les activités visées par
l’autorisation en toute sécurité et sans causer de pollution;
m) corriger toute méthode de travail présentant un risque potentiel pour la sécurité ou l’environnement et en aviser les personnes concernées.
20. (1) Il est interdit d’altérer l’équipement de sécurité ou de
protection de l’environnement, de le faire fonctionner sans motif
ni d’en faire un mauvais usage.
(2) Tout passager d’un hélicoptère, d’un navire de ravitaillement ou de tout autre véhicule de service participant à un programme de forage ou à un projet de production doit respecter les
consignes de sécurité applicables.
21. (1) Il est interdit de fumer dans une installation, sauf aux
endroits désignés à cette fin par l’exploitant.
(2) L’exploitant veille au respect du paragraphe (1).
STORING AND HANDLING OF CONSUMABLES
ENTREPOSAGE ET MANUTENTION DES PRODUITS CONSOMPTIBLES
22. The operator shall ensure that fuel, potable water, spill containment products, safety-related chemicals, drilling fluids,
cement and other consumables are
(a) readily available and stored on an installation in quantities
sufficient for any normal and reasonably foreseeable emergency condition; and
(b) stored and handled in a manner that minimizes their deterioration, ensures safety and prevents pollution.
22. L’exploitant veille à ce que le carburant, l’eau potable, les
produits de confinement des rejets, les substances chimiques liées
à la sécurité, les fluides de forage, le ciment et les autres produits
consomptibles soient :
a) facilement accessibles et entreposés à l’installation en quantité suffisante pour répondre aux besoins dans des conditions
normales et dans toute autre situation d’urgence normalement
prévisible;
b) entreposés et manutentionnés de manière à limiter leur détérioration, à garantir la sécurité et à prévenir toute pollution.
20. (1) No person shall tamper with, activate without cause, or
misuse any safety or environmental protection equipment.
(2) A passenger on a helicopter, supply vessel or any other
support craft engaged in a drilling program or production project
shall comply with all applicable safety instructions.
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HANDLING OF CHEMICAL SUBSTANCES,
WASTE MATERIAL AND OIL
MANUTENTION DES SUBSTANCES CHIMIQUES,
23. The operator shall ensure that all chemical substances, including process fluids and diesel fuel, waste material, drilling
fluid and drill cuttings generated at an installation, are handled in
a way that does not create a hazard to safety or the environment.
23. L’exploitant veille à ce que les substances chimiques, y
compris les fluides de traitement et le diesel, les déchets, le fluide
et les déblais de forage produits à l’installation soient manipulés
de manière à ne pas poser de risque pour la sécurité ou
l’environnement.
CESSATION OF A WORK OR ACTIVITY
CESSATION DES ACTIVITÉS
24. (1) The operator shall ensure that any work or activity
ceases without delay if that work or activity
(a) endangers or is likely to endanger the safety of persons;
(b) endangers or is likely to endanger the safety or integrity of
the well or the installation; or
(c) causes or is likely to cause pollution.
24. (1) L’exploitant veille à ce que les activités cessent sans délai si elles :
a) menacent ou sont susceptibles de menacer la sécurité des
personnes;
b) menacent ou sont susceptibles de menacer la sécurité ou
l’intégrité du puits ou de l’installation;
c) causent ou sont susceptibles de causer de la pollution.
(2) En cas d’interruption des activités, l’exploitant veille à ce
qu’elles ne soient reprises que si la situation ayant mené à la cessation est rétablie.
(2) If the work or activity ceases, the operator shall ensure that
it does not resume until it can do so safely and without pollution.
DES DÉCHETS ET DU PÉTROLE
PART 4
PARTIE 4
EQUIPMENT AND OPERATIONS
ÉQUIPEMENT ET ACTIVITÉS
WELLS, INSTALLATIONS, EQUIPMENT,
FACILITIES AND SUPPORT CRAFT
PUITS, INSTALLATIONS, ÉQUIPEMENT, MATÉRIEL
25. The operator shall ensure that
(a) all wells, installations, equipment and facilities are designed, constructed, tested, maintained and operated to prevent
incidents and waste under the maximum load conditions that
may be reasonably anticipated during any operation;
(b) a comprehensive inspection that includes a non-destructive
examination of critical joints and structural members of an
installation and any critical drilling or production equipment is
made at an interval to ensure continued safe operation of the
installation or equipment and in any case, at least once in every
five-year period; and
(c) records of maintenance, tests and inspections are kept.
26. The operator shall ensure that
(a) the components of an installation and well tubulars,
Christmas trees and wellheads are operated in accordance with
good engineering practices; and
(b) any part of an installation that may be exposed to a sour environment is designed, constructed and maintained to operate
safely in that environment.
27. (1) The operator shall ensure that any defect in the installation, equipment, facilities and support craft that may be a hazard
to safety or the environment is rectified without delay.
(2) If it is not possible to rectify the defect without delay, the
operator shall ensure that it is rectified as soon as the circumstances permit and that mitigation measures are put in place to
minimize the hazards while the defect is being rectified.
ET VÉHICULES DE SERVICE
25. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) tout puits, toute installation, tout équipement et tout matériel
sont conçus, construits, mis à l’essai, entretenus et exploités de
manière à prévenir les incidents et le gaspillage dans des conditions de charge maximale normalement prévisibles pendant les
activités;
b) une inspection complète, comportant notamment des examens non destructifs des raccords critiques et des éléments
structuraux de toute l’installation et de tout équipement critique
de forage ou de production, est effectuée à un intervalle permettant de garantir la sécurité de fonctionnement de l’installation ou de l’équipement, et, dans tous les cas, au moins une fois
tous les cinq ans;
c) des registres de l’entretien, des essais et des inspections sont
conservés.
26. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) les éléments de l’installation, le matériel tubulaire des puits,
les têtes d’éruption et têtes de puits sont utilisés conformément
aux règles de l’art en matière d’ingénierie;
b) toute partie de l’installation susceptible d’être exposée à un
environnement acide est conçue, construite et entretenue pour
fonctionner en toute sécurité dans un tel environnement.
27. (1) L’exploitant veille à ce que toute défaillance de l’installation, de l’équipement, du matériel ou d’un véhicule de service
pouvant présenter un risque pour la sécurité ou l’environnement
soit corrigée sans délai.
(2) En cas de retard inévitable, l’exploitant veille à ce que toute
défaillance soit corrigée aussitôt que les circonstances le permettent et que des mesures d’atténuation soient prises entre-temps
pour réduire les risques au minimum.
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DRILLING FLUID SYSTEM
CIRCUIT DU FLUIDE DE FORAGE
28. The operator shall ensure that
(a) the drilling fluid system and associated monitoring equipment is designed, installed, operated and maintained to provide
an effective barrier against formation pressure, to allow for
proper well evaluation, to ensure safe drilling operations and to
prevent pollution; and
(b) the indicators and alarms associated with the monitoring
equipment are strategically located on the drilling rig to alert
onsite personnel.
28. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) le circuit du fluide de forage et l’équipement de contrôle
connexe sont conçus, installés, exploités et entretenus de manière à constituer une barrière efficace contre la pression de
formation, à permettre une évaluation adéquate du puits, à assurer le déroulement sûr des activités de forage et à prévenir la
pollution;
b) les indicateurs et les dispositifs d’alarme liés à l’équipement
de contrôle sont installés à des endroits stratégiques sur l’appareil de forage, de manière à alerter le personnel qui s’y trouve.
MARINE RISER
29. (1) The operator shall ensure that every marine riser is capable of
(a) furnishing access to the well;
(b) isolating the well-bore from the sea;
(c) withstanding the differential pressure of the drilling fluid
relative to the sea;
(d) withstanding the physical forces anticipated in the drilling
program; and
(e) permitting the drilling fluid to be returned to the
installation.
(2) The operator shall ensure that every marine riser is supported in a manner that effectively compensates for the forces
caused by the motion of the installation.
TUBE PROLONGATEUR
29. (1) L’exploitant veille à ce que le tube prolongateur puisse :
a) fournir un accès au puits;
b) isoler le trou de sonde de la mer;
c) résister à la différence de pression entre le fluide de forage et
la mer;
d) résister aux forces physiques prévues pendant le programme
de forage;
e) permettre au fluide de forage de retourner à l’installation.
(2) L’exploitant veille à ce que le tube prolongateur soit supporté de manière à compenser efficacement les forces résultant du
mouvement de l’installation.
DRILLING PRACTICES
30. The operator shall ensure that adequate equipment, procedures and personnel are in place to recognize and control normal
and abnormal pressures, to allow for safe, controlled drilling
operations and to prevent pollution.
PRATIQUES DE FORAGE
30. L’exploitant veille à ce que du personnel, des procédures et
de l’équipement adéquats soient en place pour constater et contrôler les pressions normales et anormales, pour assurer le déroulement sûr et contrôlé des activités de forage et pour prévenir la
pollution.
REFERENCE FOR WELL DEPTHS
31. The operator shall ensure that any depth in a well is measured from a single reference point, which is either the kelly bushing or the rotary table of the drilling rig.
RÉFÉRENCE POUR LA PROFONDEUR DU PUITS
31. L’exploitant veille à ce que toute mesure de la profondeur
d’un puits soit prise à partir d’un point de référence unique, qui
est soit la table de rotation, soit la fourrure d’entraînement de
l’appareil de forage.
DIRECTIONAL AND DEVIATION SURVEYS
32. The operator shall ensure that
(a) directional and deviation surveys are taken at intervals that
allow the position of the well-bore to be determined accurately;
and
(b) except in the case of a relief well, a well is drilled in a manner that does not intersect an existing well.
MESURES DE DÉVIATION ET DE DIRECTION
32. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) les mesures de déviation et de direction sont effectuées à des
intervalles qui permettent de situer correctement le trou de sonde;
b) le puits est foré de manière à ne jamais couper un puits existant, sauf s’il s’agit d’un puits de secours.
FORMATION LEAK-OFF TEST
33. The operator shall ensure that
(a) a formation leak-off test or a formation integrity test is conducted before drilling more than 10 m below the shoe of any
casing other than the conductor casing;
(b) the formation leak-off test or the formation integrity test is
conducted to a pressure that allows for safe drilling to the next
planned casing depth; and
TEST DE PRESSION DE FRACTURATION
33. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) un test de pression de fracturation ou un essai d’intégrité de
la formation est effectué avant de forer à une profondeur de
plus de 10 m au-dessous du sabot de tout tubage autre que le
tubage initial;
b) le test ou l’essai est effectué à une pression qui permet
d’assurer la sécurité du forage jusqu’à la prochaine profondeur
de colonne prévue;
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(c) a record is retained of each formation leak-off test and the
results included in the daily drilling report referred to in paragraph 83(a) and in the well history report referred to in section 88.
FORMATION FLOW AND WELL TESTING EQUIPMENT
34. (1) The operator shall ensure that
(a) the equipment used in a formation flow test is designed to
safely control well pressure, properly evaluate the formation
and prevent pollution;
(b) the rated working pressure of formation flow test equipment
upstream of and including the well testing manifold exceeds
the maximum anticipated shut-in pressure; and
(c) the equipment downstream of the well testing manifold is
sufficiently protected against overpressure.
(2) The operator of an offshore well or a well in a sour environment shall ensure that the formation flow test equipment
includes a down-hole safety valve that permits closure of the test
string above the packer.
(3) The operator shall ensure that any formation flow test
equipment used in testing an offshore well that is drilled with a
floating drilling unit has a subsea test tree that includes
(a) a valve that may be operated from the surface and automatically closes when required to prevent uncontrolled well
flow; and
(b) a release system that permits the test string to be hydraulically or mechanically disconnected within or below the blowout preventers.
WELL CONTROL
35. The operator shall ensure that adequate procedures, materials and equipment are in place and utilized to minimize the risk of
loss of well control in the event of lost circulation.
36. (1) The operator shall ensure that, during all well operations, reliably operating well control equipment is installed to
control kicks, prevent blow-outs and safely carry out all well activities and operations, including drilling, completion and workover operations.
(2) After setting the surface casing, the operator shall ensure
that at least two independent and tested well barriers are in place
during all well operations.
(3) If a barrier fails, the operator shall ensure that no other activities, other than those intended to restore or replace the barrier,
take place in the well.
(4) The operator shall ensure that, during drilling, except when
drilling under-balanced, one of the two barriers to be maintained
is the drilling fluid column.
37. The operator shall ensure that pressure control equipment
associated with drilling, coil tubing, slick line and wire line
operations is pressure-tested on installation and as often as necessary to ensure its continued safe operation.
c) un registre de chaque test de pression de fracturation est
conservé et les résultats sont consignés dans le rapport journalier de forage visé à l’alinéa 83a) et dans le rapport final du
puits visé à l’article 88.
ÉQUIPEMENT POUR LES ESSAIS D’ÉCOULEMENT
DE FORMATION ET LES ESSAIS D’UN PUITS
34. (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation est conçu de façon à contrôler en toute sécurité la pression
du puits, à évaluer correctement la formation et à prévenir la
pollution;
b) la pression nominale de marche de tout équipement utilisé
pour les essais d’écoulement de formation, au niveau du collecteur d’essai du puits et en amont de celui-ci est supérieure à la
pression statique maximale prévue;
c) l’équipement en aval du collecteur d’essai du puits est suffisamment protégé contre la surpression.
(2) L’exploitant d’un puits extracôtier ou d’un puits situé dans
un environnement acide veille à ce que l’équipement utilisé pour
les essais d’écoulement comprenne une vanne de sécurité de fond
qui permet la fermeture du train de tiges d’essai au-dessus de la
garniture d’étanchéité.
(3) L’exploitant veille à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation dans un puits extracôtier foré à
l’aide d’une unité de forage flottante comporte une tête de puits
d’essai sous-marine munie :
a) d’une soupape qui peut être manœuvrée de la surface et se
ferme automatiquement au besoin pour empêcher un écoulement incontrôlé du puits;
b) d’un système de libération qui permet au train de tiges
d’essai d’être débranché de façon mécanique ou hydraulique à
l’intérieur ou au-dessous des blocs d’obturation.
CONTRÔLE DES PUITS
35. L’exploitant veille à ce que des procédures, des matériaux
et de l’équipement adéquats soient en place et utilisés pour réduire le risque de perte de contrôle du puits en cas de perte de
circulation.
36. (1) L’exploitant veille à ce que, au cours des travaux relatifs à un puits, de l’équipement fiable de contrôle du puits soit en
place pour contrôler les venues, prévenir les éruptions et exécuter
en toute sécurité les activités et les travaux relatifs au puits, y
compris le forage, la complétion et le reconditionnement.
(2) L’exploitant veille à ce que, après l’installation du tubage
de surface, au moins deux barrières indépendantes et éprouvées
soient en place, et ce, pendant tous les travaux relatifs au puits.
(3) L’exploitant veille à ce que, en cas de défaillance d’une
barrière, seules les activités destinées à sa réparation ou à son
remplacement soient menées dans le puits.
(4) L’exploitant veille à ce que, durant le forage, l’une des deux
barrières soit la colonne de fluide de forage, sauf si le forage est
effectué en sous-équilibre.
37. L’exploitant veille à ce que l’équipement de contrôle de
pression utilisé pour les activités de forage et les opérations par
tube de production concentrique et par câble lisse ou autre soit
soumis à une épreuve sous pression au moment de son installation, et par la suite, aussi souvent que cela est nécessaire pour en
garantir la sécurité de fonctionnement.
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38. If the well control is lost or if safety, environmental protection or resource conservation is at risk, the operator shall ensure
that any action necessary to rectify the situation is taken without
delay, despite any condition to the contrary in the well approval.
38. Advenant la perte de contrôle du puits ou si la sécurité, la
protection de l’environnement ou la conservation des ressources
est menacée, l’exploitant veille à ce que les mesures correctives
nécessaires soient prises sans délai, malgré toute disposition
contraire prévue par l’approbation relative au puits.
CASING AND CEMENTING
TUBAGE ET CIMENTATION
39. The operator shall ensure that the well and casing are designed so that
(a) the well can be drilled safely, the targeted formations
evaluated and waste prevented;
(b) the anticipated conditions, forces and stresses that may be
placed upon them are withstood; and
(c) the integrity of gas hydrate and permafrost zones — and,
in the case of an onshore well, potable water zones — is
protected.
39. L’exploitant veille à ce que le puits et le tubage soient conçus de façon à :
a) garantir la sécurité des activités de forage, permettre l’évaluation des formations visées et prévenir le gaspillage;
b) pouvoir résister aux conditions, forces et contraintes
éventuelles;
c) protéger l’intégrité des couches d’hydrates de gaz et de pergélisol et, dans le cas d’un puits terrestre, des couches d’eau
potable.
40. The operator shall ensure that the well and casing are installed at a depth that provides for adequate kick tolerances and
well control operations that provide for safe, constant bottom hole
pressure.
40. L’exploitant veille à ce que le puits et le tubage se situent à
une profondeur qui assure une résistance suffisante aux venues et
permet de mener les activités de contrôle de la pression du fond
du puits de manière constante et sûre.
41. The operator shall ensure that cement slurry is designed and
installed so that
(a) the movement of formation fluids in the casing annuli is
prevented and, where required for safety, resource evaluation
or prevention of waste, the isolation of the oil, gas and water
zones is ensured;
(b) support for the casing is provided;
(c) corrosion of the casing over the cemented interval is retarded; and
(d) the integrity of gas hydrate and permafrost zones — and,
in the case of an onshore well, potable water zones — is
protected.
41. L’exploitant veille à ce que le laitier de ciment soit conçu et
installé de façon à :
a) prévenir le déplacement des fluides de formation dans le
tubage annulaire et, lorsque la sécurité, l’évaluation des ressources ou la prévention du gaspillage l’exigent, s’assurer que
les couches de pétrole, de gaz et d’eau sont isolées les unes des
autres;
b) fournir un support au tubage;
c) retarder la corrosion du tubage se trouvant au-dessus de l’intervalle cimenté;
d) protéger l’intégrité des couches d’hydrates de gaz et de pergélisol et, dans le cas d’un puits terrestre, des couches d’eau
potable.
WAITING ON CEMENT TIME
PRISE DU CIMENT
42. After the cementing of any casing or casing liner and before drilling out the casing shoe, the operator shall ensure that the
cement has reached the minimum compressive strength sufficient
to support the casing and provide zonal isolation.
42. L’exploitant veille à ce que, après la cimentation d’un
tubage — notamment d’un tubage partiel — et avant le reforage
du sabot de tubage, le ciment ait atteint une résistance en compression minimale suffisante pour supporter le tubage et garantir
l’isolement des couches.
CASING PRESSURE TESTING
ÉPREUVE SOUS PRESSION DU TUBAGE
43. After installing and cementing the casing and before drilling out the casing shoe, the operator shall ensure that the casing is
pressure-tested to the value required to confirm its integrity for
maximum anticipated operating pressure.
43. Après l’installation et la cimentation d’un tubage et avant le
reforage du sabot de tubage, l’exploitant veille à ce que le tubage
soit soumis à une épreuve sous pression à une valeur qui permet
de confirmer son intégrité à la pression d’utilisation maximale
prévue.
PRODUCTION TUBING
TUBE DE PRODUCTION
44. The operator shall ensure that the production tubing used in
a well is designed to withstand the maximum conditions, forces
and stresses that may be placed on it and to maximize recovery
from the pool.
44. L’exploitant veille à ce que le tube de production utilisé
dans un puits soit conçu de manière à résister aux conditions,
forces et contraintes maximales qui pourraient s’y appliquer et à
maximiser la récupération du gisement.
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MONITORING AND CONTROL OF PROCESS OPERATIONS
45. The operator shall ensure that
(a) operations such as processing, transportation, storage, reinjection and handling of oil and gas on the installation are effectively monitored to prevent incidents and waste;
(b) all alarm, safety, monitoring, warning and control systems
associated with those operations are managed to prevent incidents and waste; and
(c) all appropriate persons are informed of the applicable
alarm, safety, monitoring, warning or control systems associated with those operations that are taken out of service, and
when those systems are returned to service.
WELL COMPLETION
46. (1) An operator that completes a well shall ensure that
(a) it is completed in a safe manner and allows for maximum
recovery;
(b) except in the case of commingled production, each completion interval is isolated from any other porous or permeable interval penetrated by the well;
(c) the testing and production of any completion interval are
conducted safely and do not cause waste or pollution;
(d) if applicable, sand production is controlled and does not
create a safety hazard or cause waste;
(e) each packer is set as close as practical to the top of the
completion interval and that the pressure testing of the packer
to a differential pressure is greater than the maximum differential pressure anticipated under the production or injection
conditions;
(f) if practical, any mechanical well condition that may have an
adverse effect on production of oil and gas from, or the injection of fluids into, the well is corrected;
(g) the injection or production profile of the well is improved,
or the completion interval of the well is changed, if it is necessary to do so to prevent waste;
(h) if different pressure and inflow characteristics of two or
more pools might adversely affect the recovery from any of
those pools, the well is operated as a single pool well or as a
segregated multi-pool well;
(i) after initial completion, all barriers are tested to the maximum pressure to which they are likely to be subjected; and
(j) following any workover, any affected barriers are
pressure-tested.
(2) The operator of a segregated multi-pool well shall ensure
that
(a) after the well is completed, segregation has been established within and outside the well casing and is confirmed; and
(b) if there is reason to doubt that segregation is being maintained, a segregation test is conducted within a reasonable time
frame.
SURVEILLANCE ET CONTRÔLE DES OPÉRATIONS DE TRAITEMENT
45. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) les opérations telles que le traitement, le transport, le stockage, la réinjection et la manutention du pétrole et du gaz à
l’installation sont surveillés efficacement de manière à prévenir
tout incident et tout gaspillage;
b) tous les systèmes d’alarme, de sécurité, de surveillance,
d’avertissement et de contrôle liés à ces opérations sont gérés
de manière à prévenir tout incident et tout gaspillage;
c) les personnes compétentes sont informées de la mise hors
service ou de la remise en service de ces systèmes.
COMPLÉTION D’UN PUITS
46. (1) L’exploitant qui complète un puits veille en outre au
respect des exigences suivantes :
a) le puits est complété d’une manière sûre et qui permet une
récupération maximale;
b) chaque intervalle de complétion est isolé de tout autre intervalle perméable ou poreux traversé par le puits, sauf dans le cas
de production mélangée;
c) l’essai et l’exploitation de tout intervalle de complétion sont
effectués en toute sécurité, sans gaspillage ni pollution;
d) le cas échéant, la production de sable est contrôlée, ne pose
aucun risque pour la sécurité et ne produit pas de gaspillage;
e) toute garniture d’étanchéité est installée le plus près possible
du niveau supérieur de l’intervalle de complétion et mis à l’essai à une pression différentielle supérieure à la pression différentielle maximale prévisible dans des conditions de production
ou d’injection;
f) dans la mesure du possible, tout problème d’ordre mécanique
du puits pouvant nuire à l’injection de fluides ou à la production de pétrole et de gaz est corrigé;
g) le profil d’injection ou de production du puits est amélioré
ou l’intervalle de complétion est modifié, si cela est nécessaire
pour prévenir le gaspillage;
h) le puits est exploité soit comme un puits à gisement simple
soit comme un puits à gisements multiples séparés, si la différence entre les caractéristiques de pression et d’écoulement de
plusieurs gisements peut nuire à la récupération à partir d’un
des gisements;
i) après la complétion initiale, toutes les barrières sont soumises à la pression maximale à laquelle elles sont susceptibles
d’être exposées;
j) après tout reconditionnement, toutes les barrières exposées
sont soumises à une épreuve de pression.
(2) L’exploitant d’un puits à gisements multiples séparés veille
au respect des exigences suivantes :
a) à la fin des travaux de complétion, l’étanchéité à l’intérieur
comme à l’extérieur du tubage est confirmée;
b) s’il y a des motifs de douter de l’étanchéité, un essai de séparation est effectué dans un délai raisonnable.
SUBSURFACE SAFETY VALVE
VANNES DE SÉCURITÉ DE SUBSURFACE
47. (1) The operator of an offshore development well capable
of flow shall ensure that the well is equipped with a fail-safe
47. (1) L’exploitant d’un puits d’exploitation extracôtier qui est
éruptif veille à ce que le puits soit muni d’une vanne de sécurité
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subsurface safety valve that is designed, installed, operated and
tested to prevent uncontrolled well flow when it is activated.
(2) If a development well is located in a zone where permafrost
is present in unconsolidated sediments, the operator shall ensure
that a subsurface safety valve is installed in the tubing below the
base of the permafrost.
de subsurface à sûreté intégrée conçue, installée, mise en service
et mise à l’épreuve de manière à empêcher tout écoulement incontrôlé du puits lorsqu’elle est activée.
(2) Si un puits d’exploitation est situé dans une zone de pergélisol formé de sédiments non consolidés, l’exploitant veille à ce
qu’une vanne de sécurité de subsurface soit installée dans le tube
de production sous la base du pergélisol.
WELLHEAD AND CHRISTMAS TREE EQUIPMENT
48. The operator shall ensure that the wellhead and Christmas
tree equipment, including valves, are designed to operate safely
and efficiently under the maximum load conditions anticipated
during the life of the well.
TÊTES DE PUITS ET TÊTES D’ÉRUPTION
48. L’exploitant veille à ce que la tête de puits et la tête d’éruption, y compris les vannes, soient conçues de manière à fonctionner efficacement et en toute sécurité dans des conditions de charge maximale prévisibles pendant la durée de vie du puits.
PART 5
PARTIE 5
EVALUATION OF WELLS, POOLS AND FIELDS
ÉVALUATION DES PUITS, GISEMENTS ET CHAMPS
GENERAL
49. The operator shall ensure that the well data acquisition program and the field data acquisition program are implemented in
accordance with good oilfield practices.
50. (1) If part of the well or field data acquisition program cannot be implemented, the operator shall ensure that
(a) a conservation officer is notified as soon as the circumstances permit; and
(b) the procedures to otherwise achieve the goals of the program are submitted to the Board for approval.
(2) If the operator can demonstrate that those procedures can
achieve the goals of the well or field data acquisition program or
are all that can be reasonably expected in the circumstances, the
Board shall approve them.
DISPOSITIONS GÉNÉRALES
49. L’exploitant veille à ce que les programmes d’acquisition
des données relatives aux puits et aux champs soient appliqués
selon les règles de l’art en matière d’exploitation pétrolière.
50. (1) Si un tel programme ne peut être appliqué en totalité,
l’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) un agent du contrôle de l’exploitation en est avisé aussitôt
que les circonstances le permettent;
b) les mesures prévues pour atteindre autrement les objectifs du
programme sont soumises à l’approbation de l’Office.
(2) L’Office approuve les mesures prévues à l’alinéa (1)b) si
l’exploitant démontre qu’elles permettent d’atteindre les objectifs
du programme d’acquisition des données relatives au puits ou au
champ ou qu’elles sont les seules qui peuvent raisonnablement
être prises dans les circonstances.
TESTING AND SAMPLING OF FORMATIONS
51. The operator shall ensure that every formation in a well is
tested and sampled to obtain reservoir pressure data and fluid
samples from the formation, if there is an indication that the data
or samples would contribute substantially to the geological and
reservoir evaluation.
MISE À L’ESSAI ET ÉCHANTILLONNAGE DES FORMATIONS
51. S’il y a lieu de croire que des données sur la pression des
réservoirs ou des échantillons de fluide contribueraient sensiblement à l’évaluation du réservoir et de la géologie des lieux,
l’exploitant veille à ce que toute formation dans un puits soit mise
à l’essai et échantillonnée de manière à obtenir ces données ou
échantillons.
FORMATION FLOW TESTING
52. (1) The operator shall ensure that
(a) no development well is put into production unless the
Board has approved a formation flow test in respect of the development well; and
(b) if a development well is subjected to a well operation that
might change its deliverability, productivity or injectivity, a
formation flow test is conducted within a reasonable time
frame after the well operation is ended to determine the effects
of that operation on the well’s deliverability, productivity or
injectivity.
(2) The operator may conduct a formation flow test on a well
drilled on a geological feature if, before conducting that test, the
operator
(a) submits to the Board a detailed testing program; and
(b) obtains the Board’s approval to conduct the test.
ESSAIS D’ÉCOULEMENT DE FORMATION
52. (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) aucun puits d’exploitation n’est mis en production sans que
l’Office n’en n’ait approuvé l’essai d’écoulement de formation;
b) lorsqu’un puits d’exploitation fait l’objet de travaux qui
pourraient en modifier la capacité de débit, la productivité ou
l’injectivité, il est soumis, dans un délai raisonnable après la fin
des travaux, à un essai d’écoulement de formation visant à déterminer les effets des travaux sur sa capacité de débit, sa productivité ou son injectivité.
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(2) 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’essai détaillé;
b) il obtient l’approbation de l’Office pour effectuer cet essai.
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(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 the test would contribute substantially to the geological and reservoir evaluation.
(4) The Board shall approve a formation flow test if the operator demonstrates that the test will be conducted safely, without
pollution 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.
(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.
(4) L’Office approuve l’essai d’écoulement de formation si
l’exploitant démontre que celui-ci sera effectué en toute sécurité,
sans causer de pollution et conformément aux règles de l’art en
matière d’exploitation pétrolière et lui permettra 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.
SUBMISSION OF SAMPLES AND DATA
EXPÉDITION DES ÉCHANTILLONS ET DES DONNÉES
53. The operator shall ensure that all cutting samples, fluid
samples and cores collected as part of the well and field data acquisition programs are
(a) transported and stored in a manner that prevents any loss or
deterioration;
(b) delivered to the Board within 60 days after the rig release
date unless analyses are ongoing, in which case those samples
and cores, or the remaining parts, are to be delivered on completion of the analyses; and
(c) stored in durable containers properly labelled for
identification.
53. L’exploitant veille à ce que les échantillons de déblais de
forage ou de fluides et les carottes recueillis dans le cadre des
programmes d’acquisition des données relatives aux puits et aux
champs soient :
a) transportés et entreposés de manière à prévenir les pertes ou
détériorations;
b) expédiés à l’Office dans les soixante jours suivant la date de
libération de l’appareil de forage, sauf s’ils sont en cours
d’analyse, auquel cas ils sont expédiés, ou ce qu’il en reste est
expédié, après l’analyse;
c) emballés dans des contenants durables et correctement
étiquetés.
54. Lorsque les échantillons nécessaires à des analyses, à des
recherches ou à des études universitaires ont été prélevés d’une
carotte classique, l’exploitant veille à ce que le reste de la carotte
ou une tranche prise dans le sens longitudinal et correspondant à
au moins la moitié de la section transversale de la carotte soit
remis à l’Office.
55. L’exploitant veille à ce que, avant l’élimination de tout
échantillon de déblais de forage ou de fluides, de carottes ou de
données d’évaluation aux termes du présent règlement, l’Office
en soit avisé par écrit et à ce qu’on lui offre la possibilité d’en
demander livraison.
54. The operator shall ensure that after any samples necessary
for analysis or for research or academic studies have been removed from a conventional core, the remaining core, or a longitudinal slab that is not less than one half of the cross-sectional
area of that core, is submitted to the Board.
55. Before disposing of cutting samples, fluid samples, cores or
evaluation data under these Regulations, the operator shall ensure
that the Board is notified in writing and is given an opportunity to
request delivery of the samples, cores or data.
PART 6
PARTIE 6
WELL TERMINATION
CESSATION DE L’EXPLOITATION D’UN PUITS
SUSPENSION OR ABANDONMENT
SUSPENSION ET ABANDON
56. The operator shall ensure that every well that is suspended
or abandoned can be readily located and left in a condition that
(a) provides for isolation of all oil or gas bearing zones and
discrete pressure zones; and, in the case of an onshore well, potable water zones; and
(b) prevents any formation fluid from flowing through or escaping from the well-bore.
56. L’exploitant veille à ce que tout puits abandonné ou dont
l’exploitation est suspendue soit facilement localisable et laissé
dans un état tel :
a) qu’il assure l’isolement de toute couche renfermant du pétrole ou du gaz, toute couche de pression distincte et, dans le
cas d’un puits terrestre, de toute couche d’eau potable;
b) qu’il empêche l’écoulement ou le rejet de fluides de formation du trou de sonde.
57. L’exploitant d’un puits dont l’exploitation est suspendue
veille à ce que le puits soit surveillé et inspecté pour en préserver
l’intégrité et prévenir la pollution.
57. The operator of a suspended well shall ensure that the well
is monitored and inspected to maintain its continued integrity and
to prevent pollution.
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58. The operator shall ensure that, on the abandonment of any
offshore well, the seafloor is cleared of any material or equipment
that might interfere with other commercial uses of the sea.
58. Lorsqu’un puits extracôtier est abandonné, l’exploitant veille à ce que le fond marin soit débarrassé de tout matériel ou équipement qui pourrait nuire aux autres utilisations commerciales de
la mer.
INSTALLATION REMOVAL
DÉPLACEMENT D’UNE INSTALLATION
59. No operator shall remove or cause to have removed a drilling installation from a well drilled under these Regulations unless
the well has been terminated in accordance with these
Regulations.
59. Il est interdit à l’exploitant de retirer ou de faire retirer une
installation de forage d’un puits, en vertu du présent règlement, à
moins que l’exploitation du puits n’ait cessé conformément au
présent règlement.
PART 7
PARTIE 7
MEASUREMENTS
MESURAGE
FLOW AND VOLUME
DÉBIT ET VOLUME
60. (1) Unless otherwise included in the approval issued under
subsection 7(2), the operator shall ensure that the rate of flow and
the volume of the following are measured and recorded:
(a) the fluid that is produced from each well;
(b) the fluid that is injected into each well;
(c) any produced fluid that enters, leaves, is used or is flared,
vented, burned or otherwise disposed of on an installation, including any battery room, treatment facility or processing
plant; and
(d) any air or materials injected for the purposes of disposal,
storage or cycling, including drill cuttings and other useless
material that is generated during drilling, well or production
operations.
(2) The operator shall ensure that any measurements are conducted in accordance with the flow system, flow calculation procedure and flow allocation procedure, approved under subsection 7(2).
61. (1) The operator shall ensure that group production of oil
and gas from wells and injection of a fluid into wells is allocated
on a pro rata basis, in accordance with the flow system, flow
calculation procedure and flow allocation procedure approved
under subsection 7(2).
(2) If a well is completed over multiple pools or zones, the
operator shall ensure that production or injection volumes for the
well are allocated on a pro rata basis to the pools or zones in accordance with the flow allocation procedure approved under subsection 7(2).
60. (1) Sauf disposition contraire précisée dans l’approbation
délivrée aux termes du paragraphe 7(2), l’exploitant veille à ce
que soient mesurés et enregistrés le débit et le volume des fluides
et matériaux suivants :
a) le fluide produit par chaque puits;
b) le fluide injecté dans chaque puits;
c) le fluide produit qui entre dans une installation, y compris
dans une salle des accumulateurs, une installation de traitement
ou une usine de transformation, ou qui en sort, y est utilisé ou
est brûlé à la torche, est rejeté, est brûlé ou autrement éliminé;
d) l’air ou les matériaux injectés à des fins d’élimination, de
stockage ou de recyclage, y compris les déblais de forage et autres matériaux inutilisables produits au cours des activités de
forage, des travaux relatifs à un puits ou à des travaux de
production.
(2) L’exploitant veille à ce que le mesurage soit effectué
conformément au système d’écoulement et aux méthodes de calcul et de répartition du débit approuvés au titre du paragraphe 7(2).
61. (1) L’exploitant veille à ce que soient réparties au prorata la
production regroupée de pétrole et de gaz des puits et l’injection
de fluides dans les puits, conformément au système d’écoulement
et aux méthodes de calcul et de répartition du débit approuvés au
titre du paragraphe 7(2).
(2) Dans le cas d’un puits dont la complétion est réalisée sur
plusieurs gisements ou couches, l’exploitant veille à ce que la
production ou l’injection pour chaque gisement ou couche soit
répartie au prorata selon la méthode de répartition du débit approuvée au titre du paragraphe 7(2).
TESTING, MAINTENANCE AND NOTIFICATION
ESSAIS, ENTRETIEN ET NOTIFICATION
62. The operator shall ensure
(a) that meters and associated equipment are calibrated and
maintained to ensure their continued accuracy;
(b) that equipment used to calibrate the flow system is calibrated in accordance with good measurement practices;
(c) that any component of the flow system that may have an
impact on the accuracy or integrity of the flow system and that
is not functioning in accordance with the manufacturer’s specifications is repaired or replaced without delay, or, if it is not
possible to do so without delay, corrective measures are taken
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62. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) les compteurs et le matériel connexe sont entretenus et étalonnés de manière à assurer la précision des mesures;
b) l’équipement utilisé pour étalonner le système d’écoulement
est étalonné conformément aux règles de l’art en matière de
mesurage;
c) tout composant du système d’écoulement pouvant avoir des
effets sur la précision ou sur l’intégrité du système d’écoulement et dont le fonctionnement n’est pas conforme aux spécifications du fabricant est réparé ou remplacé sans délai; en cas
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to minimize the impact on the accuracy and integrity of the
flow system while the repair or replacement is proceeding; and
(d) that a conservation officer is notified, as soon as the circumstances permit, of any malfunction or failure of any flow
system component that may have an impact on the accuracy of
the flow system and of the corrective measures taken.
TRANSFER METERS
63. The operator shall ensure that
(a) a conservation officer is notified at least 14 days before the
day on which any transfer meter prover or master meter used in
conjunction with a transfer meter is calibrated; and
(b) a copy of the calibration certificate is submitted to the Chief
Conservation Officer as soon as the circumstances permit, following completion of the calibration.
de retard inévitable, des mesures correctives sont prises entretemps pour réduire au minimum ces effets;
d) un agent du contrôle de l’exploitation est avisé, aussitôt que
les circonstances le permettent, de toute défectuosité ou défaillance d’un composant du système d’écoulement qui pourrait
avoir des effets sur l’exactitude du système d’écoulement et des
mesures correctives prises.
COMPTEURS DE TRANSFERT
63. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) un agent du contrôle de l’exploitation est avisé au moins
quatorze jours avant l’étalonnage d’un compteur étalon de
transfert ou d’un compteur général lié à celui-ci;
b) une copie du certificat d’étalonnage est remise au délégué à
l’exploitation aussitôt que les circonstances le permettent après
l’étalonnage.
PRORATION TESTING FREQUENCY
FRÉQUENCE D’ESSAIS AU PRORATA
64. The operator of a development well that is producing oil or
gas shall ensure that sufficient proration tests are performed to
permit reasonably accurate determination of the allocation of oil,
gas and water production on a pool and zone basis.
64. L’exploitant d’un puits d’exploitation produisant du pétrole
ou du gaz veille à ce que le puits soit soumis à un nombre suffisant d’essais au prorata pour permettre de déterminer avec une
précision suffisante la répartition de la production de pétrole, de
gaz et d’eau par gisement et par couche.
PART 8
PARTIE 8
PRODUCTION CONSERVATION
RATIONALISATION DE LA PRODUCTION
RESOURCE MANAGEMENT
GESTION DES RESSOURCES
65. The operator shall ensure that
(a) maximum recovery from a pool or zone is achieved in accordance with good oilfield practices;
(b) wells are located and operated to provide for maximum recovery from a pool; and
(c) if there is reason to believe that infill drilling or implementation of an enhanced recovery scheme might result in increased recovery from a pool or field, studies on these methods
are carried out and submitted to the Board.
65. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) la récupération maximale d’un gisement ou d’une couche est
réalisée selon les règles de l’art en matière d’exploitation
pétrolière;
b) les puits sont disposés et exploités de manière à permettre la
récupération maximale d’un gisement;
c) s’il y a lieu de croire que le forage intercalaire ou la mise en
œuvre d’un plan de récupération assistée permettrait d’accroître
la récupération d’un gisement ou d’un champ, ces méthodes
font l’objet d’une étude qui est remise à l’Office.
COMMINGLED PRODUCTION
PRODUCTION MÉLANGÉE
66. (1) No operator shall engage in commingled production except in accordance with the approval granted under subsection (2).
66. (1) Il est interdit à l’exploitant de se livrer à une production
mélangée, sauf en conformité avec l’approbation accordée au
paragraphe (2).
(2) The Board shall approve the commingled production if the
operator demonstrates that it would not reduce the recovery from
the pools or zones.
(2) L’Office approuve la production mélangée si l’exploitant
démontre que celle-ci ne réduirait pas la récupération des gisements ou des couches.
(3) The operator engaging in commingled production shall ensure that the total volume and the rate of production of each fluid
produced is measured and the volume from each pool or zone is
allocated in accordance with the requirements of Part 7.
(3) L’exploitant qui se livre à une production mélangée veille à
ce que le volume total et le taux de production de chaque fluide
produit soient mesurés et que le volume pour chaque gisement ou
chaque couche soit réparti conformément aux exigences de la
partie 7.
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GAS FLARING AND VENTING
67. No operator shall flare or vent gas unless
(a) it is otherwise permitted in the approval issued under subsection 52(4) or in the authorization; or
(b) it is necessary to do so because of an emergency situation
and the Board is notified in the daily drilling report, daily production report or in any other written or electronic form, as
soon as the circumstances permit, of the flaring or venting and
of the amount flared or vented.
OIL BURNING
68. No operator shall burn oil unless
(a) it is otherwise permitted in the approval issued under subsection 52(4) or in the authorization; or
(b) it is necessary to do so because of an emergency situation
and the Board is notified in the daily drilling report, daily production report or in any other written or electronic form, as
soon as the circumstances permit, of the burning and the
amount burned.
BRÛLAGE DE GAZ À LA TORCHE ET REJET DE GAZ DANS
L’ATMOSPHÈRE
67. Il est interdit à l’exploitant de brûler du gaz à la torche ou
de rejeter du gaz dans l’atmosphère, sauf dans les cas suivants :
a) le brûlage ou le rejet est par ailleurs permis aux termes de
l’approbation accordée au titre du paragraphe 52(4) ou dans
l’autorisation;
b) le brûlage ou le rejet est nécessaire pour remédier à une situation d’urgence, auquel cas l’Office en est avisé, aussitôt que
les circonstances le permettent, dans le rapport journalier de forage ou le registre quotidien relatif à la production ou encore
sous toute autre forme écrite ou électronique, avec indication
des quantités brûlées ou rejetées.
BRÛLAGE DE PÉTROLE
68. Il est interdit à l’exploitant de brûler du pétrole, sauf dans
les cas suivants :
a) le brûlage est par ailleurs permis aux termes de l’approbation accordée au titre du paragraphe 52(4) ou dans
l’autorisation;
b) il est nécessaire pour remédier à une situation d’urgence, auquel cas l’Office en est avisé, aussitôt que les circonstances le
permettent, dans le rapport journalier de forage ou le registre
quotidien relatif à la production ou encore sous toute autre
forme écrite ou électronique, avec indication des quantités
brûlées.
PART 9
PARTIE 9
SUPPORT OPERATIONS
OPÉRATIONS DE SOUTIEN
SUPPORT CRAFT
VÉHICULES DE SERVICE
69. The operator shall ensure that all support craft are designed,
constructed and maintained to supply the necessary support functions and operate safely in the foreseeable physical environmental
conditions prevailing in the area in which they operate.
69. L’exploitant veille à ce que tout véhicule de service soit
conçu, construit et entretenu de manière à pouvoir remplir son
rôle de soutien et fonctionner en toute sécurité dans les conditions
environnementales qui règnent normalement dans la région
desservie.
70. (1) L’exploitant d’une installation habitée veille à ce qu’au
moins un véhicule de service soit :
a) disponible à une distance permettant une intervention d’au
plus vingt minutes aller-retour;
b) équipé de manière à pouvoir fournir les services d’urgence
nécessaires, y compris le secours et les premiers soins pour tout
le personnel à l’installation au besoin.
(2) Le cas échéant, si le véhicule de service se trouve à une distance plus grande que celle prévue à l’alinéa (1)a), le chargé de
projet et la personne responsable du véhicule de service doivent
consigner ce fait et indiquer la raison pour laquelle la distance ou
le délai n’a pas été respecté.
(3) Sous la direction du chargé de projet, le personnel attaché
au véhicule de service doit tenir le véhicule à proximité de
l’installation, maintenir ouvertes les voies de communication avec
celle-ci et être prêt à mener des opérations de sauvetage durant
toute activité ou dans toute situation qui présente un risque accru
pour la sécurité du personnel ou de l’installation.
70. (1) The operator of a manned installation shall ensure that
at least one support craft is
(a) available at a distance that is not greater than that required
for a return time of twenty minutes; and
(b) suitably equipped to supply the necessary emergency services including rescue and first aid treatment for all personnel
on the installation in the event of an emergency.
(2) If the support craft exceeds the distance referred to in paragraph (1)(a), both the installation manager and the person in
charge of the support craft shall log this fact and the reason why
the distance or time was exceeded.
(3) Under the direction of the installation manager, the support
craft crew shall keep the craft in close proximity to the installation, maintain open communication channels with the installation
and be prepared to conduct rescue operations during any activity
or condition that presents an increased level of risk to the safety
of personnel or the installation.
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SAFETY ZONE
ZONE DE SÉCURITÉ
71. (1) For the purposes of this section, the safety zone around
an offshore installation consists of the area within a line enclosing
and drawn at a distance of 500 m from the outer edge of the
installation.
(2) A support craft shall not enter the safety zone without the
consent of the installation manager.
(3) The operator shall take all reasonable measures to warn
persons who are in charge of vessels and aircraft of the safety
zone boundaries, of the facilities within the safety zone and of
any related potential hazards.
71. (1) Pour l’application du présent article, la zone de sécurité
autour d’une installation extracôtière est formée de la superficie
se trouvant dans les 500 m à l’extérieur du périmètre de
l’installation.
(2) Un véhicule de service ne peut entrer dans la zone de sécurité sans le consentement du chargé de projet.
(3) L’exploitant doit prendre toutes les mesures voulues pour
aviser les responsables de navires ou d’aéronefs des limites de la
zone de sécurité, du matériel qui s’y trouve et des risques éventuels y afférents.
PART 10
PARTIE 10
TRAINING AND COMPETENCY
72. The operator shall ensure that
(a) all personnel have, before assuming their duties, the necessary experience, training and qualifications and are able to
conduct their duties safely, competently and in compliance
with these Regulations; and
(b) records of the experience, training and qualifications of all
personnel are kept and made available to the Board upon
request.
FORMATION ET COMPÉTENCE
72. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) avant d’assumer ses fonctions, tout le personnel doit avoir
l’expérience, la formation et les qualifications voulues ainsi
que la capacité d’exécuter ses fonctions en toute sécurité et de
façon compétente, et ce, conformément au présent règlement;
b) les dossiers relatifs à l’expérience, la formation et les qualifications du personnel sont conservés et, sur demande, ils sont
mis à la disposition de l’Office.
PART 11
PARTIE 11
SUBMISSIONS, NOTIFICATIONS, RECORDS AND
REPORTS
PRÉSENTATIONS, AVIS, REGISTRES ET RAPPORTS
REFERENCE TO NAMES AND DESIGNATIONS
73. When submitting any information for the purposes of these
Regulations, the operator shall refer to each well, pool and field
by the name given to it under sections 3 and 4, or if a zone, by its
designation by the Board under section 4.
MENTION DES NOMS ET DÉSIGNATIONS
73. Au moment de la présentation de renseignements en application du présent règlement, l’exploitant y indique chaque puits,
gisement ou champ par le nom qui lui est attribué en vertu des
articles 3 et 4 ou, s’agissant d’une couche, par la désignation de
l’Office en vertu de l’article 4.
SURVEYS
74. (1) The operator shall ensure that a survey is used to
confirm
(a) for an onshore well, the surface location; and
(b) for an offshore well, the location on the seafloor.
(2) The survey shall be certified by a person licensed under the
Canada Lands Surveyors Act.
(3) The operator shall ensure that a copy of the survey plan
filed with the Canada Lands Surveys Records is submitted to the
Board.
ARPENTAGE
74. (1) L’exploitant veille à ce qu’un arpentage soit effectué
pour confirmer :
a) dans le cas d’un puits terrestre, l’emplacement en surface;
b) dans le cas d’un puits extracôtier, l’emplacement sur le fond
marin.
(2) L’arpentage est certifié par une personne titulaire d’un permis en vertu de la Loi sur les arpenteurs des terres du Canada.
(3) L’exploitant veille à ce qu’une copie du plan d’arpentage
déposé aux Archives d’arpentage des terres du Canada soit remise
à l’Office.
INCIDENTS AND NEAR-MISSES
75. (1) The operator shall ensure that
(a) the Board is notified of any incident or near-miss as soon as
the circumstances permit; and
(b) the Board is notified at least 24 hours in advance of any
press release or press conference held by the operator concerning any incident or near-miss during any activity to which these
Regulations apply, except in an emergency situation, in which
INCIDENTS ET QUASI-INCIDENTS
75. (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) l’Office est avisé, aussitôt que les circonstances le permettent, de tout incident ou quasi-incident;
b) l’Office est avisé, au moins vingt-quatre heures avant la diffusion de tout communiqué ou la tenue de toute conférence de
presse par l’exploitant, de tout incident ou quasi-incident survenu lors d’une activité visée par le présent règlement, sauf en
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case it shall be notified without delay before the press release
or press conference.
(2) The operator shall ensure that
(a) any incident or near-miss is investigated, its root cause and
causal factors identified and corrective action taken; and
(b) for any of the following incidents or near-misses, a copy of
an investigation report identifying the root cause, causal factors
and corrective action taken is submitted to the Board no later
than 21 days after the day on which the incident or near-miss
occurred:
(i) a lost or restricted workday injury,
(ii) death,
(iii) fire or explosion,
(iv) a loss of containment of any fluid from a well,
(v) an imminent threat to the safety of a person, installation
or support craft, or
(vi) a significant pollution event.
situation d’urgence, auquel cas avis lui est donné sans délai
avant le communiqué ou la conférence de presse.
(2) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) une enquête est menée à l’égard de chaque incident ou
quasi-incident, sa cause première et les facteurs contributifs
sont précisés et des mesures correctives sont prises;
b) un rapport d’enquête précisant la cause première de
l’incident ou quasi-incident, les facteurs contributifs et les mesures correctives est remis à l’Office au plus tard vingt et un
jours après l’incident ou quasi-incident, s’il s’agit :
(i) d’une blessure entraînant une perte de temps de travail,
(ii) d’une perte de vie,
(iii) d’un incendie ou d’une explosion,
(iv) d’une défaillance du confinement d’un fluide provenant
d’un puits,
(v) d’une menace imminente à la sécurité d’une personne,
d’une installation ou d’un véhicule de service,
(vi) d’un événement de pollution important.
SUBMISSION OF DATA AND ANALYSIS
PRÉSENTATION DE DONNÉES ET ANALYSES
76. (1) The operator shall ensure that a final copy of the results,
data, analyses and schematics obtained from the following
sources is submitted to the Board:
(a) testing, sampling and pressure surveys carried out as part of
the well and field data acquisition programs referred to in section 49 and testing and sampling of formations referred to in
section 51; and
(b) any segregation test or well operation.
(2) Unless otherwise indicated in these Regulations, the operator shall ensure that the results, data, analyses and schematics are
submitted within 60 days after the day on which any activity referred to in paragraphs (1)(a) and (b) is completed.
76. (1) L’exploitant veille à ce que soient remis à l’Office les
résultats, données, analyses et schémas définitifs fondés sur :
a) la mise à l’essai, l’échantillonnage et les relevés de pression
effectués dans le cadre des programmes d’acquisition des données relatives aux puits et aux champs visés à l’article 49, et la
mise à l’essai et l’échantillonnage prévus à l’article 51;
b) les essais de séparation ou les travaux relatifs à un puits.
(2) Sauf disposition contraire du présent règlement, l’exploitant
veille à ce que les résultats, données, analyses et schémas soient
présentés dans les soixante jours suivant la fin de toute activité
mentionnée aux alinéas (1)a) et b).
RECORDS
REGISTRES
77. The operator shall ensure that records are kept of
(a) all persons arriving, leaving or present on the installation;
(b) the location and movement of support craft, the emergency
drills and exercises, incidents, near-misses, the quantities of
consumable substances that are required to ensure the safety of
operations and other observations and information critical to
the safety of persons on the installation or the protection of the
environment;
(c) daily maintenance and operating activities, including any
activity that may be critical to the safety of persons on the installation, the protection of the environment or the prevention
of waste;
(d) in the case of a production installation,
(i) the inspection of the installation and related equipment
for corrosion and erosion and any resulting maintenance carried out,
(ii) the pressure, temperature and flow rate data for compressors and treating and processing facilities,
(iii) the calibration of meters and instruments,
(iv) the testing of surface and subsurface safety valves,
(v) the status of each well and the status of well operations,
and
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77. L’exploitant veille à ce que soient tenus des registres
concernant :
a) les personnes qui arrivent à l’installation, qui s’y trouvent ou
qui la quittent;
b) l’emplacement et les déplacements des véhicules de service,
les exercices d’urgence, les incidents, les quasi-incidents, les
quantités de substances consomptibles nécessaires à la sécurité
des opérations et tout autre observation ou renseignement essentiel pour la sécurité des personnes se trouvant à l’installation
ou la protection de l’environnement;
c) les activités quotidiennes d’entretien et d’exploitation, y
compris toute activité essentielle pour la sécurité des personnes
se trouvant à l’installation, la protection de l’environnement ou
la prévention du gaspillage;
d) dans le cas d’une installation de production :
(i) les inspections de l’installation et du matériel connexe en
vue de vérifier la présence de corrosion et d’érosion et les
travaux d’entretien effectués par suite de ces inspections,
(ii) les données relatives à la pression, à la température et au
débit des compresseurs, du matériel de traitement et de
transformation,
(iii) l’étalonnage des compteurs et autres instruments,
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
(vi) the status of the equipment and systems critical to safety
and protection of the environment including any unsuccessful test result or equipment failure leading to an impairment
of the systems; and
(e) in the case of a floating installation, all installation movements, data, observations, measurements and calculations related to the stability and station-keeping capability of the
installation.
METEOROLOGICAL OBSERVATIONS
78. The operator of an offshore installation shall ensure
(a) that the installation is equipped with facilities and equipment for observing, measuring and recording physical environmental conditions and that a comprehensive record of observations of physical environmental conditions is maintained
onboard the installation; and
(b) that forecasts of meteorological conditions, sea states and
ice movements are obtained and recorded each day and each
time during the day that they change substantially from those
forecasted.
(iv) les essais des vannes de sécurité de surface et de
subsurface,
(v) l’état de chacun des puits et l’état d’avancement des travaux relatifs aux puits,
(vi) l’état de l’équipement et des systèmes essentiels à la sécurité et à la protection de l’environnement, y compris tout
résultat négatif des essais et toute défaillance de l’équipement qui ont mené à un affaiblissement des systèmes;
e) dans le cas d’une installation flottante, les mouvements de
l’installation et les données, observations, mesures et calculs
relatifs à la stabilité de l’installation et à sa capacité de conserver sa position.
OBSERVATIONS MÉTÉOROLOGIQUES
78. L’exploitant d’une installation extracôtière veille au respect
des exigences suivantes :
a) l’installation est dotée des moyens et de l’équipement nécessaires pour observer, mesurer et consigner les conditions environnementales et un rapport détaillé des observations de ces
conditions est conservé à bord de l’installation;
b) les prévisions des conditions météorologiques, de l’état de la
mer et du mouvement des glaces sont obtenues et consignées
chaque jour, ainsi qu’à chaque fois qu’il y a des variations sensibles de ceux-ci.
DAILY PRODUCTION RECORD
REGISTRES QUOTIDIENS RELATIFS À LA PRODUCTION
79. The operator shall ensure that a daily production record,
which includes the metering records and other information relating to the production of oil and gas and other fluids in respect of a
pool or well, is retained and readily accessible to the Board until
the field or well in which the pool is located is abandoned and at
that time shall offer the record to the Board before destroying it.
79. L’exploitant veille à ce qu’un registre quotidien relatif à la
production, contenant les dossiers relatifs aux compteurs et tout
autre renseignement concernant la production de pétrole et de gaz
et d’autres fluides dans un gisement ou un puits, soit conservé et
soit facilement accessible à l’Office jusqu’à l’abandon du champ
ou du puits dans lequel le gisement est situé, et il l’offre à l’Office
avant de le détruire.
MANAGEMENT OF RECORDS
GESTION DES REGISTRES
80. The operator shall ensure that
(a) all processes are in place and implemented to identify, generate, control and retain records necessary to support operational and regulatory requirements; and
(b) the records are readily accessible for inspection by the
Board.
FORMATION FLOW TEST REPORTS
81. The operator shall ensure that
(a) in respect of exploration and delineation wells, a daily record of formation flow test results is submitted to the Board;
and
(b) in respect of all wells, a formation flow test report is submitted to the Board as soon as the circumstances permit, following completion of the test.
80. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) des processus sont en place et mis en œuvre pour identifier,
produire, contrôler et conserver les registres requis pour répondre aux exigences opérationnelles et réglementaires;
b) les registres sont facilement accessibles à l’Office pour
examen.
RAPPORTS RELATIFS AUX ESSAIS D’ÉCOULEMENT DE FORMATION
81. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) pour les puits d’exploitation et de délimitation, un registre
quotidien des résultats des essais d’écoulement de formation
est remis à l’Office;
b) pour tous les puits, un rapport des essais d’écoulement de
formation est remis à l’Office aussitôt que les circonstances le
permettent après l’essai.
PILOT SCHEME
PROJET PILOTE
82. (1) For the purposes of this section, “pilot scheme” means a
scheme that applies existing or experimental technology over a
limited portion of a pool to obtain information on reservoir or
production performance for the purpose of optimizing field development or improving reservoir or production performance.
82. (1) Pour l’application du présent article, « projet pilote »
s’entend de tout projet pour lequel on utilise une technique
conventionnelle ou expérimentale dans une section limitée d’un
gisement afin d’obtenir des renseignements sur le rendement du
réservoir ou sur la production à des fins d’optimisation de la mise
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(2) The operator shall ensure that interim evaluations of any pilot scheme respecting a pool, field or zone are submitted to the
Board.
(3) When the operator completes a pilot scheme, the operator
shall ensure that a report is submitted to the Board that sets out
(a) the results of the scheme and supporting data and analyses;
and
(b) the operator’s conclusions as to the potential of the scheme
for application to full-scale production.
en valeur du champ ou d’amélioration du rendement du réservoir
ou de la production.
(2) L’exploitant veille à ce que des évaluations provisoires de
tout projet pilote relatif à un gisement, un champ ou une couche
soient remises à l’Office.
(3) Au terme d’un projet pilote, l’exploitant veille à ce que soit
remis à l’Office un rapport faisant état :
a) des résultats du projet, avec les données et analyses à
l’appui;
b) des conclusions de l’exploitant quant à la possibilité de passer à la mise en production à plein rendement.
DAILY REPORTS
RAPPORTS QUOTIDIENS
83. The operator shall ensure that a copy of the following is
submitted to the Board daily:
(a) the daily drilling report;
(b) the daily geological report, including any formation evaluation logs and data; and
(c) in the case of a production installation, a summary, in the
form of a daily production report, of the records referred to in
paragraph 77(d) and the daily production record.
83. L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office
quotidiennement :
a) le rapport journalier de forage;
b) le rapport géologique quotidien, y compris les diagraphies et
les données relatives à l’évaluation de la formation;
c) dans le cas d’une installation de production, un résumé des
registres visés à l’alinéa 77d) et du registre quotidien relatif à la
production, sous forme d’un rapport de la production
quotidienne.
MONTHLY PRODUCTION REPORT
RAPPORT MENSUEL CONCERNANT LA PRODUCTION
84. (1) The operator shall ensure that a report summarizing the
production data collected during the preceding month is submitted to the Board not later than the 15th day of each month.
(2) The report shall use established production accounting
procedures.
84. (1) L’exploitant veille à ce que soit présenté à l’Office, au
plus tard le quinzième jour du mois, un rapport résumant les données de production du mois précédent.
(2) Le rapport de la production mensuelle est établi selon des
méthodes reconnues de comptabilité de la production.
ANNUAL PRODUCTION REPORT
RAPPORT ANNUEL DE PRODUCTION
85. The operator shall ensure that, not later than March 31 of
each year, an annual production report relating to the preceding
year for a pool, field or zone is submitted to the Board including
details on the performance, production forecast, reserve revision,
reasons for significant deviations in well performance from predictions in previous annual production reports, gas conservation
resources, efforts to maximize recovery and reduce costs, and any
other information required to demonstrate how the operator manages and intends to manage the resource without causing waste.
85. L’exploitant veille à ce que soit présenté à l’Office, au plus
tard le 31 mars de chaque année, un rapport annuel de la production de l’année précédente ayant trait à un gisement, un champ ou
une couche et comprenant notamment des données sur le rendement, des prévisions concernant la production, une révision des
réserves, une explication de tout écart marqué entre le rendement
d’un puits et les prévisions contenues dans les rapports annuels de
production antérieurs, les ressources affectées à la conservation
du gaz, les efforts faits pour optimiser la récupération et réduire
les coûts, et toute autre information qui démontre de quelle manière l’exploitant gère les ressources et entend les gérer à l’avenir
sans gaspillage.
ENVIRONMENTAL REPORTS
RAPPORT SUR LES CONDITIONS ENVIRONNEMENTALES
86. (1) For each production project, the operator shall ensure
that, not later than March 31 of each year, an annual environmental report relating to the preceding year is submitted to the
Board and includes
(a) for an offshore installation, a summary of the general environmental conditions during the year and a description of ice
management activities; and
(b) a summary of environmental protection matters during the
year, including a summary of any incidents that may have an
environmental impact, discharges that occurred and waste material that was produced, a discussion of efforts undertaken to
86. (1) Pour chaque projet de production, l’exploitant veille à
ce que soit présenté à l’Office, au plus tard le 31 mars de chaque
année, un rapport annuel sur les conditions environnementales
pour l’année précédente et contenant :
a) dans le cas d’une installation extracôtière, un résumé des
conditions environnementales générales de l’année ainsi
qu’une description des activités de gestion des glaces;
b) un résumé des situations afférentes à la protection de
l’environnement survenues au cours de l’année, y compris des
données sommaires sur les incidents pouvant avoir des effets
environnementaux, les rejets survenus et les déchets produits,
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reduce pollution and waste material and a description of environmental contingency plan exercises.
(2) For each drilling installation for an exploration or delineation well, the operator shall ensure that an environmental report
relating to each well is submitted to the Board within 90 days
after the rig release date and includes
(a) a description of the general environmental conditions during the drilling program and a description of ice management
activities and downtime caused by weather or ice; and
(b) a summary of environmental protection matters during the
drilling program, including a summary of spills, discharges occurred and waste material produced, a discussion of efforts
undertaken to reduce them, and a description of environmental
contingency plan exercises.
un exposé des efforts accomplis pour réduire la pollution et les
déchets et une description des exercices de simulation du plan
d’urgence environnementale.
(2) Pour chaque installation de forage d’un puits d’exploration
ou de délimitation, l’exploitant veille à ce que soit présenté à
l’Office pour chaque puits, dans les quatre-vingt-dix jours suivant
la date de libération de l’appareil de forage, un rapport sur les
conditions environnementales qui contient ce qui suit :
a) une description des conditions environnementales générales
dans lesquelles le programme de forage a été exécuté, ainsi
qu’une description des activités de gestion des glaces et un relevé des périodes d’arrêt imputables aux conditions atmosphériques ou aux glaces;
b) un résumé des situations afférentes à la protection de
l’environnement survenues durant l’exécution du programme
de forage, y compris des données sommaires sur les déversements et les rejets survenus et sur les déchets produits, un exposé des efforts accomplis pour réduire ceux-ci, et une description des exercices de simulation du plan d’urgence
environnementale.
ANNUAL SAFETY REPORT
RAPPORT ANNUEL SUR LA SÉCURITÉ
87. The operator shall ensure that, not later than March 31 of
each year, an annual safety report relating to the preceding year is
submitted to the Board and includes
(a) a summary of lost or restricted workday injuries, minor injuries and safety-related incidents and near-misses that have
occurred during the preceding year; and
(b) a discussion of efforts undertaken to improve safety.
87. L’exploitant veille à ce que soit présenté à l’Office, au plus
tard le 31 mars de chaque année, un rapport annuel sur la sécurité
portant sur l’année précédente et contenant ce qui suit :
a) un résumé des blessures entraînant une perte de temps de
travail, des blessures sans gravité et des incidents et quasiincidents en matière de sécurité survenus au cours de l’année;
b) un exposé des mesures prises pour renforcer la sécurité.
WELL HISTORY REPORT
RAPPORT FINAL DU PUITS
88. (1) The operator shall ensure that a well history report is
prepared for every well drilled by the operator under the well
approval and that the report is submitted to the Board.
(2) The well history report shall contain a record of all operational, engineering, petrophysical and geological information
that is relevant to the drilling and evaluation of the well.
88. (1) L’exploitant veille à ce qu’un rapport final soit établi
pour chacun des puits qu’il a forés aux termes de l’approbation
relative au puits et à ce que le rapport soit remis à l’Office.
(2) Le rapport final doit contenir tous les renseignements opérationnels, techniques, pétrophysiques et géologiques concernant
le forage et l’évaluation du puits.
WELL OPERATIONS REPORT
RAPPORT D’EXPLOITATION DU PUITS
89. (1) The operator shall ensure that a report including the following information is submitted to the Board within 30 days after
the end of a well operation:
(a) a summary of the well operation, including any problems
encountered during the well operation;
(b) a description of the completion fluid properties;
(c) a schematic of, and relevant engineering data on, the downhole equipment, tubulars, Christmas tree and production control system;
(d) details of any impact of the well operation on the performance of the well, including any effect on recovery; and
(e) for any well completion, suspension or abandonment, the
rig release date.
89. (1) L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, dans
les trente jours suivant la fin des travaux relatifs à un puits, un
rapport qui contient :
a) un résumé des travaux, y compris les problèmes survenus au
cours de ceux-ci;
b) une description des propriétés des fluides de complétion;
c) un schéma et les détails techniques des équipements de fond,
des tubulaires, de la tête d’éruption et du système de contrôle
de la production;
d) les détails de toute incidence que l’exploitation du puits
pourrait avoir sur son rendement, y compris sur la récupération;
e) la date de libération de l’appareil de forage en ce qui concerne la complétion, la suspension de l’exploitation ou l’abandon
d’un puits.
(2) Le rapport est daté et signé par l’exploitant ou son
représentant.
(2) The report shall be signed and dated by the operator or the
operator’s representative.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
OTHER REPORTS
AUTRES RAPPORTS
90. The operator shall ensure that the Board is made aware, at
least once a year, of any report containing relevant information
regarding applied research work or studies obtained or compiled
by the operator relating to the operator’s work or activities and
that a copy of any report is submitted to the Board on request.
90. L’exploitant veille à ce que l’Office soit prévenu, au moins
une fois l’an, de tout rapport renfermant de l’information utile sur
des études ou des travaux de recherche appliquée qu’il a obtenus
ou compilés concernant ses activités et veille à ce qu’il lui en soit
remis copie, sur demande.
PART 12
PARTIE 12
CONSEQUENTIAL AMENDMENTS,
TRANSITIONAL PROVISION, REPEALS
AND COMING INTO FORCE
MODIFICATIONS CORRÉLATIVES, DISPOSITION
TRANSITOIRE, ABROGATIONS ET
ENTRÉE EN VIGUEUR
CONSEQUENTIAL AMENDMENTS
MODIFICATIONS CORRÉLATIVES
Canada Oil and Gas Certificate of Fitness Regulations
Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation
du pétrole et du gaz au Canada
91. (1) The definition “société d’accréditation” in section 2
of the French version of the Canada Oil and Gas Certificate of
Fitness Regulations1 is repealed.
(2) Subject to subsections (3) and (5) and section 5, a certifying
authority may issue a certificate of fitness in respect of the installations referred to in subsection (1), if the certifying authority
(a) determines that, in relation to the production or drill site or
region in which the particular installation is to be operated, the
installation
(i) is designed, constructed, transported and installed or
established in accordance with
(A) Parts I to III of the Canada Oil and Gas Installations
Regulations,
91. (1) La définition de « société d’accréditation », à l’article 2 de la version française du Règlement sur les certificats de
conformité liés à l’exploitation du pétrole et du gaz au Canada1,
est abrogée.
(2) La définition de « certifying authority », à l’article 2 de
la version anglaise du même règlement, est remplacée par ce
qui suit :
“certifying authority” means, for the purposes of section 5.12 of
the Act, the American Bureau of Shipping, Bureau Veritas, Det
norskeVeritas Classification A/S, Germanischer Lloyd or
Lloyd’s Register North America, Inc. (autorité)
(3) L’article 2 de la version française du même règlement
est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce
qui suit :
« autorité » Pour l’application de l’article 5.12 de la Loi, s’entend
de l’American Bureau of Shipping, du Bureau Veritas, du Det
norskeVeritas Classification A/S, du Germanischer Lloyd ou
du Lloyd’s Register North America, Inc. (certifying authority)
92. L’article 4 du même règlement est remplacé par ce qui
suit :
4. (1) Pour l’application de l’article 5.12 de la Loi, les installations ci-après sont visées :
a) une installation de production, une installation d’habitation
et une installation de plongée situées à un emplacement de production au large des côtes;
b) une installation de forage, une installation de plongée et une
installation d’habitation situées à un emplacement de forage au
large des côtes.
(2) Sous réserve des paragraphes (3) et (5) et de l’article 5,
l’autorité peut délivrer un certificat de conformité à l’égard d’une
installation visée au paragraphe (1) si :
a) d’une part, elle constate que, eu égard à l’emplacement ou à
la région de production ou de forage où l’installation en cause
est destinée à être exploitée, celle-ci :
(i) est conçue, construite, transportée et installée ou aménagée conformément aux dispositions suivantes :
(A) les parties I à III du Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada,
———
———
1
1
(2) The definition “certifying authority” in section 2 of the
English version of the Regulations is replaced by the
following:
“certifying authority” means, for the purposes of section 5.12 of
the Act, the American Bureau of Shipping, Bureau Veritas, Det
norskeVeritas Classification A/S, Germanischer Lloyd or
Lloyd’s Register North America, Inc. (autorité)
(3) Section 2 of the French version of the Regulations is
amended by adding the following in alphabetical order:
« autorité » Pour l’application de l’article 5.12 de la Loi, s’entend
de l’American Bureau of Shipping, du Bureau Veritas, du Det
norskeVeritas Classification A/S, du Germanischer Lloyd ou
du Lloyd’s Register North America, Inc. (certifying authority)
92. Section 4 of the Regulations is replaced by the
following:
4. (1) The following installations are prescribed for the purposes of section 5.12 of the Act:
(a) each production installation, accommodation installation
and diving installation at an offshore production site; and
(b) each drilling installation, diving installation and accommodation installation at an offshore drill site.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
(B) the provisions of the Oil and Gas Occupational Safety
and Health Regulations listed in Part 1 of the schedule to
these Regulations, and
(C) the provisions of the Canada Oil and Gas Diving
Regulations listed in Part 2 of the schedule to these Regulations, if the installation includes a dependent diving
system,
(ii) is fit for the purpose for which it is to be used and can be
operated safely without polluting the environment, and
(iii) will continue to meet the requirements of subparagraphs (i) and (ii) for the period of validity that is endorsed
on the certificate of fitness if the installation is maintained in
accordance with the inspection, maintenance and weight
control programs submitted to and approved by the certifying authority under subsection (5); and
(b) carries out the scope of work in respect of which the certificate of fitness is issued.
(3) For the purposes of subparagraph (2)(a)(i), the certifying
authority may substitute, for any equipment, methods, measure or
standard required by any Regulations referred to in that subparagraph, equipment, methods, measures or standards the use of
which is authorized by the Chief or Chief Conservation Officer,
as applicable under section 16 of the Act.
(4) The certifying authority shall endorse on any certificate of
fitness it issues details of every limitation on the operation of the
installation that is necessary to ensure that the installation meets
the requirements of paragraph (2)(a).
(5) The certifying authority shall not issue a certificate of fitness unless, for the purpose of enabling the certifying authority to
determine whether the installation meets the requirements of
paragraph (2)(a) and to carry out the scope of work referred to in
paragraph (2)(b),
(a) the person applying for the certificate
(i) provides the certifying authority with all the information
required by the certifying authority,
(ii) carries out or assists the certifying authority to carry out
every inspection, test or survey required by the certifying authority, and
(iii) submits to the certifying authority an inspection and
monitoring program, a maintenance program and a weight
control program for approval; and
(b) if the programs are adequate to ensure and maintain the integrity of the installation, the certifying authority approves the
programs referred to in subparagraph (a)(iii).
93. (1) Paragraph 6(2)(a) of the Regulations is replaced by
the following:
(a) is sufficiently detailed to permit the certifying authority to
determine whether the installation meets the requirements of
paragraph 4(2)(a); and
(2) Paragraph 6(2)(b) of the Regulations is amended by
striking out “and” at the end of subparagraph (v) and by
adding the following after subparagraph (vi):
(vii) the structures, facilities, equipment and systems critical
to safety, and to the protection of the natural environment,
are in place and functioning appropriately, and
(viii) in respect of an offshore drilling installation or an offshore production installation, the structures, facilities,
equipment and systems to meet the requirements of the
(B) les dispositions du Règlement sur la sécurité et la santé au travail (pétrole et gaz) énumérées à la partie 1 de
l’annexe du présent règlement,
(C) dans les cas où l’installation comprend un système de
plongée non autonome, les dispositions du Règlement sur
les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et
gazières au Canada énumérées à la partie 2 de l’annexe
du présent règlement,
(ii) se prête à l’utilisation prévue et peut être exploitée en
toute sécurité sans polluer l’environnement,
(iii) continuera de répondre aux exigences des sousalinéas (i) et (ii) pour la période de validité inscrite sur le
certificat de conformité si l’installation est entretenue conformément aux programmes d’inspection, de maintenance et
de contrôle de poids présentés à l’autorité et approuvés par
elle aux termes du paragraphe (5);
b) d’autre part, elle exécute le plan de travail à l’égard duquel
le certificat de conformité est délivré.
(3) Pour l’application du sous-alinéa (2)a)(i), l’autorité peut
remplacer l’équipement, les méthodes, les mesures ou les normes
exigés par un règlement visé à ce sous-alinéa par ceux dont
l’utilisation est autorisée par le délégué ou le délégué à l’exploitation, selon le cas, en vertu de l’article 16 de la Loi.
(4) L’autorité doit inscrire sur tout certificat de conformité
qu’elle délivre le détail de toute restriction à l’exploitation de
l’installation qui s’impose pour que l’installation réponde aux
exigences de l’alinéa (2)a).
(5) Pour être en mesure d’établir si l’installation répond aux
exigences de l’alinéa (2)a) et d’exécuter le plan de travail visé à
l’alinéa (2)b), l’autorité ne doit délivrer un certificat de conformité que si :
a) la personne qui en fait la demande :
(i) fournit à l’autorité tous les renseignements exigés par cette dernière,
(ii) exécute toute inspection, tout essai ou toute étude exigés
par l’autorité ou aide celle-ci à les exécuter,
(iii) soumet à l’approbation de l’autorité un programme
d’inspection et de surveillance, un programme de maintenance et un programme de contrôle de poids;
b) l’autorité approuve ceux des programmes visés au sousalinéa a)(iii) qui permettent de garantir et de préserver l’intégrité de l’installation.
93. (1) L’alinéa 6(2)a) du même règlement est remplacé par
ce qui suit :
a) est suffisamment détaillé pour permettre à l’autorité d’établir
si l’installation répond aux exigences de l’alinéa 4(2)a);
(2) L’alinéa 6(2)b) du même règlement est modifié par adjonction, après le sous-alinéa (vi), de ce qui suit :
(vii) les structures, le matériel, les équipements et les systèmes essentiels à la sécurité et à la protection du milieu naturel sont en place et fonctionnent de façon appropriée,
(viii) à l’égard d’une installation de forage au large des côtes
ou d’une installation de production au large des côtes, les
structures, le matériel, les équipements et les systèmes
conformes aux exigences des dispositions du Règlement sur
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
provisions of the Canada Oil and Gas Drilling and Production Regulations listed in Part 3 of the schedule to these
Regulations are in place and functioning appropriately.
94. Subsections 7(1) and (2) of the Regulations are replaced
by the following:
7. (1) If the certifying authority determines that, when the installation is maintained in accordance with the programs submitted to it under subparagraph 4(5)(a)(iii), the installation will meet
the requirements of paragraph 4(2)(a) for a period of at least five
years, the certifying authority shall endorse on the certificate of
fitness an expiration date that is five years after the date of
issuance.
(2) If the period of time referred to in subsection (1) is less than
five years, the certifying authority shall endorse on the certificate
of fitness an expiration date that is the number of years or months
in that lesser period after the date of issuance.
95. Subparagraphs 9(1)(a)(i) and (ii) of the Regulations are
replaced by the following:
(i) that any of the information submitted under subsection 4(5) was incorrect and that the certificate of fitness
would not have been issued if that information had been
correct,
(ii) that the installation no longer meets the requirements of
paragraph 4(2)(a), or
96. The French version of the Regulations is amended
by replacing “société d’accréditation” and “société” with
“autorité” in the following provisions with any necessary
modifications:
(a) the definition “plan de travail” in section 2;
(b) section 5;
(c) subsection 6(1);
(d) subsection 8(1);
(e) section 9;
(f) the heading before section 10; and
(g) section 10.
97. The schedule to the Regulations is replaced by the
schedule set out in the schedule to these Regulations.
le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada
énumérées à la partie 3 de l’annexe du présent règlement
sont en place et fonctionnent de façon appropriée.
94. Les paragraphes 7(1) et (2) du même règlement sont
remplacés par ce qui suit :
7. (1) Si l’autorité constate que l’installation, lorsqu’elle est entretenue conformément aux programmes qui lui ont été soumis en
application du sous-alinéa 4(5)a)(iii), répondra aux exigences de
l’alinéa 4(2)a) pour une période d’au moins cinq ans, l’autorité
inscrit sur le certificat de conformité une date d’expiration qui
suit de cinq ans la date de délivrance.
(2) Si la période visée au paragraphe (1) est inférieure à cinq
ans, l’autorité inscrit sur le certificat de conformité une date
d’expiration qui suit la date de délivrance du nombre d’années ou
de mois correspondant à cette période moindre.
95. Les sous-alinéas 9(1)a)(i) et (ii) du même règlement sont
remplacés par ce qui suit :
(i) des renseignements fournis aux termes du paragraphe 4(5) sont incorrects, et le certificat n’aurait pas été délivré si ces renseignements avaient été corrects,
(ii) l’installation ne répond plus aux exigences de l’alinéa 4(2)a),
96. Dans les passages ci-après de la version française du
même règlement, « société d’accréditation » et « société » sont
remplacés par « autorité » avec les adaptations nécessaires :
a) la définition de « plan de travail » à l’article 2;
b) l’article 5;
c) le paragraphe 6(1);
d) le paragraphe 8(1);
e) l’article 9;
f) l’intertitre précédant l’article 10;
g) l’article 10.
97. L’annexe du même règlement est remplacée par l’annexe figurant à l’annexe du présent règlement.
Canada Oil and Gas Installations Regulations
Règlement sur les installations pétrolières
et gazières au Canada
98. (1) The definition “société d’accréditation” in subsection 2(1) of the French version of the Canada Oil and Gas Installations Regulations2 is repealed.
(2) The expression “(société d’accréditation)” at the end of
the definition “certifying authority” in subsection 2(1) of the
English version of the Regulations is replaced by the expression “(autorité)”.
(3) Subsection 2(1) of the French version of the Regulations
is amended by adding the following in alphabetical order:
« autorité » S’entend au sens de l’article 2 du Règlement sur les
certificats de conformité liés à l’exploitation du pétrole et du
gaz au Canada. (certifying authority)
98. (1) La définition de « société d’accréditation », au paragraphe 2(1) de la version française du Règlement sur les installations pétrolières et gazières au Canada2, est abrogée.
(2) La mention « (société d’accréditation) » qui figure à la
fin de la définition de « certifying authority », au paragraphe 2(1) de la version anglaise du même règlement, est remplacée par « (autorité) ».
(3) Le paragraphe 2(1) de la version française du même règlement est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce qui suit :
« autorité » S’entend au sens de l’article 2 du Règlement sur les
certificats de conformité liés à l’exploitation du pétrole et du
gaz au Canada. (certifying authority)
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———
2
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
99. Paragraph 14(1)(c) of the Regulations is replaced by the
following:
(c) drilling safety systems and associated equipment will
operate safely and in accordance with the manufacturer’s
specifications;
100. The portion of subsection 64(1) of the Regulations before paragraph (a) is replaced by the following:
64. (1) Subject to subsection (2), every operator shall prepare,
adhere to and maintain, in respect of every offshore installation,
an operations manual that contains the following data:
101. The French version of the Regulations is amended by
replacing “société d’accréditation” with “autorité” in the following provisions with any necessary modifications:
(a) the definition “certificat de conformité” in subsection 2(1);
(b) subsection 68(1);
(c) subsections 68(3) and (4); and
(d) section 69.
99. L’alinéa 14(1)c) du même règlement est remplacé par ce
qui suit :
c) les systèmes de sécurité pour le forage et le matériel connexe
fonctionnent de façon sûre et conformément aux spécifications
du fabricant;
100. Le passage du paragraphe 64(1) du même règlement
précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
64. (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant doit préparer, respecter et conserver pour toute installation au large des côtes un manuel d’exploitation qui contient les données suivantes :
101. Dans les passages ci-après de la version française du
même règlement, « société d’accréditation » est remplacé par
« autorité » avec les adaptations nécessaires :
a) la définition de « certificat de conformité » au paragraphe 2(1);
b) le paragraphe 68(1);
c) les paragraphes 68(3) et (4);
d) l’article 69.
TRANSITIONAL PROVISION
DISPOSITION TRANSITOIRE
102. An operator at the time of the coming into force of
these Regulations shall comply with the requirements of
section 5.
102. L’exploitant est tenu de se conformer aux exigences de
l’article 5 à la date d’entrée en vigueur du présent règlement.
REPEALS
ABROGATIONS
103. The Canada Oil and Gas Drilling Regulations3 are
repealed.
104. The Canada Oil and Gas Production and Conservation
Regulations4 are repealed.
103. Le Règlement concernant le forage des puits de pétrole
et de gaz naturel au Canada3 est abrogé.
104. Le Règlement sur la production et la rationalisation de
l’exploitation du pétrole et du gaz au Canada4 est abrogé.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
105. These Regulations come into force on December 31,
2009.
105. Le présent règlement entre en vigueur le 31 décembre
2009.
SCHEDULE
(Section 97)
ANNEXE
(article 97)
SCHEDULE
(Paragraphs 4(2)(a) and 6(2)(b))
ANNEXE
(alinéas 4(2)a) et 6(2)b))
CERTIFICATION STANDARDS
NORMES DE CERTIFICATION
PART 1
PARTIE 1
PROVISIONS OF OIL AND GAS OCCUPATIONAL SAFETY
AND HEALTH REGULATIONS
DISPOSITIONS DU RÈGLEMENT SUR LA SÉCURITÉ ET
LA SANTÉ AU TRAVAIL (PÉTROLE ET GAZ)
1. Sections 3.2 to 3.11
2. Section 5.1
3. Section 6.3
4. Sections 7.1 to 7.6
5. Section 9.5
6. Sections 9.11 and 9.12
1. Articles 3.2 à 3.11
2. Article 5.1
3. Article 6.3
4. Articles 7.1 à 7.6
5. Article 9.5
6. Articles 9.11 et 9.12
———
———
3
3
4
SOR/79-82
SOR/90-791
4
DORS/79-82
DORS/90-791
2335
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
PART 1 — Continued
PARTIE 1 (suite)
PROVISIONS OF OIL AND GAS OCCUPATIONAL SAFETY
AND HEALTH REGULATIONS — Continued
DISPOSITIONS DU RÈGLEMENT SUR LA SÉCURITÉ ET
LA SANTÉ AU TRAVAIL (PÉTROLE ET GAZ) (suite)
7. Subsection 9.14(1)
8. Subsection 10.6(1)
9. Sections 10.9 to 10.11
10. Sections 10.14 to 10.16
11. Section 10.18
12. Sections 10.24 and 10.25
13. Section 10.27
14. Sections 10.35 to 10.37
15. Subsection 10.38(1)
16. Subsection 10.38(4)
17. Section 11.7
18. Section 11.9
19. Section 13.11
20. Subsection 13.16(4)
21. Section 14.13
22. Section 14.19
23. Sections 15.3 to 15.5
24. Sections 15.9 to 15.11
25. Section 15.13
26. Sections 15.21 and 15.22
27. Section 15.44
28. Subsections 15.47(1) and (2)
29. Subsection 15.49(2)
30. Section 15.50
31. Section 17.13
32. Paragraphs 17.14(b) and (c)
33. Paragraph 17.14(e)
34. Subparagraph 17.14(f)(i)
35. Section 18.2
36. Sections 18.6 to 18.8
PART 2
PARTIE 2
PROVISIONS OF CANADA OIL AND GAS
DIVING REGULATIONS
DISPOSITIONS DU RÈGLEMENT SUR LES OPÉRATIONS
DE PLONGÉE LIÉES AUX ACTIVITÉS PÉTROLIÈRES
ET GAZIÈRES AU CANADA
1. Paragraphs 9(5)(h) to (j)
2. Subsection 12(1)
3. Paragraph 12(2)(d)
4. Paragraph 12(2)(g)
5. Paragraph 12(2)(i)
2336
7. Paragraphe 9.14(1)
8. Paragraphe 10.6(1)
9. Articles 10.9 à 10.11
10. Articles 10.14 à 10.16
11. Article 10.18
12. Articles 10.24 et 10.25
13. Article 10.27
14. Articles 10.35 à 10.37
15. Paragraphe 10.38(1)
16. Paragraphe 10.38(4)
17. Article 11.7
18. Article 11.9
19. Article 13.11
20. Paragraphe 13.16(4)
21. Article 14.13
22. Article 14.19
23. Articles 15.3 à 15.5
24. Articles 15.9 à 15.11
25. Article 15.13
26. Articles 15.21 et 15.22
27. Article 15.44
28. Paragraphes 15.47(1) et (2)
29. Paragraphe 15.49(2)
30. Article 15.50
31. Article 17.13
32. Alinéas 17.14b) et c)
33. Alinéa 17.14e)
34. Sous-alinéa 17.14f)(i)
35. Article 18.2
36. Articles 18.6 à 18.8
1. Alinéas 9(5)h) à j)
2. Paragraphe 12(1)
3. Alinéa 12(2)d)
4. Alinéa 12(2)g)
5. Alinéa 12(2)i)
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
PART 2 — Continued
PARTIE 2 (suite)
PROVISIONS OF CANADA OIL AND GAS
DIVING REGULATIONS — Continued
DISPOSITIONS DU RÈGLEMENT SUR LES OPÉRATIONS
DE PLONGÉE LIÉES AUX ACTIVITÉS PÉTROLIÈRES
ET GAZIÈRES AU CANADA (suite)
6. Paragraphs 12(2)(k) to (p)
6. Alinéas 12(2)k) à p)
7. Section 13
7. Article 13
8. Sections 14 to 17
8. Articles 14 à 17
9. Paragraph 18(a)
9. Alinéa 18a)
10. Paragraph 18(c)
10. Alinéa 18c)
11. Subsection 19(1)
11. Paragraphe 19(1)
12. Paragraph 19(2)(a)
12. Alinéa 19(2)a)
13. Section 23
13. Article 23
14. Paragraph 25(a)
14. Alinéa 25a)
PART 3
PARTIE 3
PROVISIONS OF CANADA OIL AND GAS DRILLING
AND PRODUCTION REGULATIONS
DISPOSITIONS DU RÈGLEMENT SUR LE FORAGE ET LA
PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ AU CANADA
1. Paragraph 5(2)(e), except in respect of support craft
1. Alinéa 5(2)e), à l’exception des véhicules de service
2. Paragraph 19(i)
2. Alinéa 19i)
3. Paragraph 22(b)
3. Alinéa 22b)
4. Section 23
4. Article 23
5. Section 25
5. Article 25
6. Paragraph 26(b)
6. Alinéa 26b)
7. Sections 27 to 30
7. Articles 27 à 30
8. Sections 34 and 35
8. Articles 34 et 35
9. Subsection 36(1)
9. Paragraphe 36(1)
10. Section 37
10. Article 37
11. Paragraphs 45(a) and (b)
11. Alinéas 45a) et b)
12. Sections 47 and 48
12. Articles 47 et 48
13. Paragraphs 62(a) to (c)
13. Alinéas 62a) à c)
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 des règlements.)
Issue and objectives
Question et objectifs
The Drilling and Production Regulations are an amalgamation
and modernization of the Drilling Regulations and the Production
and Conservation Regulations that currently exist, in mirror form,
under the Canada Oil and Gas Operations Act (COGOA) and the
Le Règlement sur le forage et la production est une fusion et
une mise à jour du Règlement concernant le forage et du Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation du
pétrole et du gaz qui existent actuellement, structurés selon le
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Offshore Accord Acts1 (the Acts). These Acts govern the technical and operational aspects of the exploration for, and production of, oil and gas resources on Canada’s Frontier lands.2
Lastly, advances in research into the causes of accidents (injuries and spills) and approaches for effective risk management for
safety and environmental protection have led to the development
of management systems-based models that are increasingly used
to better manage risks in international jurisdictions and by
industry.
Modernizing the Regulations improves the existing regulatory
framework to support the frontier and offshore oil and gas industry’s continued growth and contribution to Canada’s economy
principe de correspondance, dans la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (LOPC) et les lois de mise en œuvre des
Accords extracôtiers1 (les lois). Ces lois régissent les aspects
techniques et opérationnels de l’exploration et de la production
des ressources pétrolières et gazières dans les régions pionnières2
du Canada.
Les lois sont administrées par trois organismes de réglementation, respectivement :
• L’Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des
hydrocarbures extracôtiers
— Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada —
Terre-Neuve
• L’Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures
extracôtiers
— Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada —
Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers
• L’Office national de l’énergie
— Loi sur les opérations pétrolières au Canada
La réglementation continue d’être nécessaire afin de s’assurer
que les activités liées au forage ou à la production de pétrole et de
gaz sont entreprises d’une manière qui est sécuritaire, qui protège
l’environnement et qui s’assure que les ressources ne sont pas
gaspillées.
Le Règlement tient compte de trois importantes questions.
Premièrement, le Comité mixte permanent de l’examen de la réglementation a demandé aux organismes de réglementation de se
pencher sur les nombreux cas de chevauchement entre le Règlement concernant le forage et le Règlement sur la production et la
rationalisation de l’exploitation du pétrole et du gaz. Deuxièmement, la nature normative des règlements a causé une augmentation des défis et des frais administratifs qui a nui à l’efficacité et à
l’efficience de la réglementation. Les organismes de réglementation ont constaté le nombre croissant de demandes reçues des
sociétés qui veulent utiliser des technologies et des processus,
nouveaux ou rentables, qui ne figurent pas dans les règlements.
La possibilité d’élaborer des processus réglementaires plus efficients et plus efficaces était limitée par les règlements, qui contenaient des exigences d’information normatives et détaillées spécifiques concernant les demandes, le nombre de copies à fournir et
le calendrier à respecter, ainsi que les références particulières
quant aux activités autorisées. De plus, bien que la disposition ne
soit pas appliquée actuellement, les lois autorisent les Offices, par
voie de réglementation, à résoudre certaines questions de production par le biais d’une ordonnance.
Enfin, les progrès dans la recherche des causes des accidents
(blessures et déversements) et les méthodes de gestion efficace
des risques pour assurer la sécurité et la protection de l’environnement ont abouti à l’élaboration de modèles, basés sur des systèmes de gestion, qui sont de plus en plus utilisés pour une meilleure gestion des risques dans différents pays et par l’industrie.
La mise à jour des règlements améliore le cadre de réglementation actuel afin d’appuyer la croissance continue de l’industrie du
pétrole et du gaz dans les régions pionnières et extracôtières et sa
———
———
1
1
The Acts are administered by three regulators, respectively
• Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum
Board
— Canada-Newfoundland Atlantic Accord Implementation
Act
• Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board
— Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources
Accord Implementation Act
• National Energy Board
— Canada Oil and Gas Operations Act
Regulation continues to be required to ensure that activities related to the drilling for, or production of, oil and gas are carried
out in a manner that is safe, protects the environment and ensures
that resources are not wasted.
The Regulations address three main issues. First, the Standing
Joint Committee on the Scrutiny of Regulations requested that the
regulators address the high level of duplication between the Drilling Regulations and the Production and Conservation Regulations. Second, the prescriptive nature of the regulations had created increased administrative challenges and costs that affected
regulatory efficiency and effectiveness. Regulators observed
increased numbers of requests from companies to use new or
cost-effective technologies and processes not reflected in the
Regulations. The flexibility to develop more efficient and effective regulatory processes was limited by the existing Regulations,
which contained prescriptive and detailed information requirements specificity regarding the number of copies and timing of
applications and specific reference to authorized activities. Further, while not currently exercised, the Acts allow authority to be
given to the Boards, through regulation, to deal with certain production matters by way of an Order.
2
Canada Newfoundland Atlantic Accord Implementation Act; the Canada Nova
Scotia Offshore Petroleum Resources Accord Implementation Act (Offshore Accord Acts).
Frontier lands are lands in the Northwest Territories, Nunavut and Sable Island
and the offshore areas of the Artic, Hudson’s Bay, James Bay, Gulf of St. Lawrence, Bay of Fundy and the offshore areas of British Columbia, Nova Scotia and
Newfoundland and Labrador.
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2
Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve; Loi de mise
en œuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers (lois de mise en œuvre des Accords.)
Les régions pionnières représentent des terres dans les Territoires du Nord-Ouest,
le Nunavut et l’Île de Sable, les zones extracôtières de l’Artique, de la baie
d’Hudson, de la baie James, du golfe du Saint-Laurent et de la baie de Fundy et
les zones extracôtières de la Colombie-Britannique, de la Nouvelle-Écosse et de
Terre-Neuve-et-Labrador.
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and competitiveness while maintaining the highest standards for
safety, environmental protection and management of resources.
contribution à l’économie et à la compétitivité du Canada tout en
maintenant les normes les plus rigoureuses en matière de sécurité,
de protection de l’environnement et de gestion des ressources.
Description
Description
There are six main areas of change as a result of amalgamation
and modernization:
1. The Drilling Regulations and Production and Conservation
Regulations are amalgamated and updated into a single
Drilling and Production Regulations.
2. The Regulations have been written in a goal-oriented style,
which combines goal-based, performance-based and prescriptive elements, depending upon the circumstances.
3. The Regulations require companies to have a management
system to ensure compliance with the Regulations and the
Act.
4. The Regulations have been updated to align with current
regulatory drafting approaches and standards.
5. The Regulations provide improved flexibility to develop
regulatory process efficiencies, including providing the
Boards with the authority to deal with well spacing and associated production matters by way of an Order.
6. Consequential amendments to the Installations Regulations
and the Certificate of Fitness Regulations under the Acts
are made.
Six grands changements ont découlé de la fusion et de la mise à
jour :
1. Le Règlement concernant le forage et le Règlement sur la
production et la rationalisation de l’exploitation ont été fusionnés puis mis à jour pour donner le Règlement sur le forage et la production.
2. Le Règlement a été rédigé dans un style axé sur les buts,
combinant des éléments fondés sur les buts ou sur le rendement et des éléments normatifs, selon les circonstances.
3. Le Règlement exige des sociétés un système de gestion afin
d’assurer leur conformité au Règlement et à la Loi.
4. Le Règlement est une mise à jour intégrant les démarches et
les normes actuelles en matière de réglementation.
5. Le Règlement accorde une meilleure latitude pour élaborer
des processus réglementaires efficaces, dont celui d’autoriser les Offices à prendre des mesures à l’égard de l’espacement des puits et à traiter les questions de production y
afférentes par voie d’ordonnance.
6. Des modifications corrélatives au Règlement sur les installations pétrolières et gazières et au Règlement sur les certificats de conformité pris en vertu des lois sont effectuées.
Le Règlement est essentiellement de nature technique et opérationnelle. Il traite principalement de sécurité, de conservation des
ressources en hydrocarbures et de protection de l’environnement
pendant les activités de forage et de production pétrolière et gazière. Il précise également les renseignements qu’il faut inclure
dans une demande réglementaire ainsi que des exigences particulières en matière de rapports.
Le Règlement ne modifie pas les processus existants en matière
d’examen préalable et d’évaluation environnementale qui pourraient s’appliquer à des projets de forage ou de production proposés, tels que ceux prévus par la Loi canadienne sur l’évaluation
environnementale, la Loi sur la gestion des ressources de la vallée du Mackenzie, la Convention définitive des Inuvialuit, l’Accord sur les revendications territoriales des Inuit du Labrador et
l’Accord sur les revendications territoriales du Nunavut.
The Regulations are predominantly operational and technical in
nature. The primary topics in the Regulations include safety, appropriate conservation of the hydrocarbon resource and the protection of the environment during activities undertaken for the
drilling and production of oil and gas. The Regulations also outline the information that must accompany regulatory applications
as well as identify specific reporting requirements.
The Regulations do not alter existing environmental screening
and assessment processes that may apply to proposed drilling or
production projects, such as the Canadian Environmental Assessment Act, the Mackenzie Valley Resource Management Act, the
Inuvialuit Final Agreement, the Labrador Inuit Land Claims
Agreement and the Nunavut Land Claims Agreement.
Amalgamation of existing regulations
Fusion des règlements existants
The Standing Joint Committee on the Scrutiny of Regulations
observed the high level of duplication between the existing Drilling Regulations and the Production and Conservation Regulations and recommended that the duplication be addressed. The
Regulations address that recommendation.
Le Comité mixte permanent de l’examen de la réglementation a
constaté les nombreux chevauchements entre le Règlement
concernant le forage et le Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation dans leur version courante et a recommandé qu’ils soient éliminés. Le Règlement prend en considération cette recommandation.
Goal-oriented
Axé sur les buts
Goal-oriented regulation is a hybrid approach that includes prescriptive and goal- or performance-based elements. Prescriptive
regulation dictates the means by which compliance is achieved,
including what is to be done, by whom and how it is to be accomplished. Goal- or performance-based regulation sets regulatory
goals or performance objectives to be achieved and allows companies to identify the means to meet them.
L’expression « axé sur les buts » signifie que des éléments
normatifs et des éléments axés sur les buts ou le rendement ont
servi à élaborer le Règlement. Il s’agit donc d’une démarche hybride. Un règlement normatif dicte les moyens d’assurer la conformité, y compris ce qui est à accomplir, par qui et comment.
Ainsi, un règlement axé sur les buts ou le rendement établit des
buts réglementaires ou des objectifs de rendement à atteindre et
permet aux sociétés de déterminer les moyens de le faire.
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Since the development of the existing regulations, the frontier
and offshore oil and gas industry has been exploring for, and
planning to exploit hydrocarbons from, more technologically
complicated and physically challenging environments with more
varied hazards and risks. Advancements in equipment, techniques, safety management and environmental management have
also occurred.
Prescriptive regulations, by their nature, are written to address
a specific set of circumstances and generally cannot address each
circumstance, activity or facility design that can create hazards
and that should be managed.
A prescriptive approach is also unable to adapt quickly to technological changes and improvements to best practice. Changes
relating to outdated requirements must be affected through regulatory amendment. Alternatively, operators must apply, pursuant
to the Acts, for exemption from, or equivalency to, specific provisions in the Regulations. However, the Acts restrict exemptions to
requirements related to equipment, methods, measures or standards.
The goal-oriented approach retains the regulatory objectives of
safety, protection of the environment and conservation of resources while enhancing regulatory clarity and efficiency. The
majority of the Drilling and Production Regulations are written in
a goal- or performance-based style with clear regulatory objectives or goals. The prescriptive elements are present in the management system elements (section 5), information requirements
for reporting (Part 11) and information requirements related to
applications for authorizations and well approvals (Part 2).
Depuis l’élaboration des règlements existants, l’industrie pétrolière et gazière a exploré les zones pionnières et extracôtières et
compte exploiter les hydrocarbures qu’elle découvre dans ces milieux qui demandent des technologies plus compliquées, présentent des défis plus exigeants physiquement et comportent des
dangers et des risques plus variés. Il y a également eu des progrès
en matière d’équipement, de techniques et de gestion de la sécurité et de l’environnement.
Les règlements normatifs, de par leur nature, sont rédigés de
manière à couvrir un ensemble précis de circonstances et ne peuvent donc pas traiter chacune des circonstances, des activités ou
des conceptions d’installation qui peuvent créer des dangers et qui
doivent être gérées.
En outre, une démarche normative ne peut pas s’adapter rapidement à l’évolution technologique ni aux améliorations des
pratiques exemplaires. Les changements relatifs aux exigences
désuètes doivent être mis en œuvre par voie de modification
réglementaire. Autrement, les exploitants doivent demander, conformément aux lois, une exemption ou une équivalence de l’application de dispositions particulières du Règlement. Toutefois, les
lois limitent les exemptions aux exigences liées à l’équipement,
aux méthodes, aux mesures ou aux normes.
La démarche axée sur les buts conserve les objectifs réglementaires en matière de sécurité, de protection de l’environnement et
de conservation des ressources tout en améliorant la clarté et l’efficacité de la réglementation. La majeure partie du Règlement sur
le forage et la production est rédigée dans un style qui est basé
sur les buts ou le rendement et définit clairement les objectifs ou
les buts réglementaires. Les éléments normatifs se trouvent dans
la définition du système de gestion (article 5), les exigences d’information pour les rapports (Partie 11) et celles liées aux demandes d’autorisation et d’approbation concernant les puits (Partie 2).
Management systems
Systèmes de gestion
The Regulations include a requirement for companies to develop and implement a management system to ensure compliance
with the Act and the Regulations (sections 6, 18 and 102 [103 in
the Accord Act Version]). These systems ensure that companies
have documented policies and procedures for how they carry out
their activities while ensuring compliance and safety, environmental protection and conservation of resources.
Le Règlement renferme une exigence qui oblige les sociétés à
élaborer et à mettre en œuvre un système de gestion afin d’assurer
le respect de la Loi et du Règlement (articles 6, 18 et 102 [103 dans
les lois de mise en œuvre des Accords]). Un tel système s’assure
que les sociétés ont documenté leurs politiques et leurs procédures relatives à l’exercice de leurs activités tout en assurant la
conformité, la sécurité, la protection de l’environnement et la
conservation des ressources.
Le système de gestion (article 5) doit comprendre des processus visant à élaborer des politiques et à fixer des objectifs de rendement, à repérer les dangers de façon proactive, à évaluer les
risques et à définir les mesures d’atténuation, à établir des responsabilités et des obligations claires, à veiller à former et à perfectionner le personnel et à mettre en œuvre des systèmes de gestion
des documents, de production de rapports, d’évaluation et d’amélioration continue.
L’inclusion des exigences du système de gestion dans le Règlement renforce le cadre de réglementation existant et favorise
l’harmonie avec les autorités compétentes d’autres pays et les
autres industries fortement exposées à des risques. En particulier,
les facteurs humains et organisationnels sont pris en compte de
façon systématique, à titre de complément des aspects du Règlement visant les questions techniques et l’équipement. De plus,
cela permet de s’assurer que les sociétés évaluent de manière
proactive les dangers et les risques propres à un projet et définissent les exigences technologiques, conceptuelles et opérationnelles les plus appropriées selon les circonstances.
The management system components (section 5) include processes to set policies and performance objectives, proactively
identify hazards, evaluate risk and identify mitigation, establish
clear responsibilities and accountabilities, have trained and competent personnel and establish systems of document management,
reporting, evaluation and continual improvement.
The inclusion of management systems requirements strengthens the existing regulatory framework and is more consistent with
other international jurisdictions and with other high-hazard industries. In particular, human and organizational factors are systematically addressed, complementing the technical and equipment
aspects in the Regulations. Further, it ensures that companies
proactively evaluate the project-specific hazards and risks and
identify the most appropriate technology, design and operational
requirements for the circumstances.
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In the Drilling and Production Regulations, the Government’s
role in management of safety, environmental protection and prevention of waste shifts from prescribing how companies must
operate to identifying clear regulatory goals and objectives while
ensuring that companies have processes in place to effectively
identify and manage safety and environmental issues through the
lifespan of each project from planning through decommissioning.
Management systems for safety and environmental protection
are well established in industry both in Canada and internationally. There are several recognized international and Canadian
standards specific to the design and implementation of quality,
safety and environmental management systems. The Norway,
United Kingdom and Australia oil and gas regimes all have
management-systems-based regulatory requirements related to
hazard identification and risk management. In Canada, the Safety
Management System Regulations were implemented under Canada’s Railway Safety Act in 2001 and safety management system
requirements were added to the Civil Aviation Regulations in
2005. The National Energy Board’s goal-oriented Onshore Pipeline Regulations, 1999 include requirements related to all essential management systems elements.
Many, if not all, operators currently have and use elements of
management systems in their day-to-day project planning, execution and decision-making. During the extensive stakeholder engagement process, no concerns were raised regarding the management systems sections of the Regulations.
The Drilling and Production Regulations recognize that the
management system should correspond to the size, nature and
complexity of the operator’s operations, activities, hazards, and
risks associated with the operations. Arrangements coordinating
the management and operations of the proposed work or activity
among owners of installations, contractors, the operator and
others, as applicable, must also be in place.
Dans le Règlement sur le forage et la production, le rôle du
gouvernement, qui consiste actuellement à prescrire la façon dont
les sociétés gèrent la sécurité, la protection de l’environnement et
la prévention du gaspillage, vise maintenant à définir des buts et
des objectifs réglementaires clairs tout en assurant que les sociétés ont en place des processus pour cerner et gérer efficacement
les questions ayant trait à la sécurité et à l’environnement tout au
long de la durée de vie de chaque projet, depuis la planification
jusqu’à la désaffectation.
Les systèmes de gestion de la sécurité et de la protection de
l’environnement sont bien établis dans les industries aussi bien au
Canada qu’au niveau international. Il existe plusieurs normes
internationales et canadiennes bien reconnues qui visent particulièrement la conception et la mise en application de systèmes de
gestion de qualité dans ce domaine. Les régimes de réglementation des industries pétrolières et gazières de la Norvège, du
Royaume-Uni et de l’Australie exigent tous un système de détermination des dangers et de gestion des risques. Au Canada, le
Règlement sur le système de gestion de la Sécurité ferroviaire a
été mis en application en vertu de la Loi sur la sécurité ferroviaire en 2001 et les exigences en matière de système de gestion
de la sécurité ont été ajoutées au Règlement sur l’aviation civile
en 2005. Le Règlement de 1999 sur les pipelines terrestres de
l’Office national de l’énergie est axé sur les buts et comporte des
exigences relatives à tous les éléments essentiels d’un système de
gestion.
De nombreux exploitants, sinon tous, utilisent des éléments de
système de gestion dans leurs activités de planification de projet,
d’exécution et de prise de décisions. Durant le vaste processus de
participation des parties prenantes, les articles du Règlement
concernant le système de gestion n’ont fait l’objet d’aucune
préoccupation.
Le Règlement sur le forage et la production reconnaît que le
système de gestion doit correspondre à l’envergure, à la nature et
à la complexité des opérations de l’exploitant, ainsi qu’aux dangers et aux risques associés à ces opérations. Selon les besoins, des
mécanismes doivent également être en place pour coordonner,
entre les propriétaires des installations, les entrepreneurs,
l’exploitant et toute autre partie concernée, la gestion et les opérations du projet ou de l’activité proposés.
Current regulatory drafting approaches and standards
Démarches et normes de rédaction réglementaire en vigueur
The Regulations were developed using current regulatory drafting approaches and standards with three main resultant changes.
Le Règlement a été élaboré selon les démarches et les normes
de rédaction réglementaire en vigueur et trois importants changements ont été apportés en conséquence.
Tout d’abord, certains types de dispositions n’en font plus partie. Les règlements existants comprennent des dispositions du
type « Le présent règlement s’applique à ». La méthode moderne
de rédaction réglementaire fédérale vise à permettre aux règlements d’être évidents. Les règlements existants contiennent aussi
des dispositions liées aux types de programmes qui exigent une
autorisation, spécifient les conditions d’autorisation et déclarent
qu’un exploitant doit se conformer à l’autorisation et aux conditions y afférentes. L’exigence d’une autorisation, le pouvoir d’un
Office d’assortir une autorisation de conditions et l’exigence de se
conformer à l’autorisation, y compris les conditions, sont stipulés
dans les lois. Par conséquent, ces types de dispositions ne sont pas
inclus dans le Règlement mis à jour.
Ensuite, les normes ne sont plus adoptées par renvoi. Les normes sont et demeureront des outils importants pour l’industrie
pétrolière et gazière dans les régions pionnières et extracôtières.
First, certain types of provisions are no longer included. The
existing regulations include “these regulations apply to” provisions. Modern federal regulatory drafting approach is to allow the
regulations to speak for themselves. Also, the current regulations
contain provisions related to the types of programs that require an
authorization, specify conditions of authorizations and state that
an operator must comply with authorizations and conditions. The
requirement for an authorization, the authority for a Board to attach conditions to an authorization and the requirement to comply
with authorizations, including conditions, are in the Acts. Accordingly, these types of provisions are not included in the modernized Regulations.
Second, standards are no longer incorporated by reference.
Standards are, and will remain, important tools in the frontier and
offshore oil and gas industry. Moving the standards out of the
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Regulations allows for innovation, project/regional specificity and
timely use of new standards. Operators become responsible for
identifying appropriate standards, codes and practices to be applied for specific projects and for their use in achieving compliance. Moving the standards out of the regulations also reduces the
numbers of requests for exemption or equivalency.
Third, the Drilling and Production Regulations update the specific approvals required for projects subject to authorizations.
These include Well Approvals for certain activities (sections 10 to
13) as well as three other program-specific approvals where the
Boards require specific oversight related to production matters:
• flow system, flow allocation procedure and flow calculation
procedures (section 7);
• formation flow test (section 52); and
• approval for an operator to commingle production (section 66).
Toutefois, le fait de ne pas inclure les normes dans le Règlement
tient compte de l’innovation, de la spécificité du projet ou de la
région et de l’utilisation en temps opportun de nouvelles normes.
L’exploitant devient responsable de reconnaître les normes, les
pratiques et les codes pertinents à appliquer à des projets précis et
de les utiliser de façon à s’y conformer. Le fait de ne pas inclure
les normes réduit également le nombre de demandes d’exemption
ou d’équivalence.
Enfin, le Règlement sur le forage et la production met à jour
les approbations particulières qui sont requises pour les projets
nécessitant une autorisation. Cela comprend l’approbation concernant un puits pour certaines activités (articles 10 à 13) et trois
autres approbations propres à des programmes où les Offices exigent une surveillance précise liée à des questions de production :
• approbation du système d’écoulement, de la méthode de
calcul du débit et de la méthode de répartition du débit (article 7);
• approbation de l’essai d’écoulement de formation (article 52);
• approbation accordée à un exploitant pour une production
mélangée (article 66).
These sections now clearly identify the criteria under which
each approval would be granted and, as necessary, suspended or
revoked.
Dans le règlement fusionné, ces articles définissent clairement
les critères selon lesquels chaque approbation pourrait être accordée et, s’il y a lieu, suspendue ou annulée.
Improved opportunities for regulatory efficiency
Possibilités améliorées pour l’efficacité de la réglementation
The amalgamation and revised structure of the regulations
improve regulatory efficiency and clarity by organizing requirements by functional theme (e.g. Training and Competency, Measurement, Records Management) rather than the existing separation of requirements by project phase (i.e. drilling and production
activities).
La fusion des règlements et la révision de leur structure améliore l’efficacité et la clarté de la réglementation en organisant les
exigences par thème fonctionnel (par exemple, formation et compétence, mesurage, gestion des documents) plutôt que par phase
de projet comme c’est le cas actuellement (soit activités de forage
et de production).
Updating the authorizations and approvals language and prescriptive information requirements allows the Boards to administratively develop efficient application processes addressing such
issues as project type and scope, filing requirements, format,
number of copies and timing of applications. These changes also
allow the development of administrative processes and tools to
enhance coordination and cooperation across jurisdictions without
a need for legislative amendment.
La mise à jour du libellé des autorisations et approbations ainsi
que des exigences d’information permet aux Offices d’élaborer, par voie administrative, des processus de demande efficaces
qui tiennent compte des questions telles que le type et la portée du
projet, les exigences de dépôt, le format, le nombre de copies et le
calendrier des demandes. Ces changements permettent aussi de
créer des processus et des outils administratifs visant à améliorer
la coordination et la coopération entre territoires de compétence
sans nécessiter une modification législative.
The shift to goal-oriented Regulations reduces much of the current volume of operator requests for exemptions or equivalencies
that stem from outdated or non-applicable prescriptive requirements in the regulations.
Le passage à un règlement axé sur les buts réduit de beaucoup
le volume actuel des demandes d’exemption ou d’équivalence
présentées par les exploitants en raison des exigences normatives
désuètes ou non applicables dans les règlements existants.
The Regulations also provide the Boards the authority to deal
with well spacing and related production matters by way of an
Order (section 2). The need for appropriate well spacing to protect correlative rights can be circumstance-specific or regional in
nature and specific requirements can be influenced by the resources (oil or gas) or formation characteristics. The regulatory
objective of protection of correlative rights can be effectively
achieved through the use of an Order with greater flexibility of
application and tailoring of requirements than through regulation.
Le Règlement autorise aussi les Offices à traiter l’espacement
des puits et les questions de production afférentes par voie
d’ordonnance (article 2). La nécessité d’un espacement approprié
entre les puits pour protéger des droits corrélatifs peut être de
nature circonstancielle ou régionale et des exigences spécifiques
peuvent être influencées par les ressources (pétrolières ou gazières) ou les caractéristiques des formations. Il est possible d’atteindre efficacement l’objectif réglementaire visant à protéger les
droits corrélatifs à l’aide d’une ordonnance plus facile à appliquer
et des exigences adaptées plutôt qu’au moyen d’un règlement.
Le Règlement renferme des exigences d’information associées
aux demandes visant des plans de mise en valeur, des autorisations et des approbations ainsi que des rapports. Bien que les exigences d’information puissent être ordonnées dans un règlement,
elles peuvent aussi être communiquées efficacement au moyen
d’outils administratifs tels que les directives ou les bulletins
The Regulations contain information requirements related to
applications for Development Plans, authorizations and approvals
as well as reporting. While information requirements may be prescribed in regulations, they may also be communicated effectively
through the use of administrative tools such as guidelines or interpretation notes issued by the Boards. Accordingly, the updated
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information requirements focus on those requirements where
regulatory certainty regarding timing or content continues to be
needed to enhance regulatory efficiency.
Specific information requirements were retained in relation to
• Part II of a Development Plan relating to a proposed development of a pool or field, that shall contain a Resource Management Plan (section 16);
• information that must accompany an application for an authorization, including a project-specific Safety Plan, an Environmental Protection Plan, Contingency and Emergency Response Plans, an execution plan and a schedule (sections 6
through 9); and
• information requirements related to reporting (Part 11).
d’application publiés par les Offices. Par conséquent, les exigences d’information mises à jour ciblent celles où la certitude réglementaire concernant le calendrier ou le contenu continue à être
nécessaire pour améliorer l’efficacité de la réglementation.
Des exigences d’information particulières ont été retenues, notamment par rapport :
• à la seconde partie du projet de plan de mise en valeur relatif à
des activités projetées sur un gisement et un champ, qui comprend un plan de gestion des ressources (article 16);
• aux renseignements qui doivent accompagner une demande
d’autorisation, y compris le plan concernant la sécurité propre
à un projet, le plan de protection de l’environnement, les plans
d’intervention d’urgence, le plan de mise en œuvre et le calendrier (articles 6 à 9);
• aux exigences d’information associées aux rapports (partie 11).
Consequential amendments
Modifications corrélatives
Consequential amendments to the Installations Regulations and
the Certificate of Fitness Regulations under the Acts were required as a result of the proposal.
In the Installations Regulations, two provisions (sections 14
and 64) refer to the existing Drilling Regulations and therefore
required minor amendments.
In the Certificate of Fitness Regulations, an amendment was
made to the sections referring to the updated Regulations as well
as to the scope of work for the Certifying Authority.
The Certificate of Fitness Regulations was amended to update
the list of provisions in the Regulations and account for the shift
from prescriptive to goal-based provisions in respect to what
the Certifying Authorities were considering. The scope of work
was adjusted to focus the evaluation on whether the structures,
facilities, equipment and systems to meet the requirements of
the listed provisions in the Drilling and Production Regulations
“are in place and functioning appropriately” [new subparagraph 6(2)(b)(viii)].
Des modifications corrélatives au Règlement sur les installations et au Règlement sur les certificats de conformité pris en
vertu des lois ont été nécessaires en raison du projet de règlement.
Dans le Règlement sur les installations, deux dispositions (articles 14 et 64) renvoient à la version courante du Règlement sur le
forage et ont donc exigé une légère modification.
Dans le Règlement sur les certificats de conformité ont été modifiés les articles faisant référence au Règlement mis à jour ainsi
qu’à la portée des travaux pour la société d’accréditation.
Le Règlement sur les certificats de conformité a été modifié
pour mettre à jour la liste de dispositions du Règlement et expliquer le changement de la nature des dispositions, de normative à
axée sur les buts, pour tenir compte de ce que les sociétés d’accréditation pensaient. La portée des travaux a été rectifiée de façon à
cibler l’évaluation sur la question de savoir si les structures, les
installations, l’équipement et les systèmes qui doivent répondre
aux exigences des dispositions énumérées dans le Règlement sur
le forage et la production « sont en place et fonctionnent de façon
appropriée » [nouveau sous-alinéa 6(2)b)(viii)].
Pour terminer et pour faciliter la compréhension, a) le format
du Règlement sur les certificats de conformité a été modifié de
façon à désigner expressément les installations pour lesquelles un
certificat de conformité est requis [nouveau paragraphe 4(1)];
b) des termes dans la section des définitions ont été corrigés afin de
traiter des problèmes cernés par le Comité mixte permanent; c) le
nom d’une société d’accréditation a été mis à jour afin de refléter
un récent changement de dénomination sociale (article 2).
Finally, for clarity, (a) the format of the Certificate of Fitness
Regulations was adjusted to specifically identify the installations
for which a Certificate of Fitness is required [new subsection
4(1)]; (b) corrections to terms in the definitions section were
made to address issues identified by the Standing Joint Committee; and (c) the name of one certifying authority was updated to
reflect a recent corporate name change (section 2).
Mirror regulations
Règlements correspondants
Mirror regulations create a consistent and predictable regulatory framework for drilling and production activities in all three
Frontier jurisdictions in Canada.
Les règlements correspondants créent un cadre de réglementation uniforme et prévisible pour les trois organismes de réglementation des régions pionnières au Canada en ce qui concerne les
activités de forage et de production.
Quoique identiques à bien des égards, la version du règlement
d’application de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada
et les versions des règlements d’application des lois de mise en
œuvre des Accords sont différentes sous trois aspects. Premièrement, étant donné que la LOPC s’applique aux zones pionnières
aussi bien côtières qu’extracôtières, les exigences propres aux
activités côtières n’existent que dans cette version. Deuxièmement, les exigences liées à la déficience et à la fatigue des travailleurs n’existent que dans les versions des règlements des lois de
mise en œuvre des Accords (article 73). La partie II du Code canadien du travail s’applique aux projets réglementés par la
While identical in most respects, three differences exist between the Canada Oil and Gas Operations Act version and the
Offshore Accord Act versions. First, because COGOA applies to
both onshore and offshore frontier areas, requirements specific to
onshore activities exist in the COGOA version only. Second,
requirements related to worker impairment and fatigue exist in the
Offshore Accord Act versions only (section 73). The Canada
Labour Code Part II applies to COGOA-regulated projects so
duplicative requirements are not to be included in the COGOA
version of the regulations. Finally, the Offshore Accord Act versions contain a requirement to include, in the annual production
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report (section 86), information on operating and capital expenditures (see section on “Concerns” below). Under COGOA, this
requirement is dealt with administratively, project by project, as it
may not be required in every case.
LOPC, donc les exigences en double ne sont pas incluses dans la
version du règlement de la LOPC. Troisièmement, les versions
des règlements des lois de mise en œuvre des Accords exigent la
présentation, dans le rapport annuel de production (article 86), des
renseignements sur les dépenses d’exploitation et les dépenses en
immobilisations (voir la section « Préoccupations » plus loin).
Dans le règlement pris en vertu de la LOPC, cette exigence est
traitée par voie administrative en fonction du projet, car elle pourrait ne pas être nécessaire dans tous les cas.
Rationale
Justification
Canada is committed to the development of frontier and offshore energy resources in a safe, economically competitive, environmentally and socially responsible manner to the mutual
benefit of all stakeholders.
Le Canada s’est engagé à la mise en valeur des ressources dans
les régions pionnières et extracôtières d’une manière sécuritaire,
économiquement concurrentielle, respectueuse de l’environnement et socialement responsable, pour le bien de toutes les parties
prenantes.
Le Règlement sur le forage et la production améliore le cadre
de réglementation actuel afin d’appuyer la croissance continue de
l’industrie du pétrole et du gaz dans les régions pionnières et extracôtières et sa contribution à l’économie et à la compétitivité du
Canada tout en maintenant les normes les plus rigoureuses en
matière de sécurité, de protection de l’environnement et de gestion des ressources.
En ce qui concerne les activités de forage et de production,
le Règlement élimine les chevauchements, changera le style de
normatif à axé sur les buts, contiendra un mécanisme visant la
mise en application d’un système de gestion, facilitera les améliorations des processus réglementaires et réduira le fardeau
administratif.
The Drilling and Production Regulations improve the existing
regulatory framework to support the frontier and offshore oil and
gas industry’s continued growth and contribution to Canada’s
economy and competitiveness while maintaining the highest standards for safety, environmental protection and management of
resources.
The Regulations will, for drilling and production activities,
resolve regulatory duplication, move from a prescriptive to a
goal-oriented style, incorporate a management systems approach,
facilitate regulatory process improvements and reduce the administrative burden.
Consultation
Consultation
Stakeholder consultations
Consultation des parties prenantes
Starting in early 2005 and through mid-2008, the Frontier and
Offshore Regulatory Renewal Initiative (FORRI) members conducted an extensive stakeholder consultation program on the draft
proposal. The program included early engagement of potentially
interested parties, meetings and workshops, and a release of, and
comment period on, an early version of an amalgamated draft
regulation with specific goal-oriented provisions.
Depuis le début de 2005 jusqu’au milieu de 2008, les membres
de l’Initiative de renouvellement de la réglementation concernant
les zones pionnières et extracôtières (IRRZPE) ont mené un vaste
programme de consultation des parties prenantes relativement à
l’ébauche du projet de règlement. Le programme a inclus au début la participation des parties possiblement intéressées, des réunions et des ateliers, ainsi que la publication d’une première
version de l’ébauche des règlements fusionnés, avec des dispositions axées sur des buts bien précis, et une période pour la
commenter.
En avril 2007, les versions mises à jour de l’ébauche des règlements, tant celle de la LOPC que celles des lois de mise en
œuvre des Accords, ont été publiées à titre informatif pour les
parties prenantes aux fins de commentaires. Un document d’information, une lettre d’accompagnement et l’ébauche des règlements
ont été transmis par courrier, par courriel, lors de réunions ou par
appels téléphoniques. Les renseignements ont été envoyés directement à toutes les parties prenantes intéressées qui ont été identifiées auparavant ainsi qu’aux sociétés réglementées et aux entrepreneurs en forage, aux organisations du secteur pétrolier et
gazier, aux sociétés d’accréditation, aux organisations non gouvernementales (ONG), aux syndicats et aux groupes autochtones.
Tous les renseignements ont aussi été affichés sur le site Web de
l’Office national de l’énergie (ONÉ).
Une période de commentaires qui a duré quatre mois et demi a
été accordée. Durant cette période, deux séries d’ateliers ont été
proposées et ont eu lieu, et des réunions ont été organisées à la
demande des parties prenantes intéressées.
In April 2007, COGOA and Offshore Accord Act versions of
updated draft regulations were released for stakeholder information and comment. A backgrounder, a cover letter and the draft
regulations were released by way of direct mail, emails, meetings
and phone calls. The information was sent directly to all previously
identified and interested stakeholders, as well as regulated companies and drilling contractors, industry organizations, certifying
authorities, non-governmental organizations (NGOs), labour
groups and Aboriginal groups. All information was also made
available on the National Energy Board (NEB) Web site.
A four-and-a-half-month-long comment period was provided,
during which two rounds of workshops were offered and held;
meetings were held upon request with interested stakeholders.
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The Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP) and
some of its member companies provided consolidated comments
and views. Three workshops were held specifically with CAPP
and member companies.
In February 2008, proposed consequential amendments to the
Certificate of Fitness Regulations and the Installations Regulations were released for stakeholder comment, accompanied by explanations of the proposed changes. A meeting was held with
certifying authorities in March 2008 and comments were received. The proposed consequential amendments were also discussed with CAPP and its member companies in June 2008.
All written comments received were posted on the NEB Web
site. All comments were considered and, where appropriate, revisions to the proposal were made. Information on the comments
received and how they were dealt with were provided directly to
those who commented as well as posted on the Internet.
L’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) et
certaines de ses sociétés membres ont soumis des commentaires
et des points de vue collectifs. Trois ateliers ont été donnés tout
spécialement pour l’ACPP et ses sociétés membres.
En février 2008, un projet de modifications corrélatives au Règlement sur les certificats de conformité et au Règlement sur les
installations a été soumis aux parties prenantes pour leurs commentaires; une explication des modifications proposées a été envoyée en même temps. Une réunion a été tenue avec les sociétés
d’accréditation en mars 2008 et leurs commentaires ont été reçus.
Les modifications corrélatives proposées ont aussi fait l’objet
d’une discussion avec l’ACPP et ses sociétés membres en juin
2008.
Une mise à jour de l’ébauche des règlements a été publiée en
mai 2008 à titre informatif et une autre consultation avec l’industrie a eu lieu.
L’ONÉ a affiché sur son site Web tous les commentaires écrits
qui ont été reçus. Ils ont tous été examinés et, le cas échéant, des
révisions ont été apportées à l’ébauche. Des renseignements sur
les commentaires reçus et la façon dont ils ont été traités ont été
fournis directement à leurs auteurs et affichés sur Internet.
Engagement and consultation with Aboriginal groups
Participation et consultation des groupes autochtones
In 2005, information on the proposed amalgamation and modernization of the Drilling and Production Regulations was provided by mail directly to potentially interested Aboriginal groups
in the Northwest Territories and Nunavut.
For the April 2007 release of the updated draft Regulations and
start of the stakeholder engagement period, the draft Regulations,
cover letter and backgrounder were mailed directly to potentially
interested Aboriginal groups in the Frontier areas. These included
Aboriginal groups in the Northwest Territories, Nunavut, coastal
areas of British Columbia, Nova Scotia, New Brunswick, Prince
Edward Island, Quebec and Newfoundland and Labrador.
En 2005, des renseignements sur le projet de Règlement sur le
forage et la production ont été communiqués par la poste directement aux groupes autochtones possiblement intéressés dans les
Territoires du Nord-Ouest et au Nunavut.
Dans le cadre de la publication, en avril 2007, de l’ébauche mise à jour du Règlement et du début de la période de participation
des parties prenantes, l’ébauche du Règlement, une lettre
d’accompagnement et un document d’information ont été envoyés
par la poste directement aux groupes autochtones possiblement
intéressés dans les régions pionnières, c’est-à-dire dans les
Territoires du Nord-Ouest et les zones côtières de la ColombieBritannique, au Nunavut, en Nouvelle-Écosse, au NouveauBrunswick, à l’Île-du-Prince-Édouard, au Québec et à TerreNeuve-et-Labrador.
Le document d’information fourni avec l’ébauche du Règlement renferme les énoncés suivants :
• Le Règlement est de nature technique. Il fait état des obligations d’une société sur le plan de la protection de l’environnement, de la conservation des ressources et de la sécurité. Il
ne fixe pas d’exigences relativement à l’utilisation de la terre
ou à la récolte des ressources par un particulier.
• Les effets éventuels d’un projet sur l’utilisation de la terre et
des ressources continueront d’être cernés au cours du processus d’approbation de la demande, ce qui comprend toute exigence relative à la tenue d’une évaluation environnementale.
L’ébauche du Règlement n’a pas d’incidence sur de telles
exigences.
Outre les renseignements fournis, des réunions ont été tenues
avec les groupes autochtones intéressés, les organisations chargées des revendications territoriales des Autochtones et les bureaux de gestion commune des Territoires du Nord-Ouest. Ils ont
également été informés des ateliers publics prévus et de l’offre
permanente de tenir d’autres réunions et ateliers sur demande.
Une demande de clarification concernant la consultation des
Autochtones à l’égard de l’ébauche du Règlement a été reçue et
une réponse a été communiquée.
Updated drafts of the regulations were released for information
in May 2008 and additional consultation with industry occurred.
The background information provided with the draft Regulations stated the following:
• The Regulations are technical in nature and outline requirements placed on the company related to such issues as environmental protection, resource conservation and safety. The
Regulations would not impose requirements on people using
the land or harvesting resources.
• On a project-by-project basis, potential impacts on land use
and resources would continue to be identified during the application approvals process, which would include any environmental assessment requirement. These requirements
would not change with the proposal.
In addition to the information provided, meetings were held
with interested Aboriginal groups, Aboriginal land claim organizations and co-management boards in the Northwest Territories.
Information about scheduled public workshops and the standing
offer to hold additional meetings and workshops upon request
were also provided.
One request for clarity regarding Aboriginal consultation in
respect of the draft Regulations was received and a response
provided.
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No written comments were received from Aboriginal groups
about the proposal.
Aucun commentaire écrit n’a été reçu des groupes autochtones
à propos du projet.
Concerns
Préoccupations
CAPP and its participating member companies expressed two
concerns with the consultation drafts of the Drilling and Production Regulations that it believes remain outstanding. In both
cases, discussion of the issue was held during meetings and a
written response provided to CAPP and its participating member
companies.
Concern 1: The requirements to include information on operating and capital expenditures, including the cost of well operations in the Annual Production Report for the Accord Act versions (section 86).
L’ACPP et ses sociétés membres participantes ont exprimé
deux préoccupations concernant les ébauches pour consultation
du Règlement sur le forage et la production qui ne sont pas réglées à leur avis. Dans les deux cas, la question a été discutée au
cours de réunions et une réponse écrite a été transmise à l’ACPP
et ses sociétés membres.
Préoccupation no 1 : L’obligation d’inclure des renseignements
sur les dépenses d’exploitation et les dépenses en immobilisations, y compris le coût des travaux relatifs à un puits, dans le
rapport annuel de production visé dans les versions du règlement d’application des lois de mise en œuvre des Accords (article 86).
Cette exigence se trouve dans les versions du règlement d’application des lois de mise en œuvre des Accords. L’ACPP a remis
en question le pouvoir conféré par les lois de mise en œuvre des
Accords d’obliger les sociétés, par voie de réglementation, à déclarer les dépenses d’exploitation et les dépenses en immobilisations.
Les renseignements en question font partie d’une liste d’exigences visant à obtenir de l’information sur la façon dont un exploitant gère, ou se propose de gérer, les ressources pétrolières
sans les gaspiller. Le rapport annuel de production est un outil qui
permet aux Offices d’être au courant de la façon dont un exploitant exerce ses activités de production.
Les renseignements sur les dépenses d’exploitation et les dépenses en immobilisations sont directement liés à l’objet de la
Loi, relèvent de la Loi et, par conséquent, peuvent être inclus
dans le Règlement.
L’objet des lois comprend la promotion de la conservation des
ressources pétrolières dans le cadre de leur exploration et exploitation. Il est essentiel d’éviter le gaspillage pour conserver la ressource. Les plans de production sont mis à jour régulièrement
pour tenir compte des caractéristiques de la réserve/du champ/du
gisement, des renseignements sur la production, du rendement des
puits, de l’équipement, de la technologie et des coûts.
L’exigence de déclarer les dépenses d’exploitation et les dépenses
en immobilisations, y compris le coût des travaux relatifs aux
puits, dans le rapport annuel de production assure que l’Office
Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers et l’Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures
extracôtiers reçoivent les renseignements nécessaires aux fins de
la surveillance réglementaire pour assurer que la production et la
gestion du réservoir sont appropriées afin d’éviter le gaspillage.
Ces renseignements serviront aussi à vérifier, avec d’autres
renseignements au besoin, si l’exploitant respecte l’article 65 du
Règlement, qui exige que l’exploitant veille à ce que la récupération maximale du pétrole et du gaz d’un gisement ou d’une couche soit réalisée et que les puits soient disposés et exploités de
manière à permettre la récupération maximale. Telle qu’elle est
définie dans le Règlement, la récupération comprend la récupération de pétrole et de gaz dans des conditions économiques et opérationnelles raisonnablement prévisibles.
Les renseignements sur les dépenses d’exploitation et les dépenses en immobilisations ont été et continueront d’être exigés
pour tous les projets entrepris dans les zones extracôtières de TerreNeuve-et-Labrador et de la Nouvelle-Écosse. Autrement, les Offices sont autorisés, en vertu des lois, de rendre une ordonnance pour
obtenir les dossiers et les documents à toutes fins raisonnables liées
This requirement exists in the Accord Act versions of the regulations. CAPP questioned whether the Accord Acts provide the
authority to impose requirements, through regulation, on companies to report operating and capital expenditures.
The subject information is part of a list of requirements specific
to obtaining information about how an operator manages, or intends to manage, the petroleum resources without causing waste.
The Annual Production Report is a tool by which the Boards are
made aware of how an operator is conducting its production
operations.
Information about capital and operating expenditures is directly
related to the purpose of the Act, is within the scope of the Act
and therefore may be included in the Regulations.
The purpose of the Acts includes the promotion of, in respect
of the exploration for and exploitation of petroleum resources,
conservation of the petroleum resources. Preventing waste is
critical to conserving the resource. Production plans are regularly
updated in consideration of the characteristics of the reserve/field/
pool, production information, well performance, equipment and
technology and costs.
Requiring the reporting of operating and capital expenditures,
including the cost of well operations, in the Annual Production
Report will ensure that the Canada-Newfoundland and Labrador
Offshore Petroleum Board and the Canada-Nova Scotia Offshore
Petroleum Board receive the information necessary for regulatory
oversight to ensure appropriate production and management of
the resource in order to prevent waste. The information will also
be used, with other information as needed, to verify whether the
operator is in compliance with section 65 of the Regulations,
which requires an operator to ensure maximum recovery of oil
and gas resources from a pool or zone and that wells are located
and operated to provide for maximum recovery. Recovery, as
defined in the Regulations, includes recovery of oil and gas
under reasonably foreseeable economic and operating and capital
conditions.
Information on operating and capital expenditures has been,
and will continue to be, required for all projects in the Newfoundland and Labrador and Nova Scotia offshore areas. Alternatively,
the Boards have the authority, under the Acts, to issue an order to
obtain files and records for all reasonable purposes related to the
commencement, continuation or increase of production. Inclusion
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of the information requirement in the Annual Production Report
provides regulatory clarity and reduces the need to issue a Board
order.
Concern 2: The use of the term “zone” means any stratum
or any sequence of strata and includes, for the purposes of
the definition “commingled production”, section 7, subsection 61(2), sections 64 to 66 and 74, subsection 83(2) and section 86, a zone that has been designated as such by the Board
under section 4 (couche) (Note: 82 (2) 85 of the COGOA Act
version, and 83 (2) of the Accord Act versions).
CAPP and its member companies expressed concern that the
use of the term “zone” in all three versions of the Drilling and
Production Regulations would imply that zones are to be treated
as distinct separate entities from pools, causing unnecessary detail
and complexity in relation to allocation, measurement and associated reporting requirements. CAPP and its member companies
were of the view that the use of “zone” in relation to certain
provision in the Regulations would be impractical to implement
accurately.
CAPP’s concerns were considered and the use of “zone” in the
Regulations was clarified through modifications in both the definitions section and in certain provisions, specifically section 4
dealing with designation of zones. Written responses to CAPP
and the member companies were provided in both October and
December 2007 and further clarification was provided in a meeting held in June 2008.
Management of oil and gas resources at the zone level is a production issue and is related to conservation of resources and prevention of waste. Requirements related to allocation, commingled
production, measurement and reporting, also applicable to production from a pool, are necessary for effective regulatory oversight when production occurs from the zone level. To ensure clarity of application, the Regulations were modified to impose these
requirements only on zones designated as such by the respective
Board.
au commencement, à la continuation ou à l’augmentation de la
production. L’inclusion de l’obligation de donner des renseignements dans le rapport annuel de production assure la clarté de la
réglementation et réduit la nécessité pour un Office de rendre une
ordonnance.
Préoccupation no 2 : L’utilisation du terme « couche » Couche
ou séquence de couches, y compris, pour l’application de la
définition de « production mélangée », de l’article 7, du paragraphe 61(2), des articles 64 à 66 et 74, du paragraphe 83(2)
et de l’article 86, toute couche désignée comme telle par
l’Office en vertu de l’article 4. (zone) [Nota : 82 (2) 85 de la
version de la LOPC et 83 (2) des versions du règlement
d’application des lois de mise en œuvre des accords].
L’ACPP et ses sociétés membres craignaient que l’utilisation
du terme « couche » dans les trois versions du Règlement sur le
forage et la production pourrait insinuer que les couches doivent
être traitées différemment des gisements, ce qui entraînerait de la
complexité et des précisions inutiles relativement à la répartition, au mesurage et aux exigences d’information associées.
L’ACPP et ses sociétés membres étaient d’avis que l’utilisation
du terme « couche » relativement à certaines dispositions du Règlement ne serait pas facile à appliquer avec exactitude.
Les préoccupations de l’ACPP ont été étudiées et l’utilisation
du terme « couche » dans le Règlement a été clarifiée par voie de
modifications dans la section des définitions ainsi que dans certaines dispositions, en particulier l’article 4 qui traite de la désignation des couches. Des réponses écrites ont été adressées à
l’ACPP et aux sociétés membres en octobre et en décembre 2007,
et d’autres clarifications ont été fournies lors d’une réunion tenue
en juin 2008.
La gestion des ressources pétrolières et gazières au niveau des
couches est une question de production et concerne la conservation des ressources et la prévention du gaspillage. Les exigences
ayant trait à la répartition, à la production mélangée, au mesurage
et aux rapports, également applicables à la production d’un gisement, sont nécessaires aux fins de la surveillance réglementaire
lorsque la production se fait au niveau de la couche. Afin d’assurer une application claire, le Règlement a été modifié de façon à
imposer ces exigences uniquement pour les couches désignées
comme telles par l’Office respectif.
Pre-publication in the Canada Gazette, Part I
Publication préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada
The Drilling and Production Regulations were pre-published in
the Canada Gazette, Part I, on April 18, 2009, with a 45-day
comment period. Comments were received from CAPP and the
Canadian Association of Oilwell Drilling Contractors.
Le Règlement sur le forage et la production a fait l’objet d’une
publication préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada, le
18 avril 2009, prévoyant une période de 45 jours pour le dépôt de
commentaires. Des commentaires sont parvenus de l’Association
canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) et de la Canadian
Association of Oilwell Drilling Contractors (CAODC).
En général, les deux séries de commentaires appuient la modernisation du règlement selon un style axé sur les buts. Il y a des
suggestions de corrections à certaines dispositions, des commentaires sur les coûts prévus, ainsi que des opinions et des recommandations sur des questions de réglementation plus générales,
telles que l’administration du règlement et des lignes directrices.
Le texte complet des commentaires et des réponses données à
chaque point soulevé se trouvent dans la compilation effectuée,
qu’il est possible d’obtenir en en faisant la demande à la
personne-ressource mentionnée à la fin du présent résumé de
l’étude d’impact de la réglementation (REIR).
In general, both sets of comments supported modernization of
the regulations in a goal-oriented style. The comments included
suggested revisions to specific provisions, comments on anticipated costs and views and recommendations on more general
regulatory matters such as administration of the regulations and
guidelines. The complete text of those comments and responses to
each point raised can be found in the Compilation of Comments
and Responses which can be obtained upon request from the contact indicated at the end of this RIAS.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
A summary of comments specific to the Regulations follows:
Summary of Comment
Summary of Response
Sommaire des commentaires portant sur le Règlement :
Résumé du commentaire
Résumé de la réponse
The definition of “pollution” is too The definition has a threshold clearly
broad and does not identify a trigger or defined as releases outside the limits in
required impact.
the authorization.
The provision was revised to more
clearly reference releases subject to the
authorization without a need to cite
limits in the authorization itself.
La définition de pollution est trop large; La définition comprend un seuil claireaucun déclencheur ni impact nécessaire ment défini comme un rejet en dehors
n’est précisé.
des limites de l’autorisation.
La disposition a été modifiée pour
mieux cerner les activités autorisées
sans qu’il ne soit nécessaire de mentionner les limites dans l’autorisation ellemême.
Subsection 7(2): The word “allocate” The provision was revised to add the
appears to be missing from the word “allocate”.
provision.
Paragraphe 7(2) : Le mot « répartition » La disposition a été modifiée de masemble manquer.
nière à inclure le mot « répartition ».
Paragraph 9(f): It was suggested that
including a description of the methods
to select chemicals in the Environmental Protection Plan would be onerous. It
was recommended that only chemical
selection processes inconsistent with
existing guidance be required in the Environmental Protection Plan.
The purpose of the Environmental Protection Plan is to set out the procedures,
practices, resources and monitoring necessary to manage hazards to and protect the environment from the proposed
work or activity. The plan is used by
personnel working on the installation.
Procedures for the selection and use of
chemicals are essential components of
the plan so that they are communicated
to personnel and available for use. In
developing the plan, companies may
use existing guidance in the selection of
the appropriate chemical selection
methods to be included.
To improve clarity, the wording “a description of the methods for the selection
of chemicals...” was revised to “the
procedures for the selection of chemicals…”
Alinéa 9f) : L’ajout d’une description
des méthodes de sélection des produits
chimiques dans le plan de protection de
l’environnement est perçu comme une
tâche astreignante. Il est suggéré de
n’exiger, dans le plan de protection de
l’environnement, que les processus de
sélection non compatibles avec les lignes directrices en place.
Le plan de protection de l’environnement prévoit les modalités, les pratiques, les ressources et la surveillance
nécessaire pour gérer les dangers et protéger l’environnement lorsque des activités ou des travaux sont proposés. Le
plan est utilisé par le personnel travaillant à l’installation.
Les modalités relatives à la sélection et
à l’utilisation de produits chimiques représentent des éléments essentiels au
plan, qui sont communiqués au personnel et disponibles en cas de besoin. En
élaborant le plan, les compagnies peuvent se servir des lignes directrices
existantes pour choisir les méthodes de
sélection des produits chimiques à
inclure.
Pour plus de clarté, le passage « description des méthodes de sélection des
produits chimiques » a été remplacé par
« modalités de sélection des produits
chimiques ».
Subsection 19(i): The provision should
be modified to more clearly allow operators to implement mitigation as a precautionary measure before repairs can
be undertaken.
The wording in section 19 “shall take
all reasonable precautions to ensure
safety and environmental protection”
provides a clear regulatory objective
while providing operators flexibility to
identify the means to meet the requirements of subsection (i). The suggested
revision is therefore not necessary.
Alinéa 19i) : La disposition devrait être
modifiée pour permettre plus clairement
aux exploitants d’appliquer les mesures
d’atténuation par précaution avant d’entreprendre les réparations.
Le libellé à l’article 19 (assurer la sécurité et la protection de l’environnement)
fournit un objectif réglementaire tout en
laissant aux exploitants le soin de trouver les moyens de satisfaire aux exigences de l’alinéa i). La correction suggérée n’est donc pas nécessaire.
Paragraph 25(a): the requirements re- The provision was revised to remove
lated to support craft are covered by “support craft” from paragraph 25(a).
section 69 and support craft should be
deleted from section 25.
Paragraph 25(b): the five-year outside
interval for comprehensive inspections
should be removed as there is a clear
regulatory objective.
Goal-oriented regulation is a mixture
of goal-based, performance-based and
more prescriptive styles of requirements. The current regulations prescribe
a four-year maximum interval. Continued prescription of a maximum interval,
revised to five years for consistency
with many industry standards and
codes, will contribute to ensuring
safety, environmental protection and
prevention of waste.
Section 27: the provision does not allow Subsection (2) was added to reflect the
the operator to assess the risk, apply recommendation.
mitigation measures and then plan the
work to be performed.
Section 51. The operator should decide
on the need for testing and sampling,
rather than the regulator. The current
wording “based on whether there is an
indication that the data or samples
would contribute substantially to the
geological and reservoir evaluation” is
subjective.
2348
Section 51 clearly places the responsibility on the operator to determine the
need for testing, based on the criteria in
the provision. The regulatory criteria in
the provision regarding whether there is
a need for testing and sampling is in the
current regulations and is considered
clear.
Alinéa 25a) : Les exigences relatives La mention de véhicule de service a été
aux véhicules de service sont prévues à retirée de l’alinéa 25a).
l’article 69; il faudrait donc supprimer
véhicule de service à l’article 25.
Alinéa 25b) : L’intervalle de cinq ans
pour les inspections complètes devrait
être enlevé puisqu’il y a un objectif réglementaire clair.
La réglementation axée sur les buts est
un mélange de style axé sur les buts et
le rendement et de style plus normatif.
Le règlement actuel prescrit un intervalle de quatre ans. La prescription d’un
intervalle maximum – augmenté à cinq
ans par souci d’uniformité avec bien des
normes et codes de l’industrie – contribuera à assurer la sécurité, la protection
de l’environnement et la prévention du
gaspillage.
Article 27 : La disposition ne permet Le paragraphe (2) a été ajouté pour faire
pas à l’exploitant d’évaluer le risque, suite à la recommandation.
d’appliquer les mesures d’atténuation
puis de planifier les travaux à exécuter.
Article 51 : L’exploitant devrait décider
s’il faut faire des mises à l’essai et des
échantillonnages, non pas l’organisme
de réglementation. Le libellé actuel (S’il
y a lieu de croire que des données sur
la pression des réservoirs ou des échantillons de fluide contribueraient sensiblement à l’évaluation du réservoir et
de la géologie des lieux) est subjectif.
Aux termes de l’article 51, il incombe
clairement à l’exploitant de déterminer
s’il faut faire des mises à l’essai en
fonction des critères précisés. Les critères réglementaires pour déterminer le
besoin de faire des mises à l’essai et des
échantillonnages se trouvent dans le
règlement actuel et sont considérés
comme clairs.
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
Summary of Comment
Summary of Response
Résumé du commentaire
Résumé de la réponse
Section 67: the requirement to notify
the Board of emergency flaring or venting of gas should provide flexibility to
use reports or records currently prepared by the operator.
While the provision had the recommended flexibility, it was revised to
provide clarity about other types of reports or records that could be used.
This same revision was made to section 68, burning of oil.
Article 67 : Pour les cas d’urgence de
brûlage à la torche ou de rejet de gaz
dans l’atmosphère, qui doivent être signalés à l’Office, l’exploitant devrait
avoir le choix d’utiliser des rapports ou
des dossiers déjà rédigés.
La disposition offre déjà cette souplesse, mais elle a tout de même été
modifiée pour clarifier les autres types
de rapports ou de dossiers pouvant être
utilisés.
La même modification a été apportée à
l’article 68, sur le brûlage de pétrole.
Section 69: recommendation to include
reference to certification in the provision and to include reference to
recognized standards and applicable
regulations.
Reference to certification is not needed,
as this provision is not referred to in the
Certificate of Fitness Regulations.
With respect to reference to recognized
standards and applicable regulations in
the provision itself, these terms are considered too vague to serve as effective
regulatory objectives.
Operators would identify the means to
meet the requirements of this provision.
Article 69 : Il est suggéré d’inclure un Le renvoi aux certificats n’est pas nérenvoi au certificat, aux normes recon- cessaire vu que cette disposition n’est
nues et au règlement applicable.
pas mentionnée dans le Règlement sur
le forage et la production.
En ce qui a trait au renvoi à des normes
reconnues et aux règlements applicables
dans la disposition elle-même, ces termes sont jugés trop vagues pour servir
d’objectifs réglementaires efficaces.
Les exploitants détermineraient les
moyens de répondre aux exigences de
cette disposition.
Definition of Incident and section 76
Incident Reporting: recommendation to
remove requirement to notify the Board
of near misses (Note: section 75 in the
COGOA version).
Near miss recording and investigation
by operators is considered essential for
continually identifying hazards and for
evaluating and managing associated
risks. Near misses can also be used as
an indicator of safety and environmental protection performance.
The incident reporting provision requires that operators notify the Board of
each incident but does not require the
submission of the investigation report.
Since an operator would be generating
records of near misses, it is not considered onerous that the Board be notified
of these incidents.
Upon consideration of the comments
received, five revisions were made to
clarify “near misses” and incident
investigation.
First, to improve clarity, a definition of
“near miss” was created and the reference removed from the definition of
incident. Explicit reference to “near
miss” was included in section 75/76 and
to other provisions where the term “incident” was used (sections 5(2)(f), 77(b)
and section 87 (COGOA version) or 88
(Accord Act versions).
Second, the words “persons” and “support craft” were added to both the definition and section 75/76 to improve
regulatory clarity.
Third, paragraph (a) was revised to ensure consistency with paragraph (b).
Fourth, the list of incidents and near
misses for which investigation reports
must be submitted to the Board was
revised to focus the reporting requirements on events listed in the definition
of incident with higher potential for
safety or environmental consequences.
Of note, a spill is, by definition, included in “pollution.”
Lastly, the use of “incident” in subsection 70(2) was revised to “fact”, as the
circumstances described in that provision did not fall within the definition of
incident.
Définition d’incident et signalement des
incidents à l’article 76 : Il est suggéré
d’enlever l’exigence de signaler les
quasi-accidents à l’Office (Nota : article 75 de la LOPC).
La consignation des quasi-accidents et
l’enquête effectuées par les exploitants
sont jugées essentielles pour continuellement repérer les dangers et pour évaluer et maîtriser les risques connexes.
Les quasi-accidents peuvent aussi servir d’indicateur de rendement en matière de sécurité et de protection de
l’environnement.
La disposition sur le signalement des
incidents exige que les exploitants signalent chaque indicent à l’Office, mais
la soumission d’un rapport d’enquête
n’est pas requise.
Les exploitants consignent normalement les quasi-accidents; le signalement
à l’Office ne représente donc pas une
tâche exigeante.
Après examen des commentaires, cinq
modifications ont été apportées pour
clarifier « quasi-accident » et « enquête
sur les incidents ».
Premièrement, par souci de clarté, le
terme « quasi-accident » a été défini et
retiré de la définition du terme « incident ». Un renvoi explicite à « quasiaccident » a été inclus à l’article 75/76
et à d’autres dispositions où le terme
« incident » figurait [alinéas 5(2)f) et
77b) et article 87 de la version de la
LOPC, ou article 88 des versions du
règlement d’application des lois de mise
en œuvre des accords].
Deuxièmement, les mots « personnes »
et « véhicule de service » ont été ajoutés
à la définition et à l’article 75/76 pour
clarifier le règlement.
Troisièmement, l’alinéa a) a été révisé
pour assurer l’uniformité avec l’alinéa b).
Quatrièmement, la liste d’incidents et
de quasi-incidents pour lesquels des
rapports d’enquête doivent être soumis
à l’Office a été revue de manière à
focaliser les exigences en matière de
rapports sur les situations énumérées
dans la définition d’incident qui risquent le plus de compromettre la sécurité ou la protection de l’environnement.
Il est à noter qu’un déversement est, par
définition, inclus dans « pollution ».
Enfin, le terme « incident » au paragraphe 70(2) a été remplacé par « fait », vu
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Summary of Comment
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
Summary of Response
Résumé du commentaire
Résumé de la réponse
que les circonstances décrites dans cette
disposition ne correspondent pas à la
définition d’incident.
Section 86 Annual Production Report
(Accord Act versions only): recommended removal of requirement to estimate costs
This issue was discussed extensively
with stakeholders during development
of the regulations.
The rationale for the inclusion of operating and capital expenditures in the
Accord Act versions of this provision,
as well as an explanation of how these
requirements are within the scope of the
Acts, was provided in the Regulatory
Impact Analysis Statement (RIAS) published with the regulations in the Canada Gazette, Part I.
The RIAS also explains how the information is required for effective regulatory oversight to ensure appropriate
production and management of the
resource in order to prevent waste and
its relevance to maximum recovery.
However, in response to some of the
comments, the provision was modified
to improve clarity. The requirements
related to provision of provision of
estimates of operating expenses for the
current year and the next two years was
moved to a separate subsection (2) and
the term “forecasts” was revised to
“estimates.”
Article 86 — Rapport annuel de production (versions du règlement d’application des lois de mise en œuvre des
accords seulement) : Il est suggéré d’enlever l’exigence relative à l’estimation
des coûts.
Ce point a fait l’objet d’une longue
discussion avec les parties prenantes
durant l’élaboration du règlement.
Le raisonnement qui sous-tend l’ajout
des frais d’exploitation et des dépenses
en immobilisations dans la version des
lois de mise en œuvre des accords de
cette disposition, de même que le texte
expliquant comment ces exigences relèvent des lois, sont fournis dans le
Résumé de l’étude d’impact de la réglementation (REIR) publié avec le règlement dans la Partie I de la Gazette du
Canada.
Le REIR explique aussi comment l’information est requise pour assurer une
surveillance réglementaire efficace garantissant une production et une gestion
adéquates des ressources afin de prévenir le gaspillage, et comment cela
est pertinent pour une récupération
maximale.
Toutefois, en réponse à certains commentaires, nous avons clarifié la disposition. L’obligation de fournir des
estimations relatives aux frais d’exploitation pour l’exercice courant et les
deux années suivantes a été déplacée au
paragraphe (2); de plus, le terme
« prévisions » a été remplacé par
« estimations ».
Section 90 (COGOA version)/ section 91 (Accord Act versions): recommendation to remove this section or to
add clarity as to the intent of the section
and the types of reports to be identified.
The provision contains a clear regulatory requirement. As discussed during
the consultation process during the
development of the regulations, the
scope of studies or applied research
must be within the scope of the
regulations.
This provision has been revised to allow
operators to make the Board aware of
the report(s) at least on an annual basis,
reducing any burden to inform the
Board on a more frequent basis.
Article 90 (versions de la LOPC) et
article 91 (règlement d’application des
lois de mise en œuvre des accords) : Il
est suggéré de supprimer cette disposition ou de clarifier le but visé et les
rapports.
La disposition renferme une exigence
réglementaire claire. Conformément à
ce qui a été discuté durant le processus
de consultation, la portée des études ou
de la recherche appliquée doit respecter
le champ d’application du règlement.
Cette disposition a été révisée de manière à permettre aux exploitants d’aviser l’Office des rapports produits au
moins une fois par année, réduisant la
nécessité de le faire plus souvent.
Other revisions
Autres modifications
In addition to revisions made in response to stakeholder comments, minor revisions were made to clarify wording and address
gaps.
First, two changes were made in the list of required elements in
plans that must accompany an application for an authorization. In
the Safety Plan section (COGOA version only), paragraph 8(g)
was revised to add “marine land fast ice” to the list of circumstances where measures to ensure protection of the installation
must be included in the plan. This revision is consistent with current practice and will promote regulatory certainty and clarity. In
the Environmental Protection Plan section (all three versions)
paragraph 9(c) was inadvertently missed in earlier versions of the
regulations and was inserted to ensure consistency with paragraph 8(c) Safety Plan.
Outre les changements effectués en réponse aux commentaires
des parties prenantes, des modifications mineures ont été apportées pour clarifier le libellé et combler les lacunes.
Premièrement, deux changements ont été apportés à la liste des
éléments requis devant accompagner toute demande d’autorisation. À l’article relatif au plan concernant la sécurité (version du
règlement d’application de la LOPC seulement), l’alinéa 8g) a été
modifié de manière à ajouter « banquise côtière » à la liste des
circonstances exigeant l’ajout de mesures visant à protéger les
installations. Cette modification est compatible avec les pratiques
actuelles et elle favorise la certitude et la clarté réglementaires. À
l’article portant sur le plan de protection de l’environnement
(dans les trois versions), l’alinéa 9c), qui avait été oublié dans les
versions précédentes du règlement, a été ajouté afin d’assurer la
cohérence avec l’alinéa 8c) du plan concernant la sécurité.
Deuxièmement, les exigences relatives aux systèmes de gestion
ont été clarifiées en ce qui a trait aux titulaires d’autorisations en
place. L’article 18 du règlement exige que les exploitants se conforment aux exigences relatives aux systèmes de gestion précisées
Second, the management systems requirements were clarified
with respect to holders of existing authorizations. Section 18 of
the regulations requires operators to ensure compliance with the
management system referred to in section 5. An “operator” is, by
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-315
definition, the holder of an authorization. To ensure clarity, a
transitional provision was included requiring all operators, at the
time that the regulations come into force, to comply with section 5.
Finally, three revisions were made to the list of provisions in
the Drilling and Production Regulations listed in Part 3 of the
Schedule to the Certificate of Fitness Regulations. These revisions adjust the scope of work for the Certifying Authority for
consistency with current practice.
• 5(2)(e) was modified to exempt support craft
• 45 was limited to paragraphs (a) and (b)
• 62 was limited to paragraphs (a) to (c)
à l’article 5. Par définition, un exploitant est titulaire d’une autorisation. Par souci de clarté, une disposition transitoire a été incluse
pour assurer la conformité à l’article 5 dès l’entrée en vigueur du
règlement.
Finalement, trois modifications ont été apportées à la liste des
dispositions du Règlement sur le forage et la production figurant
à la partie 3 de l’annexe du Règlement sur les certificats de conformité. Ces modifications adaptent la portée des travaux pour la
société d’accréditation selon les pratiques utilisées.
• 5(2)e) modifié de manière à retirer les véhicules de service
• 45 limité aux alinéas a) et b)
• 62 limité aux alinéas a) et c)
Implementation, enforcement and service standards
Mise en œuvre, application et normes de service
Under the Acts, the National Energy Board, the CanadaNewfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board, and the
Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board are responsible
for ensuring compliance and enforcement of these Regulations
within their respective jurisdictions. Compliance and enforcement
provisions exist under the Acts and, therefore, no change to compliance and enforcement authorities or responsibilities will result
from the Regulations.
En vertu des lois, l’Office national de l’énergie, l’Office
Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers et l’Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures
extracôtiers sont responsables d’assurer le respect et l’application
de ce règlement dans leur territoire respectif. Les lois renferment
des dispositions traitant du respect et de l’application; par conséquent, le Règlement n’entraînera aucune modification des autorités ou des responsabilités concernant le respect et l’application.
Contacts
Personnes-ressources
Technical issues
Questions techniques
Michael Hnetka
Advisor, Regulations
Frontier Lands Management
Natural Resources Canada
580 Booth Street
Ottawa, Ontario
K1A 0E4
Telephone: 613-992-2916
Fax: 613-943-2274
Email: mhnetka@nrcan.gc.ca
Michael Hnetka
Conseiller, Règlements
Gestion des régions pionnières
Ressources naturelles Canada
580, rue Booth
Ottawa (Ontario)
K1A 0E4
Téléphone : 613-992-2916
Télécopieur : 613-943-2274
Courriel : mhnetka@nrcan.gc.ca
Media contact
Liaison avec les médias
Media Relations
Natural Resources Canada
Telephone: 613-992-4447
Email: media@nrcan.gc.ca
Relations avec les médias
Ressources naturelles Canada
Téléphone : 613-992-4447
Courriel : media@nrcan.gc.ca
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-316
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
November 26, 2009
Enregistrement
DORS/2009-316
Le 26 novembre 2009
CANADA-NEWFOUNDLAND ATLANTIC ACCORD
IMPLEMENTATION ACT
LOI DE MISE EN ŒUVRE DE L’ACCORD ATLANTIQUE
CANADA — TERRE-NEUVE
Newfoundland Offshore Petroleum Drilling and
Production Regulations
Règlement sur le forage et la production relatifs
aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de
Terre-Neuve
P.C. 2009-1891
C.P. 2009-1891
November 26, 2009
Le 26 novembre 2009
Whereas, pursuant to subsection 150(1) of the CanadaNewfoundland Atlantic Accord Implementation Acta, a copy of the
proposed Newfoundland Offshore Petroleum Drilling and Production Regulations, substantially in the annexed form, was published in the Canada Gazette, Part I on April 18, 2009 and interested persons were given an opportunity to make representations
to the Minister of Natural Resources with respect to the proposed
Regulations;
And whereas, pursuant to section 7 of that Act, the Minister of
Natural Resources has consulted the Provincial Minister with
respect to the proposed Regulations and the latter has given his
approval for the making of those Regulations;
Therefore, Her Excellency the Governor General in Council,
on the recommendation of the Minister of Natural Resources,
pursuant to subsection 149(1)b of the Canada-Newfoundland Atlantic Accord Implementation Acta, hereby makes the annexed
Newfoundland Offshore Petroleum Drilling and Production
Regulations.
Attendu que, conformément au paragraphe 150(1) de la Loi de
mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuvea, le
projet de règlement intitulé Règlement sur le forage et la production pour hydrocarbures dans la zone extracôtière de TerreNeuve, conforme en substance au texte ci-après, a été publié dans
la Gazette du Canada Partie I, le 18 avril 2009 et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet
égard à la ministre des Ressources naturelles;
Attendu que, conformément à l’article 7 de cette loi, la ministre
des Ressources naturelles a consulté son homologue provincial
sur ce projet de règlement et que ce dernier a donné son approbation à la prise du règlement,
À ces causes, sur recommandation de la ministre des Ressources naturelles et en vertu du paragraphe 149(1)b de la Loi de mise
en œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuvea, Son
Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures
dans la zone extracôtière de Terre-Neuve, ci-après.
NEWFOUNDLAND OFFSHORE PETROLEUM
DRILLING AND PRODUCTION
REGULATIONS
RÈGLEMENT SUR LE FORAGE ET LA PRODUCTION
RELATIFS AUX HYDROCARBURES DANS LA ZONE
EXTRACÔTIÈRE DE TERRE-NEUVE
INTERPRETATION
DÉFINITIONS ET INTERPRÉTATION
1. (1) The following definitions apply in these Regulations.
“abandoned”, in relation to a well, means a well or part of a well
that has been permanently plugged. (abandonné)
“Act” means the Canada-Newfoundland Atlantic Accord Implementation Act. (Loi)
“artificial island” means a humanly constructed island to provide
a site for the exploration and drilling, or the production, storage, transportation, distribution, measurement, processing or
handling, of petroleum. (île artificielle)
“authorization” means an authorization issued by the Board under
paragraph 138(1)(b) of the Act. (autorisation)
“barrier” means any fluid, plug or seal that prevents petroleum or
any other fluid from flowing unintentionally from a well or
from a formation into another formation. (barrière)
“casing liner” means a casing that is suspended from a string of
casing previously installed in a well and does not extend to the
wellhead. (tubage partiel)
1. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent
règlement.
« abandonné » Se dit d’un puits ou d’une partie d’un puits qui a
été obturé de façon permanente. (abandoned)
« approbation relative à un puits » Approbation accordée par
l’Office en vertu de l’article 13. (well approval)
« autorisation » Autorisation délivrée par l’Office en vertu de
l’alinéa 138(1)b) de la Loi. (authorization)
« barrière » Tout fluide, bouchon ou autre dispositif d’étanchéité
qui empêche des hydrocarbures ou tout autre fluide de
s’écouler accidentellement soit d’une formation à une autre soit
d’un puits. (barrier)
« blessure entraînant une perte de temps de travail » Blessure qui
empêche un employé de se présenter au travail ou de
s’acquitter efficacement de toutes les fonctions liées à son travail habituel les jours suivant le jour de l’accident, qu’il
s’agisse ou non de jours ouvrables pour lui. (lost or restricted
workday injury)
———
———
a
a
b
S.C. 1987, c. 3
S.C. 1992, c. 35, s. 63
2352
b
L.C. 1987, ch. 3
L.C. 1992, ch. 35, art. 63
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
“commingled production” means production of petroleum from
more than one pool or zone through a common well-bore or
flow line without separate measurement of the production from
each pool or zone. (production mélangée)
“completed”, in relation to a well, means a well that is prepared
for production or injection operations. (complété)
“completion interval” means a section within a well that is prepared to permit the
(a) production of fluids from the well;
(b) observation of the performance of a reservoir; or
(c) injection of fluids into the well. (intervalle de
complétion)
“conductor casing” means the casing that is installed in a well to
facilitate drilling of the hole for the surface casing. (tubage
initial)
“drilling program” means the program for the drilling of one or
more wells within a specified area and time using one or more
drilling installations and includes any work or activity related
to the program. (programme de forage)
“environmental protection plan” means the environmental protection plan submitted to the Board under section 6. (plan de protection de l’environnement)
“flow allocation procedure” means the procedure to
(a) allocate total measured quantities of petroleum and water
produced from or injected into a pool or zone back to individual wells in a pool or zone where individual well production or injection is not measured separately; and
(b) allocate production to fields that are using a common
storage or processing facility. (méthode de répartition du
débit)
“flow calculation procedure” means the procedure to be used to
convert raw meter output to a measured quantity of petroleum
or water. (méthode de calcul du débit)
“flow system” means the flow meters, auxiliary equipment attached to the flow meters, fluid sampling devices, production
test equipment, the master meter and meter prover used to
measure and record the rate and volumes at which fluids are
(a) produced from or injected into a pool;
(b) used as a fuel;
(c) used for artificial lift; or
(d) flared or transferred from a production installation. (système d’écoulement)
“fluid” means gas, liquid or a combination of the two. (fluide)
“formation flow test” means an operation
(a) to induce the flow of formation fluids to the surface of a
well to procure reservoir fluid samples and determine reservoir flow characteristics; or
(b) to inject fluids into a formation to evaluate injectivity.
(essai d’écoulement de formation)
“incident” means
(a) any event that causes
(i) a lost or restricted workday injury,
(ii) death,
(iii) fire or explosion,
(iv) a loss of containment of any fluid from a well,
(v) an imminent threat to the safety of a person, installation or support craft, or
« blessure sans gravité » Lésion professionnelle, autre qu’une
blessure entraînant une perte de temps de travail, qui fait l’objet
d’un traitement médical ou de premiers soins. (minor injury)
« câble » Câble renfermant un fil conducteur et servant à la manœuvre d’instruments de sondage ou d’autres outils dans un
puits. (wire line)
« câble lisse » Câble en acier monobrin servant à la manœuvre
d’outils dans un puits. (slick line)
« cessation » S’entend de l’abandon, de la complétion, ou de la
suspension de l’exploitation d’un puits. (termination)
« complété » Se dit d’un puits qui a été préparé en vue de travaux
de production ou d’injection. (completed)
« conditions environnementales » Conditions météorologiques,
océanographiques et conditions connexes, notamment l’état des
glaces, qui peuvent influer sur les activités visées par
l’autorisation. (physical environmental conditions)
« contrôle d’un puits » Contrôle de la circulation des fluides qui
pénètrent dans un puits ou en sortent. (well control)
« couche » Couche ou séquence de couches, y compris, pour
l’application de la définition de « production mélangée », de
l’article 7, du paragraphe 61(2), des articles 64 à 66 et 74, du
paragraphe 83(2) et de l’article 86, toute couche désignée
comme telle par l’Office en vertu de l’article 4. (zone)
« date de libération de l’appareil de forage » Date à laquelle un
appareil de forage a exécuté des travaux pour la dernière fois
dans un puits. (rig release date)
« déchets » Détritus, rebuts, eaux usées, fluides résiduels ou autres matériaux inutilisables produits au cours des activités de
forage, des travaux relatifs à un puits ou des travaux de production, y compris les fluides et les déblais de forage usés ou excédentaires, ainsi que l’eau produite. (waste material)
« essai au prorata » Essai effectué dans un puits d’exploitation
visé par un plan de mise en valeur pour en mesurer le débit des
fluides produits à des fins de répartition. (proration test)
« essai d’écoulement de formation » Opération visant, selon le
cas :
a) à provoquer l’écoulement des fluides de formation vers la
surface d’un puits afin d’obtenir des échantillons des fluides
du réservoir et de déterminer les caractéristiques de
l’écoulement de celui-ci;
b) à injecter des fluides dans une formation afin d’évaluer
l’injectivité. (formation flow test)
« exploitant » Personne qui est titulaire à la fois d’un permis de
travaux délivré en vertu de l’alinéa 138(1)a) de la Loi et d’une
autorisation. (operator)
« fluide » Gaz, liquide ou combinaison des deux. (fluid)
« fond marin » Partie de la croûte terrestre formant le fond des
océans. (seafloor)
« île artificielle » Île construite de toutes pièces afin de servir
d’emplacement pour la prospection et le forage, ou pour la production, le stockage, le transport, la distribution, la mesure, le
traitement ou la manutention des hydrocarbures. (artificial
island)
« incident »
a) Événement qui entraîne l’une ou l’autre des situations
suivantes :
(i) une blessure entraînant une perte de temps de travail,
(ii) une perte de vie,
(iii) un incendie ou une explosion,
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
(vi) pollution;
(b) any event that results in a missing person; or
(c) any event that causes
(i) the impairment of any structure, facility, equipment or
system critical to the safety of persons, an installation or
support craft, or
(ii) the impairment of any structure, facility, equipment or
system critical to environmental protection. (incident)
“lost or restricted workday injury” means an injury that prevents
an employee from reporting for work or from effectively performing all the duties connected with the employee’s regular
work on any day subsequent to the day on which the injury occurred whether or not that subsequent day is a working day for
that employee. (blessure entraînant une perte de temps de
travail)
“minor injury” means an employment injury for which medical
treatment or first aid is provided and excludes a lost or restricted workday injury. (blessure sans gravité)
“multi-pool well” means a well that is completed in more than
one pool. (puits à gisements multiples)
“natural environment” means the physical and biological environment. (milieu naturel)
“near-miss” means an event that would likely cause an event set
out in paragraph (a) of the definition of “incident”, but does not
due to particular circumstances. (quasi-incident)
“operator” means a person that holds an operating licence
under paragraph 138(1)(a) of the Act and an authorization.
(exploitant)
“physical environmental conditions” means the meteorological,
oceanographic and related physical conditions, including ice
conditions, that might affect a work or activity that is subject to
an authorization. (conditions environnementales)
“pollution” means the introduction into the natural environment
of any substance or form of energy outside the limits applicable
to the activity that is subject to an authorization, including
spills. (pollution)
“production control system” means the system provided to control the operation of, and monitor the status of, equipment for
the production of petroleum, and includes the installation and
workover control system. (système de contrôle de la
production)
“production project” means an undertaking for the purpose of
developing a production site on, or producing petroleum from,
a pool or field, and includes any work or activity related to the
undertaking. (projet de production)
“proration test” means, in respect of a development well to which
a development plan applies, a test conducted to measure the
rates at which fluids are produced from the well for allocation
purposes. (essai au prorata)
“recovery” means the recovery of petroleum under reasonably foreseeable economic and operational conditions.
(récupération)
“relief well” means a well drilled to assist in controlling a blowout in an existing well. (puits de secours)
“rig release date” means the date on which a rig last conducted
well operations. (date de libération de l’appareil de forage)
“safety plan” means the safety plan submitted to the Board under
section 6. (plan de sécurité)
2354
(iv) une défaillance du confinement d’un fluide provenant
d’un puits,
(v) une menace imminente à la sécurité d’une personne,
d’une installation ou d’un véhicule de service,
(vi) de la pollution;
b) événement à la suite duquel une personne est portée disparue;
c) événement qui nuit :
(i) soit au fonctionnement d’une structure, de matériel,
d’un équipement ou d’un système essentiel au maintien de
la sécurité des personnes ou de l’intégrité d’une installation ou d’un véhicule de service,
(ii) soit au fonctionnement d’une structure, de matériel,
d’un équipement ou d’un système essentiel à la protection
de l’environnement. (incident)
« intervalle de complétion » Section aménagée dans un puits en
vue de l’une des activités suivantes :
a) la production de fluides à partir du puits;
b) l’observation du rendement d’un réservoir;
c) l’injection de fluides dans le puits. (completion interval)
« Loi » La Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique
Canada — Terre-Neuve. (Act)
« méthode de calcul du débit » Méthode utilisée pour convertir le
débit brut d’un compteur en une quantité mesurée d’hydrocarbures ou d’eau. (flow calculation procedure)
« méthode de répartition du débit » Méthode servant à :
a) répartir les quantités mesurées totales d’hydrocarbures et
d’eau qui sont produits par un gisement ou une couche ou y
sont injectés, entre les différents puits faisant partie d’un gisement ou d’une couche où la production ou l’injection n’est
pas mesurée séparément pour chaque puits;
b) répartir la production entre les champs où le stockage ou
le traitement se fait dans une installation commune. (flow allocation procedure)
« milieu naturel » Milieu physique et biologique. (natural
environment)
« plan de protection de l’environnement » Plan de protection de
l’environnement remis à l’Office conformément à l’article 6.
(environmental protection plan)
« plan de sécurité » Plan en matière de sécurité remis à l’Office
conformément à l’article 6. (safety plan)
« pollution » Introduction dans le milieu naturel de toute substance ou forme d’énergie au-delà des limites applicables à
l’activité visée par l’autorisation. La présente définition vise
également les rejets. (pollution)
« production mélangée » Production d’hydrocarbures provenant
de plusieurs gisements ou couches et circulant dans la même
conduite ou dans le même trou de sonde, sans mesurage distinct de la production de chaque gisement ou couche. (commingled production)
« programme de forage » Programme relatif au forage d’un ou de
plusieurs puits, dans une région donnée et au cours d’une période déterminée, au moyen d’une ou de plusieurs installations
de forage. Y sont assimilées les activités connexes au programme. (drilling program)
« projet de production » Projet visant la mise en valeur d’un emplacement de production ou la production d’hydrocarbures à
partir d’un champ ou d’un gisement, y compris les activités
connexes au projet. (production project)
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
“seafloor” means the surface of all that portion of land under the
sea. (fond marin)
“slick line” means a single steel cable used to run tools in a well.
(câble lisse)
“support craft” means a vessel, vehicle, aircraft, standby vessel or
other craft used to provide transportation for or assistance to
persons on the site where a work or activity is conducted.
(véhicule de service)
“surface casing” means the casing that is installed in a well to a
sufficient depth, in a competent formation, to establish well
control for the continuation of the drilling operations. (tubage
de surface)
“suspended”, in relation to a well or part of a well, means a well
or part of a well in which drilling or production operations have
temporarily ceased. (suspension de l’exploitation)
“termination” means the abandonment, completion or suspension
of a well’s operations. (cessation)
“waste material” means any garbage, refuse, sewage or waste
well fluids or any other useless material that is generated during drilling, well or production operations, including used or
surplus drilling fluid and drill cuttings and produced water.
(déchets)
“well approval” means the approval granted by the Board under
section 13. (approbation relative à un puits)
“well-bore” means the hole drilled by a bit in order to make a
well. (trou de sonde)
“well control” means the control of the movement of fluids into
or from a well. (contrôle d’un puits)
“well operation” means the operation of drilling, completion,
recompletion, intervention, re-entry, workover, suspension or
abandonment of a well. (travaux relatifs à un puits)
“wire line” means a line that contains a conductor wire and that is
used to run survey instruments or other tools in a well. (câble)
“workover” means an operation on a completed well that
requires removal of the Christmas tree or the tubing.
(reconditionnement)
“zone” means any stratum or any sequence of strata and includes,
for the purposes of the definition “commingled production”,
section 7, subsection 61(2), sections 64 to 66 and 74, subsection 83(2) and section 86, a zone that has been designated as
such by the Board under section 4. (couche)
(2) In these Regulations, “delineation well”, “development
well” and “exploratory well” have the same meaning as in subsection 119(1) of the Act.
« puits à gisements multiples » Puits complété dans plus d’un
gisement. (multi-pool well)
« puits de secours » Puits foré pour aider à contrôler l’éruption
d’un puits existant. (relief well)
« quasi-incident » Événement qui serait susceptible d’entraîner
une des situations visées à l’alinéa a) de la définition de « incident » mais qui, en raison de circonstances particulières, n’en
entraîne pas. (near-miss)
« reconditionnement » Opération pratiquée sur un puits
complété et exigeant le retrait de la tête d’éruption ou du tube.
(workover)
« récupération » Récupération d’hydrocarbures dans des conditions économiques et opérationnelles normalement prévisibles.
(recovery)
« suspension de l’exploitation » S’agissant d’un puits ou d’une
partie d’un puits, interruption temporaire des activités de forage
ou des travaux de production. (suspended)
« système de contrôle de la production » Système servant au
contrôle du fonctionnement de l’équipement de production
d’hydrocarbures et à la surveillance de son état, y compris le
système de régulation de l’installation et du reconditionnement.
(production control system)
« système d’écoulement » Les débitmètres et l’équipement auxiliaire qui y est fixé, les dispositifs d’échantillonnage de fluides,
l’équipement pour les essais de production, le compteur principal et le compteur étalon servant à mesurer et à enregistrer le
débit et le volume des fluides qui, selon le cas :
a) sont produits par un gisement ou y sont injectés;
b) sont utilisés comme combustibles;
c) sont utilisés pour l’ascension artificielle;
d) sont brûlés à la torche ou transférés d’une installation de
production. (flow system)
« travaux relatifs à un puits » Travaux liés au forage, à la complétion, à la remise en production, au reconditionnement, à la suspension de l’exploitation, à l’abandon ou à la rentrée d’un puits
ou à l’intervention dans un puits. (well operation)
« trou de sonde » Trou foré au moyen d’un trépan pour le creusage d’un puits. (well-bore)
« tubage de surface » Tubage installé assez profondément dans un
puits, dans une formation compétente, pour assurer le contrôle
du puits en vue de la poursuite des travaux de forage. (surface
casing)
« tubage initial » Tubage installé dans un puits pour faciliter le
forage du trou dans lequel sera introduit le tubage de surface.
(conductor casing)
« tubage partiel » Tubage suspendu à un train de tubage installé
antérieurement dans un puits et qui n’atteint pas la tête du
puits. (casing liner)
« véhicule de service » Navire, véhicule, aéronef, navire de secours ou autre moyen de transport ou d’aide destiné aux personnes se trouvant à un emplacement où sont menées des activités. (support craft)
(2) Dans le présent règlement, « puits de délimitation », « puits
d’exploitation » et « puits d’exploration » s’entendent au sens du
paragraphe 119(1) de la Loi.
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(3) In these Regulations, “drilling installation”, “drilling rig”,
“drilling unit”, “drill site”, “installation”, “production installation”, “production operation”, “production site” and “subsea production system” have the same meaning as in subsection 2(1) of
the Newfoundland Offshore Petroleum Installations Regulations.
(5) For the purpose of section 193.2 of the Act, any installation
is prescribed as an installation.
(3) Dans le présent règlement, « appareil de forage », « emplacement de forage », « emplacement de production », « installation », « installation de forage », « installation de production »,
« système de production sous-marin », « travaux de production »
et « unité de forage » s’entendent au sens du paragraphe 2(1) du
Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone
extracôtière de Terre-Neuve.
(4) Les définitions qui suivent s’appliquent à l’alinéa 138(4)c)
de la Loi.
« matériel de production » Équipement de production d’hydrocarbures se trouvant à l’emplacement de production, y compris
le matériel de séparation, de traitement et de transformation, les
équipements et le matériel utilisés à l’appui des travaux de production, les aires d’atterrissage, les héliports, les aires ou les réservoirs de stockage et les logements du personnel connexes.
La présente définition exclut toute plate-forme, toute île artificielle, tout système de production sous-marin, tout équipement
de forage et tout système de plongée connexes. (production
facility)
« plate-forme de production » S’entend de tout matériel de production, ainsi que de tout système de production sous-marin,
plate-forme, île artificielle, système de chargement extracôtier,
équipement de forage, matériel lié aux activités maritimes et
système de plongée non autonome connexes. (production
platform)
(5) Pour l’application de l’article 193.2 de la Loi, toute installation est une installation désignée.
PART 1
PARTIE 1
BOARD’S POWERS
POUVOIRS DE L’OFFICE
SPACING
ESPACEMENT
2. The Board is authorized to make orders respecting the allocation of areas, including the determination of the size of spacing
units and the well production rates for the purpose of drilling for
or producing petroleum and to exercise any powers and perform
any duties that may be necessary for the management and control
of petroleum production.
2. L’Office est autorisé à rendre des ordonnances concernant
l’attribution de secteurs, notamment en ce qui a trait à la dimension des unités d’espacement et au taux de production des puits
aux fins de forage ou de production d’hydrocarbures, et à exercer
les attributions nécessaires à la gestion et au contrôle de la production d’hydrocarbures.
NAMES AND DESIGNATIONS
NOMS ET DÉSIGNATIONS
3. The Board may give a name, classification or status to any
well and may change that name, classification or status.
4. The Board may also
(a) designate a zone for the purposes of these Regulations;
(b) give a name to a pool or field; and
(c) define the boundaries of a pool, zone or field for the purpose of identifying it.
3. L’Office peut attribuer un nom, une classe ou un statut à un
puits et les modifier.
4. L’Office peut en outre :
a) désigner comme telle une couche pour l’application du présent règlement;
b) attribuer un nom à un gisement ou à un champ;
c) définir les limites d’un gisement, d’une couche ou d’un
champ à des fins d’identification.
(4) The following definitions apply for the purposes of paragraph 138(4)(c) of the Act:
“production facility” means equipment for the production of petroleum located at a production site, including separation, treating and processing facilities, equipment and facilities used in
support of production operations, landing areas, heliports, storage areas or tanks and dependent personnel accommodations,
but not including any associated platform, artificial island, subsea production system, drilling equipment or diving system.
(matériel de production)
“production platform” means a production facility and any associated platform, artificial island, subsea production system, offshore loading system, drilling equipment, facilities related to
marine activities and dependent diving system. (plate-forme de
production)
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PART 2
PARTIE 2
MANAGEMENT SYSTEM, APPLICATION FOR
AUTHORIZATION AND WELL APPROVALS
SYSTÈME DE GESTION, DEMANDE D’AUTORISATION
ET APPROBATIONS RELATIVES À UN PUITS
MANAGEMENT SYSTEM
SYSTÈME DE GESTION
5. (1) The applicant for an authorization shall develop an effective management system that integrates operations and technical systems with the management of financial and human resources to ensure compliance with the Act and these Regulations.
(4) The management system shall correspond to the size, nature
and complexity of the operations and activities, hazards and risks
associated with the operations.
5. (1) La personne qui demande une autorisation est tenue
d’élaborer un système de gestion efficace qui intègre les systèmes
opérationnels et techniques et la gestion des ressources humaines
et financières pour assurer l’observation de la Loi et du présent
règlement.
(2) Le système de gestion doit comprendre :
a) un énoncé des politiques qui en constituent le fondement;
b) des processus permettant de fixer des objectifs en vue
d’améliorer la sécurité, la protection de l’environnement et la
prévention du gaspillage;
c) des processus permettant de repérer les dangers et d’évaluer
et maîtriser les risques connexes;
d) des processus permettant de veiller à ce que les membres du
personnel soient formés et disposent des compétences nécessaires pour remplir leurs fonctions;
e) des processus permettant de garantir et de préserver l’intégrité du matériel, des structures, des installations, des véhicules
de service et des équipements nécessaires à la sécurité, à la protection de l’environnement et à la prévention du gaspillage;
f) des processus permettant de signaler à l’interne et d’analyser
les dangers, les blessures sans gravité, les incidents et les quasiincidents, et de prendre des mesures correctives pour empêcher
que ceux-ci ne se reproduisent;
g) des documents exposant tous les processus du système de
gestion et les processus visant à faire connaître aux membres
du personnel leurs rôles et leurs responsabilités à cet égard;
h) des processus permettant de veiller à ce que tous les documents relatifs au système soient à jour, valides et approuvés par
le niveau décisionnel compétent;
i) des processus permettant d’effectuer des examens ou des vérifications périodiques du système et d’appliquer des mesures
correctives lorsque les examens ou vérifications révèlent des
manquements au système de gestion et des domaines susceptibles d’amélioration;
j) des dispositions concernant la coordination des fonctions de
gestion et d’exploitation de l’activité projetée, entre le propriétaire de l’installation, les entrepreneurs, l’exploitant et les autres parties, selon le cas;
k) le nom et le titre du poste de la personne qui doit répondre
de l’élaboration et de la tenue du système de gestion et de la
personne chargée de sa mise en œuvre.
(3) La documentation relative au système de gestion doit être
contrôlée et présentée d’une manière logique et systématique pour
en faciliter la compréhension et pour assurer l’application efficace
du système.
(4) Le système de gestion doit être adapté à l’importance, à la
nature et à la complexité des travaux et des activités, ainsi que des
dangers et risques connexes.
APPLICATION FOR AUTHORIZATION
DEMANDE D’AUTORISATION
6. The application for authorization shall be accompanied by
(a) a description of the scope of the proposed activities;
6. La demande d’autorisation est accompagnée des documents
et renseignements suivants :
(2) The management system shall include
(a) the policies on which the system is based;
(b) the processes for setting goals for the improvement of
safety, environmental protection and waste prevention;
(c) the processes for identifying hazards and for evaluating and
managing the associated risks;
(d) the processes for ensuring that personnel are trained and
competent to perform their duties;
(e) the processes for ensuring and maintaining the integrity of
all facilities, structures, installations, support craft and equipment necessary to ensure safety, environmental protection and
waste prevention;
(f) the processes for the internal reporting and analysis of hazards, minor injuries, incidents and near-misses and for taking
corrective actions to prevent their recurrence;
(g) the documents describing all management system processes
and the processes for making personnel aware of their roles and
responsibilities with respect to them;
(h) the processes for ensuring that all documents associated
with the system are current, valid and have been approved by
the appropriate level of authority;
(i) the processes for conducting periodic reviews or audits of
the system and for taking corrective actions if reviews or audits
identify areas of non-conformance with the system and opportunities for improvement;
(j) the arrangements for coordinating the management and
operations of the proposed work or activity among the owner
of the installation, the contractors, the operator and others, as
applicable; and
(k) the name and position of the person accountable for the establishment and maintenance of the system and of the person
responsible for implementing it.
(3) The management system documentation shall be controlled
and set out in a logical and systematic fashion to allow for ease of
understanding and efficient implementation.
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(b) an execution plan and schedule for undertaking those
activities;
(c) a safety plan that meets the requirements of section 8;
(d) an environmental protection plan that meets the requirements of section 9;
(e) information on any proposed flaring or venting of gas, including the rationale and the estimated rate, quantity and period
of the flaring or venting;
(f) information on any proposed burning of oil, including the
rationale and the estimated quantity of oil proposed to be
burned;
(g) in the case of a drilling installation, a description of the
drilling and well control equipment;
(h) in the case of a production installation, a description of the
processing facilities and control system;
(i) in the case of a production project, a field data acquisition
program that allows sufficient pool pressure measurements,
fluid samples, cased hole logs and formation flow tests for a
comprehensive assessment of the performance of development
wells, pool depletion schemes and the field;
(j) contingency plans, including emergency response procedures, to mitigate the effects of any reasonably foreseeable event
that might compromise safety or environmental protection,
which shall
(i) provide for coordination measures with any relevant municipal, provincial, territorial or federal emergency response
plan, and
(ii) in an area where oil is reasonably expected to be encountered, identify the scope and frequency of the field practice
exercise of oil spill countermeasures; and
(k) a description of the decommissioning and abandonment of
the site, including methods for restoration of the site after its
abandonment.
7. (1) If the application for authorization covers a production
installation, the applicant shall also submit to the Board for its
approval the flow system, the flow calculation procedure and the
flow allocation procedure that will be used to conduct the measurements referred to in Part 7.
(2) The Board shall approve the flow system, the flow calculation procedure and the flow allocation procedure if the applicant
demonstrates that the system and procedures facilitate reasonably
accurate measurements and allocate, on a pool or zone basis, the
production from and injection into individual wells.
8. The safety plan shall set out the procedures, practices, resources, sequence of key safety-related activities and monitoring
measures necessary to ensure the safety of the proposed work or
activity and shall include
(a) a summary of and references to the management system
that demonstrate how it will be applied to the proposed work or
activity and how the duties set out in these Regulations with
regard to safety will be fulfilled;
(b) a summary of the studies undertaken to identify hazards and
to evaluate safety risks related to the proposed work or activity;
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a) la description de l’étendue des activités projetées;
b) un plan de mise en œuvre et un calendrier des activités
projetées;
c) un plan de sécurité qui répond aux exigences de l’article 8;
d) un plan de protection de l’environnement qui répond aux
exigences de l’article 9;
e) des renseignements sur le brûlage de gaz à la torche ou le rejet de gaz dans l’atmosphère qui sont prévus, y compris la raison du brûlage ou du rejet et une estimation du taux de rejet,
des quantités de gaz qu’il est prévu de brûler ou de rejeter et de
la période de temps au cours de laquelle le brûlage ou le rejet
aura lieu;
f) des renseignements sur le brûlage de pétrole prévu, y compris la raison du brûlage et une estimation des quantités qu’il
est prévu de brûler;
g) dans le cas d’une installation de forage, la description de
l’équipement de forage et de contrôle des puits;
h) dans le cas d’une installation de production, la description
du matériel de transformation et du système de contrôle;
i) dans le cas d’un projet de production, un programme d’acquisition des données relatives au champ, élaboré de manière à
permettre l’obtention des mesures de la pression du gisement,
des échantillons de fluide, des diagraphies en puits tubé et des
essais d’écoulement de formation du puits nécessaires à une
évaluation complète de la performance des puits d’exploitation,
des scénarios d’épuisement du gisement et du champ;
j) des plans d’urgence, y compris des procédures d’intervention
d’urgence, en vue de réduire les conséquences de tout événement normalement prévisible qui pourrait compromettre la sécurité ou la protection de l’environnement, lesquels doivent :
(i) prévoir des mesures permettant leur coordination avec
tout plan d’intervention d’urgence municipal, provincial, territorial ou fédéral pertinent,
(ii) dans une région où du pétrole peut vraisemblablement
être découvert, préciser l’étendue et la fréquence des exercices d’intervention en cas de rejet de pétrole;
k) une description des procédures de désaffectation et d’abandon du site, y compris les méthodes de rétablissement du site
après l’abandon.
7. (1) Si la demande d’autorisation vise une installation de production, le demandeur soumet aussi à l’approbation de l’Office le
système d’écoulement et les méthodes de calcul et de répartition
du débit qui seront utilisés pour effectuer le mesurage prévu à la
partie 7.
(2) L’Office approuve le système d’écoulement et les méthodes
de calcul et de répartition du débit si le demandeur établit qu’ils
permettent de déterminer de façon suffisamment précise les mesures et répartit, par gisement ou couche, la production et l’injection pour chaque puits.
8. Le plan de sécurité doit prévoir les procédures, les pratiques,
les ressources, la séquence des principales activités en matière de
sécurité et les mesures de surveillance nécessaires pour assurer la
sécurité des activités projetées et doit en outre comporter:
a) un résumé du système de gestion et les renvois à celui-ci qui
démontrent sa mise en œuvre pendant le déroulement des activités projetées et comment le système de gestion permettra de
se conformer aux obligations prévues par le présent règlement
en matière de sécurité;
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(c) a description of the hazards that were identified and the results of the risk evaluation;
(d) a summary of the measures to avoid, prevent, reduce and
manage safety risks;
(e) a list of all structures, facilities, equipment and systems
critical to safety and a summary of the system in place for their
inspection, testing and maintenance;
(f) a description of the organizational structure for the proposed
work or activity and the command structure on the installation,
which clearly explains
(i) their relationship to each other, and
(ii) the contact information and position of the person accountable for the safety plan and of the person responsible
for implementing it;
(g) if the possibility of pack sea ice or drifting icebergs exists at
the drill or production site, the measures to address the protection of the installation, including systems for ice detection, surveillance, data collection, reporting, forecasting and, if appropriate, ice avoidance or deflection; and
(h) a description of the arrangements for monitoring compliance with the plan and for measuring performance in relation to
its objectives.
9. The environmental protection plan shall set out the procedures, practices, resources and monitoring necessary to manage
hazards to and protect the environment from the proposed work
or activity and shall include
(a) a summary of and references to the management system
that demonstrate how it will be applied to the proposed work or
activity and how the duties set out in these Regulations with
regard to environmental protection will be fulfilled;
(b) a summary of the studies undertaken to identify environmental hazards and to evaluate environmental risks relating to
the proposed work or activity;
(c) a description of the hazards that were identified and the results of the risk evaluation;
(d) a summary of the measures to avoid, prevent, reduce and
manage environmental risks;
(e) a list of all structures, facilities, equipment and systems
critical to environmental protection and a summary of the system in place for their inspection, testing and maintenance;
(f) a description of the organizational structure for the proposed
work or activity and the command structure on the installation,
which clearly explains
(i) their relationship to each other, and
(ii) the contact information and position of the person accountable for the environmental protection plan and the person responsible for implementing it;
(g) the procedures for the selection, evaluation and use of
chemical substances including process chemicals and drilling
fluid ingredients;
(h) a description of equipment and procedures for the treatment, handling and disposal of waste material;
(i) a description of all discharge streams and limits for any
discharge into the natural environment including any waste
material;
b) un résumé des études réalisées pour cerner les dangers et
évaluer les risques pour la sécurité liés aux activités projetées;
c) la description des dangers cernés et les résultats de l’évaluation des risques;
d) un résumé des mesures pour éviter, prévenir, réduire et
contrôler les risques pour la sécurité;
e) une liste des structures, du matériel, de l’équipement et des
systèmes qui sont essentiels à la sécurité, ainsi qu’un résumé
du système en place pour veiller à leur inspection, essai et
entretien;
f) une description de la structure organisationnelle relative à
l’exécution des activités projetées et de la structure de commandement de l’installation, qui indique clairement :
(i) le lien entre les deux structures,
(ii) le titre du poste et les coordonnées de la personne qui répond du plan de sécurité et de la personne chargée de sa mise en œuvre;
g) s’il risque d’y avoir des banquises marines ou des icebergs
flottants sur les lieux de forage ou de production, les mesures
prévues pour assurer la protection de l’installation, y compris
les systèmes de détection et de surveillance des glaces, de collecte des données, de signalement et de prévision et, s’il y a
lieu, d’évitement ou de déviation des glaces;
h) une description des mécanismes de surveillance nécessaires
pour veiller à ce que le plan soit mis en œuvre et pour évaluer
le rendement au regard de ses objectifs.
9. Le plan de protection de l’environnement doit prévoir les
procédures, les pratiques, les ressources et les mesures de surveillance nécessaires pour gérer les dangers pour l’environnement et protéger celui-ci des activités projetées et doit en outre
comporter :
a) un résumé du système de gestion et les renvois à celui-ci qui
démontrent sa mise en œuvre pendant le déroulement des activités projetées et comment le système de gestion permettra de
se conformer aux obligations prévues par le présent règlement
en matière de protection de l’environnement;
b) un résumé des études réalisées pour cerner les dangers pour
l’environnement et évaluer les risques pour l’environnement
liés aux activités projetées;
c) une description des dangers cernés et les résultats de
l’évaluation des risques;
d) un résumé des mesures prévues pour éviter, prévenir, réduire
et contrôler les risques pour l’environnement;
e) une liste des structures, du matériel, de l’équipement et des
systèmes essentiels à la protection de l’environnement, ainsi
qu’un résumé du système en place pour leur inspection, essai et
entretien;
f) une description de la structure organisationnelle relative à
l’exécution des activités projetées et de la structure de commandement de l’installation, qui indique clairement :
(i) le lien entre les deux structures,
(ii) le titre du poste et les coordonnées de la personne qui répond du plan de protection de l’environnement et de la personne chargée de sa mise en œuvre;
g) les procédures de sélection, d’évaluation et d’utilisation des
substances chimiques, y compris les produits chimiques utilisés
pour les procédés et les fluides de forage;
h) une description de l’équipement et des procédés de traitement, de manutention et d’élimination des déchets;
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(j) a description of the system for monitoring compliance with
the discharge limits identified in paragraph (i), including the
sampling and analytical program to determine if those discharges are within the specified limits; and
(k) a description of the arrangements for monitoring compliance with the plan and for measuring performance in relation to
its objectives.
i) une description de toutes les voies d’évacuation et des limites
relatives à toute évacuation dans le milieu naturel, y compris
l’évacuation des déchets;
j) une description du système de contrôle des limites d’évacuation visées à l’alinéa h), y compris le programme d’échantillonnage et d’analyse servant à vérifier si les limites sont
respectées;
k) une description des mesures prises pour contrôler la
conformité au plan et en évaluer le rendement au regard de ses
objectifs.
WELL APPROVAL
APPROBATION RELATIVE AU PUITS
10. (1) Subject to subsection (2), an operator who intends
to drill, re-enter, work over, complete or recomplete a well or
suspend or abandon a well or part of a well shall obtain a well
approval.
13. The Board shall grant the well approval if the operator
demonstrates that the work or activity will be conducted safely,
without waste and without pollution, in compliance with these
Regulations.
10. (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant qui a
l’intention de procéder, à l’égard d’un puits ou d’une partie de
puits, à des travaux de forage, de rentrée, de reconditionnement,
de complétion, de remise en production, de suspension de l’exploitation ou d’abandon doit avoir reçu l’approbation afférente.
(2) Aucune approbation n’est nécessaire pour exécuter des travaux par câble, par câble lisse ou par tube de production concentrique au moyen d’une tête d’éruption installée au-dessus du niveau de la mer, si les conditions suivantes sont réunies :
a) les travaux exécutés ne modifient pas l’état d’un intervalle
de complétion ou ne devraient pas nuire à la récupération;
b) l’équipement, les marches à suivre et les qualifications du
personnel effectuant le travail sont conformes à l’autorisation.
11. La demande d’approbation relative à un puits qui vise le forage contient :
a) une description complète du programme de forage;
b) un programme d’acquisition de données relatives au puits
élaboré de manière à permettre l’obtention des échantillons de
déblais et de fluide, des diagraphies, des carottes classiques,
des carottes latérales, des mesures de pression, des essais
d’écoulement de formation, des analyses et des levés nécessaires à une évaluation complète de la géologie et du réservoir.
12. La demande d’approbation relative à un puits qui vise les
travaux ci-après contient :
a) s’agissant d’une rentrée ou de travaux de reconditionnement,
de complétion, de remise en production, de suspension de
l’exploitation ou d’abandon visant un puits ou une partie d’un
puits, une description détaillée du puits ou de la partie, de
l’activité projetée et de son but;
b) s’agissant de la complétion d’un puits, outre les renseignements mentionnés à l’alinéa a), des renseignements démontrant
que les exigences de l’article 46 seront respectées;
c) s’agissant de la suspension de l’exploitation d’un puits ou
d’une partie d’un puits, outre les renseignements mentionnés à
l’alinéa a), la mention du délai dans lequel le puits ou la partie
de puits sera abandonné ou complété.
13. L’Office accorde l’approbation relative au puits si
l’exploitant démontre que les activités seront menées en toute
sécurité, sans gaspillage ni pollution, conformément au présent
règlement.
SUSPENSION AND REVOCATION OF A WELL APPROVAL
SUSPENSION ET ANNULATION DE L’APPROBATION
(2) A well approval is not necessary to conduct a wire line,
slick line or coiled tubing operation through a Christmas tree located above sea level if
(a) the work does not alter the completion interval or is not expected to adversely affect recovery; and
(b) the equipment, operating procedures and qualified persons
exist to conduct the wire line, slick line or coiled tubing operations as set out in the authorization.
11. If the well approval sought is to drill a well, the application
shall contain
(a) a comprehensive description of the drilling program; and
(b) a well data acquisition program that allows for the collection of sufficient cutting and fluid samples, logs, conventional
cores, sidewall cores, pressure measurements and formation
flow tests, analyses and surveys to enable a comprehensive
geological and reservoir evaluation to be made.
12. The application shall contain
(a) if the well approval sought is to re-enter, work over, complete or recomplete a well or suspend or abandon a well or part
of it, a detailed description of that well, the proposed work or
activity and the rationale for conducting it;
(b) if the well approval sought is to complete a well, in addition
to the information required under paragraph (a), information
that demonstrates that section 46 will be complied with; and
(c) if the well approval sought is to suspend a well or part of it,
in addition to the information required under paragraph (a), an
indication of the period within which the suspended well or
part of it will be abandoned or completed.
RELATIVE À UN PUITS
14. (1) The Board may suspend the well approval if
(a) the operator fails to comply with the approval and the work
or activity cannot be conducted safely, without waste or without pollution;
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14. (1) L’Office peut suspendre l’approbation relative au puits
dans les cas suivants :
a) l’exploitant omet de se conformer à toute condition de
l’approbation et les activités ne peuvent plus être menées en
toute sécurité ou sans gaspillage ou pollution;
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(b) the safety of the work or activity becomes uncertain
because
(i) the level of performance of the installation or service
equipment, any ancillary equipment or any support craft is
demonstrably less than the level of performance indicated in
the application, or
(ii) the physical environmental conditions encountered in the
area of the activity for which the well approval was granted
are more severe than the equipment’s operating limits as
specified by the manufacturer; or
(c) the operator fails to comply with the approvals issued under
subsection 7(2), 52(4) or 66(2).
(2) The Board may revoke the well approval if the operator
fails to remedy the situation causing the suspension within
120 days after the date of that suspension.
b) la sécurité des activités ne peut plus être assurée pour l’une
ou l’autre des raisons suivantes :
(i) le niveau de rendement de l’installation, de l’équipement
de service ou auxiliaire ou d’un véhicule de service est nettement inférieur au niveau précisé dans la demande
d’approbation,
(ii) les conditions environnementales existant dans la zone
où se déroule l’activité pour laquelle l’approbation a été accordée sont plus difficiles que celles prévues par le fabricant
de l’équipement;
c) l’exploitant omet de se conformer à l’approbation délivrée
par l’Office aux termes des paragraphes 7(2), 52(4) ou 66(2).
(2) L’Office peut annuler l’approbation si l’exploitant omet
de corriger la situation dans les cent vingt jours suivant la
suspension.
DEVELOPMENT PLANS
PLAN DE MISE EN VALEUR
15. For the purpose of subsection 139(1) of the Act, the well
approval relating to a production project is prescribed.
16. For the purpose of paragraph 139(3)(b) of the Act, Part II
of the development plan relating to a proposed development of a
pool or field shall contain a resource management plan.
15. L’approbation relative au puits qui vise un projet de production vaut pour l’application du paragraphe 139(1) de la Loi.
16. Pour l’application du paragraphe 139(3) de la Loi, la seconde partie du projet de plan de mise en valeur relatif à des activités projetées sur un gisement ou un champ doit contenir un plan
de gestion des ressources.
PART 3
PARTIE 3
OPERATOR’S DUTIES
OBLIGATIONS DE L’EXPLOITANT
AVAILABILITY OF DOCUMENTS
DISPONIBILITÉ DES DOCUMENTS
17. (1) The operator shall keep a copy of the authorization, the
well approval and all other approvals and plans required under
these Regulations, the Act and the regulations made under the Act
at each installation and shall make them available for examination
at the request of any person at each installation.
(2) The operator shall ensure that a copy of all operating manuals and other procedures and documents necessary to execute the
work or activity and to operate the installation safely without
pollution are readily accessible at each installation.
17. (1) L’exploitant conserve à chaque installation une copie de
l’autorisation, de l’approbation relative au puits et de toute autre
approbation ainsi que de tout plan exigés par le présent règlement
et par la Loi et ses règlements, et les met, sur place, à la disposition de quiconque en fait la demande.
(2) L’exploitant veille à ce qu’une copie des manuels
d’exploitation et de tout autre procédé ou document nécessaire à
la conduite des activités et au fonctionnement sûr et sans pollution de l’installation soit facilement accessible à chaque
installation.
MANAGEMENT SYSTEM
SYSTÈME DE GESTION
18. The operator shall ensure compliance with the management
system referred to in section 5.
18. L’exploitant veille au respect du système de gestion prévu à
l’article 5.
SAFETY AND ENVIRONMENTAL PROTECTION
SÉCURITÉ ET PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT
19. The operator shall take all reasonable precautions to ensure
safety and environmental protection, including ensuring that
(a) any operation necessary for the safety of persons at an installation or on a support craft has priority, at all times, over
any work or activity at that installation or on that support craft;
(b) safe work methods are followed during all drilling, well or
production operations;
(c) there is a shift handover system to effectively communicate
any conditions, mechanical or procedural deficiencies or other
problems that might have an impact on safety or environmental
protection;
19. L’exploitant doit prendre toutes les mesures voulues pour
assurer la sécurité et la protection de l’environnement,
notamment :
a) prendre les dispositions nécessaires pour assurer prioritairement et en tout temps la sécurité des personnes se trouvant dans
une installation ou un véhicule de service;
b) adopter des méthodes de travail sûres pendant l’exécution
des activités de forage, des travaux relatifs à un puits et des travaux de production;
c) mettre en place un système pour assurer, à chaque changement d’équipe de travail, la communication efficace de tout
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(d) differences in language or other barriers to effective
communication do not jeopardize safety or environmental
protection;
(e) all persons at an installation, or in transit to or from an installation, receive instruction in and are familiar with safety
and evacuation procedures and with their roles and responsibilities in the contingency plans, including emergency response procedures;
(f) any drilling or well operation is conducted in a manner that
maintains full control of the well at all times;
(g) if there is loss of control of a well at an installation, all
other wells at that installation are shut in until the well that is
out of control is secured;
(h) plans are in place to deal with potential hazards;
(i) all equipment required for safety and environmental protection is available and in an operable condition;
(j) the inventory of all equipment identified in the safety plan
and the environmental protection plan is updated after the
completion of any significant modification or repair to any major component of the equipment;
(k) the administrative and logistical support that is provided for
drilling, well or production operations includes accommodation, transportation, first aid and storage, repair facilities and
communication systems suitable for the area of operations;
(l) a sufficient number of trained and competent individuals are
available to complete the authorized work or activities and to
carry out any work or activity safely and without pollution; and
(m) any operational procedure that is a hazard to safety or the
environment is corrected and all affected persons are informed
of the alteration.
21. (1) No person shall smoke on an installation except in those
areas set aside by the operator for that use.
(2) The operator shall ensure compliance with subsection (1).
renseignement relatif aux conditions, aux problèmes mécaniques ou opérationnels ou à d’autres problèmes susceptibles
d’influer sur la sécurité des personnes ou sur la protection de
l’environnement;
d) veiller à ce que la sécurité ou la protection de l’environnement ne soit pas compromise du fait d’une mauvaise communication due à des obstacles linguistiques ou à d’autres
facteurs;
e) s’assurer que toutes les personnes se trouvant dans une installation ou qui y transitent sont informées des consignes de sécurité et des procédures d’évacuation, ainsi que des rôles et des
responsabilités qui leur incombent aux termes des plans
d’urgence, y compris des procédures d’intervention d’urgence;
f) faire en sorte que toutes les activités de forage ou tous les
travaux relatifs à un puits soient effectués de manière à ce que
le puits soit entièrement contrôlé en tout temps;
g) s’assurer que, en cas de perte de contrôle d’un puits à une
installation, les obturateurs de tous les autres puits de l’installation sont fermés, jusqu’à ce que le puits ne présente plus de
danger;
h) prévoir des dispositions pour corriger toute situation comportant des risques potentiels;
i) vérifier que tout l’équipement nécessaire à la sécurité et à la
protection de l’environnement est en bon état et utilisable au
besoin;
j) s’assurer que la liste de tout l’équipement mentionné dans le
plan de sécurité et de protection de l’environnement est mise à
jour après toute modification ou réparation majeure à une pièce
d’équipement importante;
k) faire en sorte que le soutien administratif et logistique prévu
pour les activités de forage, les travaux relatifs à un puits et les
travaux de production comprenne la fourniture de logement, de
services de transport, d’aménagements de premiers soins,
d’aménagements d’entreposage, d’ateliers de réparation et de
systèmes de communication adaptés à la région;
l) veiller à ce que des personnes formées et compétentes sont
en nombre suffisant pour mener à terme les activités visées par
l’autorisation en toute sécurité et sans causer de pollution;
m) corriger toute méthode de travail présentant un risque potentiel pour la sécurité ou l’environnement et en aviser les personnes concernées.
20. (1) Il est interdit d’altérer l’équipement de sécurité ou de
protection de l’environnement, de le faire fonctionner sans motif
ni d’en faire un mauvais usage.
(2) Tout passager d’un hélicoptère, d’un navire de ravitaillement ou de tout autre véhicule de service participant à un programme de forage ou à un projet de production doit respecter les
consignes de sécurité applicables.
21. (1) Il est interdit de fumer dans une installation, sauf aux
endroits désignés à cette fin par l’exploitant.
(2) L’exploitant veille au respect du paragraphe (1).
STORING AND HANDLING OF CONSUMABLES
ENTREPOSAGE ET MANUTENTION DES PRODUITS CONSOMPTIBLES
22. The operator shall ensure that fuel, potable water, spill containment products, safety-related chemicals, drilling fluids, cement and other consumables are
22. L’exploitant veille à ce que le carburant, l’eau potable, les
produits de confinement des rejets, les substances chimiques liées
à la sécurité, les fluides de forage, le ciment et les autres produits
consomptibles soient :
20. (1) No person shall tamper with, activate without cause, or
misuse any safety or environmental protection equipment.
(2) A passenger on a helicopter, supply vessel or any other
support craft engaged in a drilling program or production project
shall comply with all applicable safety instructions.
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(a) readily available and stored on an installation in quantities
sufficient for any normal and reasonably foreseeable emergency condition; and
(b) stored and handled in a manner that minimizes their deterioration, ensures safety and prevents pollution.
a) facilement accessibles et entreposés à l’installation en quantité suffisante pour répondre aux besoins dans des conditions
normales et dans toute autre situation d’urgence normalement
prévisible;
b) entreposés et manutentionnés de manière à limiter leur détérioration, à garantir la sécurité et à prévenir toute pollution.
HANDLING OF CHEMICAL SUBSTANCES, WASTE MATERIAL
AND OIL
MANUTENTION DES SUBSTANCES CHIMIQUES, DES DÉCHETS
23. The operator shall ensure that all chemical substances, including process fluids and diesel fuel, waste material, drilling
fluid and drill cuttings generated at an installation, are handled in
a way that does not create a hazard to safety or the environment.
23. L’exploitant veille à ce que les substances chimiques, y
compris les fluides de traitement et le diesel, les déchets, le fluide
et les déblais de forage produits à l’installation soient manipulés
de manière à ne pas poser de risque pour la sécurité ou
l’environnement.
CESSATION OF A WORK OR ACTIVITY
CESSATION DES ACTIVITÉS
24. (1) The operator shall ensure that any work or activity
ceases without delay if that work or activity
(a) endangers or is likely to endanger the safety of persons;
(b) endangers or is likely to endanger the safety or integrity of
the well or the installation; or
(c) causes or is likely to cause pollution.
24. (1) L’exploitant veille à ce que les activités cessent sans délai si elles :
a) menacent ou sont susceptibles de menacer la sécurité des
personnes;
b) menacent ou sont susceptibles de menacer la sécurité ou
l’intégrité du puits ou de l’installation;
c) causent ou sont susceptibles de causer de la pollution.
(2) En cas d’interruption des activités, l’exploitant veille à ce
qu’elles ne soient reprises que si la situation ayant mené à la cessation est rétablie.
(2) If the work or activity ceases, the operator shall ensure that
it does not resume until it can do so safely and without pollution.
ET DU PÉTROLE
PART 4
PARTIE 4
EQUIPMENT AND OPERATIONS
ÉQUIPEMENT ET ACTIVITÉS
WELLS, INSTALLATIONS, EQUIPMENT, FACILITIES
AND SUPPORT CRAFT
PUITS, INSTALLATIONS, ÉQUIPEMENT, MATÉRIEL ET VÉHICULES
25. The operator shall ensure that
(a) all wells, installations, equipment and facilities are designed, constructed, tested, maintained and operated to prevent
incidents and waste under the maximum load conditions that
may be reasonably anticipated during any operation;
(b) a comprehensive inspection that includes a non-destructive
examination of critical joints and structural members of an installation and any critical drilling or production equipment is
made at an interval to ensure continued safe operation of the
installation or equipment and in any case, at least once in every
five-year period; and
(c) records of maintenance, tests and inspections are kept.
26. The operator shall ensure that
(a) the components of an installation and well tubulars,
Christmas trees and wellheads are operated in accordance with
good engineering practices; and
(b) any part of an installation that may be exposed to a sour environment is designed, constructed and maintained to operate
safely in that environment.
DE SERVICE
25. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) tout puits, toute installation, tout équipement et tout matériel
sont conçus, construits, mis à l’essai, entretenus et exploités de
manière à prévenir les incidents et le gaspillage dans des conditions de charge maximale normalement prévisibles pendant les
activités;
b) une inspection complète, comportant notamment des examens non destructifs des raccords critiques et des éléments
structuraux de toute l’installation et de tout équipement critique
de forage ou de production, est effectuée à un intervalle permettant de garantir la sécurité de fonctionnement de l’installation ou de l’équipement, et, dans tous les cas, au moins une
fois tous les cinq ans;
c) des registres de l’entretien, des essais et des inspections sont
conservés.
26. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) les éléments de l’installation, le matériel tubulaire des puits,
les têtes d’éruption et têtes de puits sont utilisés conformément
aux règles de l’art en matière d’ingénierie;
b) toute partie de l’installation susceptible d’être exposée à un
environnement acide est conçue, construite et entretenue pour
fonctionner en toute sécurité dans un tel environnement.
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27. (1) The operator shall ensure that any defect in the installation, equipment, facilities and support craft that may be a hazard
to safety or the environment is rectified without delay.
(2) If it is not possible to rectify the defect without delay, the
operator shall ensure that it is rectified as soon as the circumstances permit and that mitigation measures are put in place to
minimize the hazards while the defect is being rectified.
DRILLING FLUID SYSTEM
28. The operator shall ensure that
(a) the drilling fluid system and associated monitoring equipment is designed, installed, operated and maintained to provide
an effective barrier against formation pressure, to allow for
proper well evaluation, to ensure safe drilling operations and to
prevent pollution; and
(b) the indicators and alarms associated with the monitoring
equipment are strategically located on the drilling rig to alert
onsite personnel.
MARINE RISER
27. (1) L’exploitant veille à ce que toute défaillance de
l’installation, de l’équipement, du matériel ou d’un véhicule de
service pouvant présenter un risque pour la sécurité ou l’environnement soit corrigée sans délai.
(2) En cas de retard inévitable, l’exploitant veille à ce que toute
défaillance soit corrigée aussitôt que les circonstances le permettent et que des mesures d’atténuation soient prises entre-temps
pour réduire les risques au minimum.
CIRCUIT DU FLUIDE DE FORAGE
28. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) le circuit du fluide de forage et l’équipement de contrôle
connexe sont conçus, installés, exploités et entretenus de manière à constituer une barrière efficace contre la pression de
formation, à permettre une évaluation adéquate du puits, à assurer le déroulement sûr des activités de forage et à prévenir la
pollution;
b) les indicateurs et les dispositifs d’alarme liés à l’équipement
de contrôle sont installés à des endroits stratégiques sur
l’appareil de forage, de manière à alerter le personnel qui s’y
trouve.
TUBE PROLONGATEUR
29. (1) The operator shall ensure that every marine riser is capable of
(a) furnishing access to the well;
(b) isolating the well-bore from the sea;
(c) withstanding the differential pressure of the drilling fluid
relative to the sea;
(d) withstanding the physical forces anticipated in the drilling
program; and
(e) permitting the drilling fluid to be returned to the
installation.
(2) The operator shall ensure that every marine riser is supported in a manner that effectively compensates for the forces
caused by the motion of the installation.
(2) L’exploitant veille à ce que le tube prolongateur soit supporté de manière à compenser efficacement les forces résultant du
mouvement de l’installation.
DRILLING PRACTICES
PRATIQUES DE FORAGE
30. The operator shall ensure that adequate equipment, procedures and personnel are in place to recognize and control normal
and abnormal pressures, to allow for safe, controlled drilling
operations and to prevent pollution.
30. L’exploitant veille à ce que du personnel, des procédures et
de l’équipement adéquats soient en place pour constater et contrôler les pressions normales et anormales, pour assurer le déroulement sûr et contrôlé des activités de forage et pour prévenir la
pollution.
29. (1) L’exploitant veille à ce que le tube prolongateur puisse :
a) fournir un accès au puits;
b) isoler le trou de sonde de la mer;
c) résister à la différence de pression entre le fluide de forage et
la mer;
d) résister aux forces physiques prévues pendant le programme
de forage;
e) permettre au fluide de forage de retourner à l’installation.
REFERENCE FOR WELL DEPTHS
RÉFÉRENCE POUR LA PROFONDEUR DU PUITS
31. The operator shall ensure that any depth in a well is measured from a single reference point, which is either the kelly bushing or the rotary table of the drilling rig.
31. L’exploitant veille à ce que toute mesure de la profondeur
d’un puits soit prise à partir d’un point de référence unique, qui
est soit la table de rotation, soit la fourrure d’entraînement de
l’appareil de forage.
DIRECTIONAL AND DEVIATION SURVEYS
MESURES DE DÉVIATION ET DE DIRECTION
32. The operator shall ensure that
(a) directional and deviation surveys are taken at intervals that
allow the position of the well-bore to be determined accurately;
and
(b) except in the case of a relief well, a well is drilled in a manner that does not intersect an existing well.
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32. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) les mesures de déviation et de direction sont effectuées à des
intervalles qui permettent de situer correctement le trou de
sonde;
b) le puits est foré de manière à ne jamais couper un puits existant, sauf s’il s’agit d’un puits de secours.
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FORMATION LEAK-OFF TEST
33. The operator shall ensure that
(a) a formation leak-off test or a formation integrity test is conducted before drilling more than 10 m below the shoe of any
casing other than the conductor casing;
(b) the formation leak-off test or the formation integrity test is
conducted to a pressure that allows for safe drilling to the next
planned casing depth; and
(c) a record is retained of each formation leak-off test and the
results included in the daily drilling report referred to in paragraph 84(a) and in the well history report referred to in section 89.
FORMATION FLOW AND WELL TESTING EQUIPMENT
34. (1) The operator shall ensure that
(a) the equipment used in a formation flow test is designed to
safely control well pressure, properly evaluate the formation
and prevent pollution;
(b) the rated working pressure of formation flow test equipment
upstream of and including the well testing manifold exceeds
the maximum anticipated shut-in pressure; and
(c) the equipment downstream of the well testing manifold is
sufficiently protected against overpressure.
(2) The operator of a well shall ensure that the formation flow
test equipment includes a down-hole safety valve that permits
closure of the test string above the packer.
(3) The operator shall ensure that any formation flow test
equipment used in testing a well that is drilled with a floating
drilling unit has a subsea test tree that includes
(a) a valve that may be operated from the surface and automatically closes when required to prevent uncontrolled well
flow; and
(b) a release system that permits the test string to be hydraulically or mechanically disconnected within or below the blowout preventers.
TEST DE PRESSION DE FRACTURATION
33. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) un test de pression de fracturation ou un essai d’intégrité de
la formation est effectué avant de forer à une profondeur de
plus de 10 m au-dessous du sabot de tout tubage autre que le
tubage initial;
b) le test ou l’essai est effectué à une pression qui permet
d’assurer la sécurité du forage jusqu’à la prochaine profondeur
de colonne prévue;
c) un registre de chaque test de pression de fracturation est
conservé et les résultats sont consignés dans le rapport journalier de forage visé à l’alinéa 84a) et dans le rapport final du
puits visé à l’article 89.
ÉQUIPEMENT POUR LES ESSAIS D’ÉCOULEMENT DE FORMATION ET
LES ESSAIS D’UN PUITS
34. (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation est conçu de façon à contrôler en toute sécurité la pression
du puits, à évaluer correctement la formation et à prévenir la
pollution;
b) la pression nominale de marche de tout équipement utilisé
pour les essais d’écoulement de formation, au niveau du collecteur d’essai du puits et en amont de celui-ci est supérieure à la
pression statique maximale prévue;
c) l’équipement en aval du collecteur d’essai du puits est suffisamment protégé contre la surpression.
(2) L’exploitant d’un puits veille à ce que l’équipement utilisé
pour les essais d’écoulement comprenne une vanne de sécurité de
fond qui permet la fermeture du train de tiges d’essai au-dessus de
la garniture d’étanchéité.
(3) L’exploitant veille à ce que l’équipement utilisé pour les essais d’écoulement de formation dans un puits foré à l’aide d’une
unité de forage flottante comporte une tête de puits d’essai sousmarine munie :
a) d’une soupape qui peut être manœuvrée de la surface et se
ferme automatiquement au besoin pour empêcher un écoulement incontrôlé du puits;
b) d’un système de libération qui permet au train de tiges
d’essai d’être débranché de façon mécanique ou hydraulique à
l’intérieur ou au-dessous des blocs d’obturation.
WELL CONTROL
CONTRÔLE DES PUITS
35. The operator shall ensure that adequate procedures, materials and equipment are in place and utilized to minimize the risk of
loss of well control in the event of lost circulation.
35. L’exploitant veille à ce que des procédures, des matériaux
et de l’équipement adéquats soient en place et utilisés pour réduire le risque de perte de contrôle du puits en cas de perte de
circulation.
36. (1) L’exploitant veille à ce que, au cours des travaux relatifs à un puits, de l’équipement fiable de contrôle du puits soit en
place pour contrôler les venues, prévenir les éruptions et exécuter
en toute sécurité les activités et les travaux relatifs au puits, y
compris le forage, la complétion et le reconditionnement.
(2) L’exploitant veille à ce que, après l’installation du tubage
de surface, au moins deux barrières indépendantes et éprouvées
soient en place, et ce, pendant tous les travaux relatifs au puits.
(3) L’exploitant veille à ce que, en cas de défaillance d’une
barrière, seules les activités destinées à sa réparation ou à son
remplacement soient menées dans le puits.
36. (1) The operator shall ensure that, during all well operations, reliably operating well control equipment is installed to
control kicks, prevent blow-outs and safely carry out all well activities and operations, including drilling, completion and workover operations.
(2) After setting the surface casing, the operator shall ensure
that at least two independent and tested well barriers are in place
during all well operations.
(3) If a barrier fails, the operator shall ensure that no other activities, other than those intended to restore or replace the barrier,
take place in the well.
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(4) The operator shall ensure that, during drilling, except when
drilling under-balanced, one of the two barriers to be maintained
is the drilling fluid column.
37. The operator shall ensure that pressure control equipment
associated with drilling, coil tubing, slick line and wire line operations is pressure-tested on installation and as often as necessary
to ensure its continued safe operation.
38. If the well control is lost or if safety, environmental protection or resource conservation is at risk, the operator shall ensure
that any action necessary to rectify the situation is taken without
delay, despite any condition to the contrary in the well approval.
(4) L’exploitant veille à ce que, durant le forage, l’une des deux
barrières soit la colonne de fluide de forage, sauf si le forage est
effectué en sous-équilibre.
37. L’exploitant veille à ce que l’équipement de contrôle de
pression utilisé pour les activités de forage et les opérations par
tube de production concentrique et par câble lisse ou autre soit
soumis à une épreuve sous pression au moment de son installation, et par la suite, aussi souvent que cela est nécessaire pour en
garantir la sécurité de fonctionnement.
38. En cas de perte de contrôle du puits ou si la sécurité, la protection de l’environnement ou la conservation des ressources est
menacée, l’exploitant veille à ce que les mesures correctives nécessaires soient prises sans délai, malgré toute disposition contraire prévue par l’approbation relative au puits.
CASING AND CEMENTING
TUBAGE ET CIMENTATION
39. The operator shall ensure that the well and casing are designed so that
(a) the well can be drilled safely, the targeted formations
evaluated and waste prevented;
(b) the anticipated conditions, forces and stresses that may be
placed upon them are withstood; and
(c) the integrity of gas hydrate zones is protected.
40. The operator shall ensure that the well and casing are installed at a depth that provides for adequate kick tolerances and
well control operations that provide for safe, constant bottom hole
pressure.
41. The operator shall ensure that cement slurry is designed and
installed so that
(a) the movement of formation fluids in the casing annuli is
prevented and, where required for safety, resource evaluation
or prevention of waste, the isolation of the petroleum and water
zones is ensured;
(b) support for the casing is provided;
(c) corrosion of the casing over the cemented interval is retarded; and
(d) the integrity of gas hydrate zones is protected.
39. L’exploitant veille à ce que le puits et le tubage soient
conçus de façon à :
a) garantir la sécurité des activités de forage, permettre l’évaluation des formations visées et prévenir le gaspillage;
b) pouvoir résister aux conditions, forces et contraintes
éventuelles;
c) protéger l’intégrité des couches d’hydrates de gaz.
40. L’exploitant veille à ce que le puits et le tubage se situent à
une profondeur qui assure une résistance suffisante aux venues et
permet de mener les activités de contrôle de la pression du fond
du puits de manière constante et sûre.
41. L’exploitant veille à ce que le laitier de ciment soit conçu et
installé de façon à :
a) prévenir le déplacement des fluides de formation dans le tubage annulaire et, lorsque la sécurité, l’évaluation des ressources ou la prévention du gaspillage l’exigent, s’assurer que les
couches d’hydrocarbures et d’eau sont isolées les unes des
autres;
b) fournir un support au tubage;
c) retarder la corrosion du tubage se trouvant au-dessus de
l’intervalle cimenté;
d) protéger l’intégrité des couches d’hydrates de gaz.
WAITING ON CEMENT TIME
PRISE DU CIMENT
42. After the cementing of any casing or casing liner and before drilling out the casing shoe, the operator shall ensure that the
cement has reached the minimum compressive strength sufficient
to support the casing and provide zonal isolation.
42. L’exploitant veille à ce que, après la cimentation d’un tubage — notamment d’un tubage partiel — et avant le reforage du
sabot de tubage, le ciment ait atteint une résistance en compression minimale suffisante pour supporter le tubage et garantir
l’isolement des couches.
CASING PRESSURE TESTING
ÉPREUVE SOUS PRESSION DU TUBAGE
43. After installing and cementing the casing and before drilling out the casing shoe, the operator shall ensure that the casing is
pressure-tested to the value required to confirm its integrity for
maximum anticipated operating pressure.
43. Après l’installation et la cimentation d’un tubage et avant le
reforage du sabot de tubage, l’exploitant veille à ce que le tubage
soit soumis à une épreuve sous pression à une valeur qui permet
de confirmer son intégrité à la pression d’utilisation maximale
prévue.
PRODUCTION TUBING
TUBE DE PRODUCTION
44. The operator shall ensure that the production tubing used in
a well is designed to withstand the maximum conditions, forces
and stresses that may be placed on it and to maximize recovery
from the pool.
44. L’exploitant veille à ce que le tube de production utilisé
dans un puits soit conçu de manière à résister aux conditions,
forces et contraintes maximales qui pourraient s’y appliquer et à
maximiser la récupération du gisement.
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MONITORING AND CONTROL OF PROCESS OPERATIONS
45. The operator shall ensure that
(a) operations such as processing, transportation, storage, reinjection and handling of petroleum on the installation are effectively monitored to prevent incidents and waste;
(b) all alarm, safety, monitoring, warning and control systems
associated with those operations are managed to prevent incidents and waste; and
(c) all appropriate persons are informed of the applicable
alarm, safety, monitoring, warning or control systems associated with those operations that are taken out of service, and
when those systems are returned to service.
WELL COMPLETION
46. (1) An operator that completes a well shall ensure that
(a) it is completed in a safe manner and allows for maximum
recovery;
(b) except in the case of commingled production, each completion interval is isolated from any other porous or permeable
interval penetrated by the well;
(c) the testing and production of any completion interval are
conducted safely and do not cause waste or pollution;
(d) if applicable, sand production is controlled and does not
create a safety hazard or cause waste;
(e) each packer is set as close as practical to the top of the
completion interval and that the pressure testing of the packer
to a differential pressure is greater than the maximum differrential pressure anticipated under the production or injection
conditions;
(f) if practical, any mechanical well condition that may have an
adverse effect on production of petroleum from, or the injection of fluids into, the well is corrected;
(g) the injection or production profile of the well is improved,
or the completion interval of the well is changed, if it is necessary to do so to prevent waste;
(h) if different pressure and inflow characteristics of two or
more pools might adversely affect the recovery from any of
those pools, the well is operated as a single pool well or as a
segregated multi-pool well;
(i) after initial completion, all barriers are tested to the maximum pressure to which they are likely to be subjected; and
(j) following any workover, any affected barriers are
pressure-tested.
(2) The operator of a segregated multi-pool well shall ensure
that
(a) after the well is completed, segregation has been established within and outside the well casing and is confirmed; and
(b) if there is reason to doubt that segregation is being maintained, a segregation test is conducted within a reasonable time
frame.
SURVEILLANCE ET CONTRÔLE DES OPÉRATIONS DE TRAITEMENT
45. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) les opérations telles que le traitement, le transport, le stockage, la réinjection et la manutention d’hydrocarbures à
l’installation sont surveillés efficacement de manière à prévenir
tout incident et tout gaspillage;
b) tous les systèmes d’alarme, de sécurité, de surveillance,
d’avertissement et de contrôle liés à ces opérations sont gérés
de manière à prévenir tout incident et tout gaspillage;
c) les personnes compétentes sont informées de la mise hors
service ou de la remise en service de ces systèmes.
COMPLÉTION D’UN PUITS
46. (1) L’exploitant qui complète un puits veille en outre au
respect des exigences suivantes :
a) le puits est complété d’une manière sûre et qui permet une
récupération maximale;
b) chaque intervalle de complétion est isolé de tout autre intervalle perméable ou poreux traversé par le puits, sauf dans le cas
de production mélangée;
c) l’essai et l’exploitation de tout intervalle de complétion sont
effectués en toute sécurité, sans gaspillage ni pollution;
d) le cas échéant, la production de sable est contrôlée, ne pose
aucun risque pour la sécurité et ne produit pas de gaspillage;
e) toute garniture d’étanchéité est installée le plus près possible
du niveau supérieur de l’intervalle de complétion et mis à
l’essai à une pression différentielle supérieure à la pression différentielle maximale prévisible dans des conditions de production ou d’injection;
f) dans la mesure du possible, tout problème d’ordre mécanique
du puits pouvant nuire à l’injection de fluides ou à la production d’hydrocarbures est corrigé;
g) le profil d’injection ou de production du puits est amélioré
ou l’intervalle de complétion est modifié, si cela est nécessaire
pour prévenir le gaspillage;
h) le puits est exploité soit comme un puits à gisement simple
soit comme un puits à gisements multiples séparés, si la différence entre les caractéristiques de pression et d’écoulement de
plusieurs gisements peut nuire à la récupération à partir d’un
des gisements;
i) après la complétion initiale, toutes les barrières sont soumises à la pression maximale à laquelle elles sont susceptibles
d’être exposées;
j) après tout reconditionnement, toutes les barrières exposées
sont soumises à une épreuve de pression.
(2) L’exploitant d’un puits à gisements multiples séparés veille
au respect des exigences suivantes :
a) à la fin des travaux de complétion, l’étanchéité à l’intérieur
comme à l’extérieur du tubage est confirmée;
b) s’il y a des motifs de douter de l’étanchéité, un essai de séparation est effectué dans un délai raisonnable.
SUBSURFACE SAFETY VALVE
VANNES DE SÉCURITÉ DE SUBSURFACE
47. The operator of a development well capable of flow shall
ensure that the well is equipped with a fail-safe subsurface safety
valve that is designed, installed, operated and tested to prevent
uncontrolled well flow when it is activated.
47. L’exploitant d’un puits d’exploitation qui est éruptif veille
à ce que le puits soit muni d’une vanne de sécurité de subsurface
à sûreté intégrée conçue, installée, mise en service et mise à
l’épreuve de manière à empêcher tout écoulement incontrôlé du
puits lorsqu’elle est activée.
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WELLHEAD AND CHRISTMAS TREE EQUIPMENT
TÊTES DE PUITS ET TÊTES D’ÉRUPTION
48. The operator shall ensure that the wellhead and Christmas
tree equipment, including valves, are designed to operate safely
and efficiently under the maximum load conditions anticipated
during the life of the well.
48. L’exploitant veille à ce que la tête de puits et la tête d’éruption, y compris les vannes, soient conçues de manière à fonctionner efficacement et en toute sécurité dans des conditions de charge maximale prévisibles pendant la durée de vie du puits.
PART 5
PARTIE 5
EVALUATION OF WELLS, POOLS AND FIELDS
ÉVALUATION DES PUITS, GISEMENTS ET CHAMPS
GENERAL
DISPOSITIONS GÉNÉRALES
49. The operator shall ensure that the well data acquisition program and the field data acquisition program are implemented in
accordance with good oilfield practices.
50. (1) If part of the well or field data acquisition program cannot be implemented, the operator shall ensure that
(a) a conservation officer is notified as soon as the circumstances permit; and
(b) the procedures to otherwise achieve the goals of the program are submitted to the Board for approval.
(2) If the operator can demonstrate that those procedures can
achieve the goals of the well or field data acquisition program or
are all that can be reasonably expected in the circumstances, the
Board shall approve them.
49. L’exploitant veille à ce que les programmes d’acquisition
des données relatives aux puits et aux champs soient appliqués
selon les règles de l’art en matière d’exploitation pétrolière.
50. (1) Si un tel programme ne peut être appliqué en totalité,
l’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) un agent du contrôle de l’exploitation en est avisé aussitôt
que les circonstances le permettent;
b) les mesures prévues pour atteindre autrement les objectifs du
programme sont soumises à l’approbation de l’Office.
(2) L’Office approuve les mesures prévues à l’alinéa (1)b) si
l’exploitant démontre qu’elles permettent d’atteindre les objectifs
du programme d’acquisition des données relatives au puits ou au
champ ou qu’elles sont les seules qui peuvent raisonnablement
être prises dans les circonstances.
TESTING AND SAMPLING OF FORMATIONS
MISE À L’ESSAI ET ÉCHANTILLONNAGE DES FORMATIONS
51. The operator shall ensure that every formation in a well is
tested and sampled to obtain reservoir pressure data and fluid
samples from the formation, if there is an indication that the data
or samples would contribute substantially to the geological and
reservoir evaluation.
51. S’il y a lieu de croire que des données sur la pression des
réservoirs ou des échantillons de fluide contribueraient sensiblement à l’évaluation du réservoir et de la géologie des lieux,
l’exploitant veille à ce que toute formation dans un puits soit mise
à l’essai et échantillonnée de manière à obtenir ces données ou
échantillons.
FORMATION FLOW TESTING
ESSAIS D’ÉCOULEMENT DE FORMATION
52. (1) The operator shall ensure that
(a) no development well is put into production unless the
Board has approved a formation flow test in respect of the development well; and
(b) if a development well is subjected to a well operation that
might change its deliverability, productivity or injectivity, a
formation flow test is conducted within a reasonable time
frame after the well operation is ended to determine the effects
of that operation on the well’s deliverability, productivity or
injectivity.
(2) The operator may conduct a formation flow test on a well
drilled on a geological feature if, before conducting that test, the
operator
(a) submits to the Board a detailed testing program; and
(b) obtains the Board’s approval to conduct the test.
(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 the test would contribute substantially to the geological and reservoir evaluation.
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52. (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) aucun puits d’exploitation n’est mis en production sans que
l’Office n’en n’ait approuvé l’essai d’écoulement de formation;
b) lorsqu’un puits d’exploitation fait l’objet de travaux qui
pourraient en modifier la capacité de débit, la productivité ou
l’injectivité, il est soumis, dans un délai raisonnable après la fin
des travaux, à un essai d’écoulement de formation visant à déterminer les effets des travaux sur sa capacité de débit, sa productivité ou son injectivité.
(2) 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’essai détaillé;
b) il obtient l’approbation de l’Office pour effectuer cet essai.
(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.
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(4) The Board shall approve a formation flow test if the operator demonstrates that the test will be conducted safely, without
pollution 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.
(4) L’Office approuve l’essai d’écoulement de formation si
l’exploitant démontre que celui-ci sera effectué en toute sécurité,
sans causer de pollution et conformément aux règles de l’art en
matière d’exploitation pétrolière et lui permettra 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.
SUBMISSION OF SAMPLES AND DATA
EXPÉDITION DES ÉCHANTILLONS ET DES DONNÉES
53. The operator shall ensure that all cutting samples, fluid
samples and cores collected as part of the well and field data acquisition programs are
(a) transported and stored in a manner that prevents any loss or
deterioration;
(b) delivered to the Board within 60 days after the rig release
date unless analyses are ongoing, in which case those samples
and cores, or the remaining parts, are to be delivered on completion of the analyses; and
(c) stored in durable containers properly labelled for
identification.
53. L’exploitant veille à ce que les échantillons de déblais de
forage ou de fluides et les carottes recueillis dans le cadre des
programmes d’acquisition des données relatives aux puits et aux
champs soient :
a) transportés et entreposés de manière à prévenir les pertes ou
détériorations;
b) expédiés à l’Office dans les soixante jours suivant la date de
libération de l’appareil de forage, sauf s’ils sont en cours
d’analyse, auquel cas ils sont expédiés, ou ce qu’il en reste est
expédié, après l’analyse;
c) emballés dans des contenants durables et correctement
étiquetés.
54. Lorsque les échantillons nécessaires à des analyses, à des
recherches ou à des études universitaires ont été prélevés d’une
carotte classique, l’exploitant veille à ce que le reste de la carotte
ou une tranche prise dans le sens longitudinal et correspondant à
au moins la moitié de la section transversale de la carotte soit
remis à l’Office.
55. L’exploitant veille à ce que, avant l’élimination de tout
échantillon de déblais de forage ou de fluides, de carottes ou de
données d’évaluation aux termes du présent règlement, l’Office
en soit avisé par écrit et à ce qu’on lui offre la possibilité d’en
demander livraison.
54. The operator shall ensure that after any samples necessary
for analysis or for research or academic studies have been removed from a conventional core, the remaining core, or a longitudinal slab that is not less than one half of the cross-sectional
area of that core, is submitted to the Board.
55. Before disposing of cutting samples, fluid samples, cores or
evaluation data under these Regulations, the operator shall ensure
that the Board is notified in writing and is given an opportunity to
request delivery of the samples, cores or data.
PART 6
PARTIE 6
WELL TERMINATION
CESSATION DE L’EXPLOITATION D’UN PUITS
SUSPENSION OR ABANDONMENT
SUSPENSION ET ABANDON
56. The operator shall ensure that every well that is suspended
or abandoned can be readily located and left in a condition that
(a) provides for isolation of all hydrocarbon bearing zones and
discrete pressure zones; and
(b) prevents any formation fluid from flowing through or escaping from the well-bore.
56. L’exploitant veille à ce que tout puits abandonné ou dont
l’exploitation est suspendue soit facilement localisable et laissé
dans un état tel :
a) qu’il assure l’isolement de toute couche renfermant des hydrocarbures et de toute couche de pression distincte;
b) qu’il empêche l’écoulement ou le rejet de fluides de formation du trou de sonde.
57. L’exploitant d’un puits dont l’exploitation est suspendue
veille à ce que le puits soit surveillé et inspecté pour en préserver
l’intégrité et prévenir la pollution.
58. Lorsqu’un puits est abandonné, l’exploitant veille à ce que
le fond marin soit débarrassé de tout matériel ou équipement qui
pourrait nuire aux autres utilisations commerciales de la mer.
57. The operator of a suspended well shall ensure that the well
is monitored and inspected to maintain its continued integrity and
to prevent pollution.
58. The operator shall ensure that, on the abandonment of a
well, the seafloor is cleared of any material or equipment that
might interfere with other commercial uses of the sea.
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INSTALLATION REMOVAL
DÉPLACEMENT D’UNE INSTALLATION
59. No operator shall remove or cause to have removed a drilling installation from a well drilled under these Regulations
unless the well has been terminated in accordance with these
Regulations.
59. Il est interdit à l’exploitant de retirer ou de faire retirer une
installation de forage d’un puits, en vertu du présent règlement, à
moins que l’exploitation du puits n’ait cessé conformément au
présent règlement.
PART 7
PARTIE 7
MEASUREMENTS
MESURAGE
FLOW AND VOLUME
DÉBIT ET VOLUME
60. (1) Unless otherwise included in the approval issued under
subsection 7(2), the operator shall ensure that the rate of flow and
the volume of the following are measured and recorded:
(a) the fluid that is produced from each well;
(b) the fluid that is injected into each well;
(c) any produced fluid that enters, leaves, is used or is flared,
vented, burned or otherwise disposed of on an installation, including any battery room, treatment facility or processing
plant; and
(d) any air or materials injected for the purposes of disposal,
storage or cycling, including drill cuttings and other useless
material that is generated during drilling, well or production
operations.
(2) The operator shall ensure that any measurements are
conducted in accordance with the flow system, flow calculation procedure and flow allocation procedure, approved under
subsection 7(2).
61. (1) The operator shall ensure that group production of petroleum from wells and injection of a fluid into wells is allocated
on a pro rata basis, in accordance with the flow system, flow
calculation procedure and flow allocation procedure approved
under subsection 7(2).
(2) If a well is completed over multiple pools or zones, the
operator shall ensure that production or injection volumes for the
well are allocated on a pro rata basis to the pools or zones in
accordance with the flow allocation procedure approved under
subsection 7(2).
60. (1) Sauf disposition contraire précisée dans l’approbation
délivrée aux termes du paragraphe 7(2), l’exploitant veille à ce
que soient mesurés et enregistrés le débit et le volume des fluides
et matériaux suivants :
a) le fluide produit par chaque puits;
b) le fluide injecté dans chaque puits;
c) le fluide produit qui entre dans une installation, y compris
dans une salle des accumulateurs, une installation de traitement
ou une usine de transformation, ou qui en sort, y est utilisé ou
est brûlé à la torche, est rejeté, est brûlé ou autrement éliminé;
d) l’air ou les matériaux injectés à des fins d’élimination, de
stockage ou de recyclage, y compris les déblais de forage et
autres matériaux inutilisables produits au cours des activités de
forage, des travaux relatifs à un puits ou à des travaux de
production.
(2) L’exploitant veille à ce que le mesurage soit effectué conformément au système d’écoulement et aux méthodes
de calcul et de répartition du débit approuvés au titre du
paragraphe 7(2).
61. (1) L’exploitant veille à ce que soient réparties au prorata la
production regroupée d’hydrocarbures des puits et l’injection de
fluides dans les puits, conformément au système d’écoulement et
aux méthodes de calcul et de répartition du débit approuvés au
titre du paragraphe 7(2).
(2) Dans le cas d’un puits dont la complétion est réalisée sur
plusieurs gisements ou couches, l’exploitant veille à ce que la
production ou l’injection pour chaque gisement ou couche soit
répartie au prorata selon la méthode de répartition du débit approuvée au titre du paragraphe 7(2).
TESTING, MAINTENANCE AND NOTIFICATION
ESSAIS, ENTRETIEN ET NOTIFICATION
62. The operator shall ensure
(a) that meters and associated equipment are calibrated and
maintained to ensure their continued accuracy;
(b) that equipment used to calibrate the flow system is calibrated in accordance with good measurement practices;
(c) that any component of the flow system that may have an
impact on the accuracy or integrity of the flow system and that
is not functioning in accordance with the manufacturer’s specifications is repaired or replaced without delay, or, if it is not
possible to do so without delay, corrective measures are taken
to minimize the impact on the accuracy and integrity of the
flow system while the repair or replacement is proceeding; and
(d) that a conservation officer is notified, as soon as the circumstances permit, of any malfunction or failure of any flow
system component that may have an impact on the accuracy of
the flow system and of the corrective measures taken.
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62. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) les compteurs et le matériel connexe sont entretenus et étalonnés de manière à assurer la précision des mesures;
b) l’équipement utilisé pour étalonner le système d’écoulement
est étalonné conformément aux règles de l’art en matière de
mesurage;
c) tout composant du système d’écoulement pouvant avoir des
effets sur la précision ou sur l’intégrité du système d’écoulement et dont le fonctionnement n’est pas conforme aux spécifications du fabricant est réparé ou remplacé sans délai; en cas de
retard inévitable, des mesures correctives sont prises entretemps pour réduire au minimum ces effets;
d) un agent du contrôle de l’exploitation est avisé, aussitôt que
les circonstances le permettent, de toute défectuosité ou défaillance d’un composant du système d’écoulement qui pourrait
avoir des effets sur l’exactitude du système d’écoulement et des
mesures correctives prises.
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TRANSFER METERS
63. The operator shall ensure that
(a) a conservation officer is notified at least 14 days before the
day on which any transfer meter prover or master meter used in
conjunction with a transfer meter is calibrated; and
(b) a copy of the calibration certificate is submitted to the Chief
Conservation Officer as soon as the circumstances permit, following completion of the calibration.
COMPTEURS DE TRANSFERT
63. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) un agent du contrôle de l’exploitation est avisé au moins
quatorze jours avant l’étalonnage d’un compteur étalon de
transfert ou d’un compteur général lié à celui-ci;
b) une copie du certificat d’étalonnage est remise au délégué à
l’exploitation aussitôt que les circonstances le permettent après
l’étalonnage.
PRORATION TESTING FREQUENCY
FRÉQUENCE D’ESSAIS AU PRORATA
64. The operator of a development well that is producing petroleum shall ensure that sufficient proration tests are performed to
permit reasonably accurate determination of the allocation of oil,
gas and water production on a pool and zone basis.
64. L’exploitant d’un puits d’exploitation produisant des hydrocarbures veille à ce que le puits soit soumis à un nombre suffisant d’essais au prorata pour permettre de déterminer avec une
précision suffisante la répartition de la production de pétrole, de
gaz et d’eau par gisement et par couche.
PART 8
PARTIE 8
PRODUCTION CONSERVATION
RATIONALISATION DE LA PRODUCTION
RESOURCE MANAGEMENT
GESTION DES RESSOURCES
65. The operator shall ensure that
(a) maximum recovery from a pool or zone is achieved in accordance with good oilfield practices;
(b) wells are located and operated to provide for maximum recovery from a pool; and
(c) if there is reason to believe that infill drilling or implementation of an enhanced recovery scheme might result in increased recovery from a pool or field, studies on these methods
are carried out and submitted to the Board.
65. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) la récupération maximale d’un gisement ou d’une couche
est réalisée selon les règles de l’art en matière d’exploitation
pétrolière;
b) les puits sont disposés et exploités de manière à permettre la
récupération maximale d’un gisement;
c) s’il y a lieu de croire que le forage intercalaire ou la mise en
œuvre d’un plan de récupération assistée permettrait d’accroître
la récupération d’un gisement ou d’un champ, ces méthodes
font l’objet d’une étude qui est remise à l’Office.
COMMINGLED PRODUCTION
PRODUCTION MÉLANGÉE
66. (1) No operator shall engage in commingled production except in accordance with the approval granted under
subsection (2).
(2) The Board shall approve the commingled production if the
operator demonstrates that it would not reduce the recovery from
the pools or zones.
(3) The operator engaging in commingled production shall ensure that the total volume and the rate of production of each fluid
produced is measured and the volume from each pool or zone is
allocated in accordance with the requirements of Part 7.
66. (1) Il est interdit à l’exploitant de se livrer à une production
mélangée, sauf en conformité avec l’approbation accordée au
paragraphe (2).
(2) L’Office approuve la production mélangée si l’exploitant
démontre que celle-ci ne réduirait pas la récupération des gisements ou des couches.
(3) L’exploitant qui se livre à une production mélangée veille à
ce que le volume total et le taux de production de chaque fluide
produit soient mesurés et que le volume pour chaque gisement ou
chaque couche soit réparti conformément aux exigences de la
partie 7.
GAS FLARING AND VENTING
BRÛLAGE DE GAZ À LA TORCHE ET REJET
DE GAZ DANS L’ATMOSPHÈRE
67. No operator shall flare or vent gas unless
(a) it is otherwise permitted in the approval issued under subsection 52(4) or in the authorization; or
(b) it is necessary to do so because of an emergency situation
and the Board is notified in the daily drilling report, daily production report or in any other written or electronic form, as
soon as the circumstances permit, of the flaring or venting and
of the amount flared or vented.
67. Il est interdit à l’exploitant de brûler du gaz à la torche ou
de rejeter du gaz dans l’atmosphère, sauf dans les cas suivants :
a) le brûlage ou le rejet est par ailleurs permis aux termes de
l’approbation accordée au titre du paragraphe 52(4) ou dans
l’autorisation;
b) le brûlage ou le rejet est nécessaire pour remédier à une situation d’urgence, auquel cas l’Office en est avisé, aussitôt que
les circonstances le permettent, dans le rapport journalier de forage ou le registre quotidien relatif à la production ou encore
sous toute autre forme écrite ou électronique, avec indication
des quantités brûlées ou rejetées.
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OIL BURNING
68. No operator shall burn oil unless
(a) it is otherwise permitted in the approval issued under subsection 52(4) or in the authorization; or
(b) it is necessary to do so because of an emergency situation
and the Board is notified in the daily drilling report, daily production report or in any other written or electronic form, as
soon as the circumstances permit, of the burning and the
amount burned.
BRÛLAGE DE PÉTROLE
68. Il est interdit à l’exploitant de brûler du pétrole, sauf dans
les cas suivants :
a) le brûlage est par ailleurs permis aux termes de l’approbation accordée au titre du paragraphe 52(4) ou dans
l’autorisation;
b) il est nécessaire pour remédier à une situation d’urgence, auquel cas l’Office en est avisé, aussitôt que les circonstances le
permettent, dans le rapport journalier de forage ou le registre
quotidien relatif à la production ou encore sous toute autre
forme écrite ou électronique, avec indication des quantités
brûlées.
PART 9
PARTIE 9
SUPPORT OPERATIONS
OPÉRATIONS DE SOUTIEN
SUPPORT CRAFT
VÉHICULES DE SERVICE
69. The operator shall ensure that all support craft are designed,
constructed and maintained to supply the necessary support functions and operate safely in the foreseeable physical environmental
conditions prevailing in the area in which they operate.
(3) Under the direction of the installation manager, the support
craft crew shall keep the craft in close proximity to the installation, maintain open communication channels with the installation
and be prepared to conduct rescue operations during any activity
or condition that presents an increased level of risk to the safety
of personnel or the installation.
69. L’exploitant veille à ce que tout véhicule de service soit
conçu, construit et entretenu de manière à pouvoir remplir son
rôle de soutien et fonctionner en toute sécurité dans les conditions
environnementales qui règnent normalement dans la région
desservie.
70. (1) L’exploitant d’une installation habitée veille à ce qu’au
moins un véhicule de service soit :
a) disponible à une distance permettant une intervention d’au
plus vingt minutes aller-retour;
b) équipé de manière à pouvoir fournir les services d’urgence
nécessaires, y compris le secours et les premiers soins pour tout
le personnel à l’installation au besoin.
(2) Le cas échéant, si le véhicule de service se trouve à une distance plus grande que celle prévue à l’alinéa (1)a), le chargé de
projet et la personne responsable du véhicule de service doivent
consigner ce fait et indiquer la raison pour laquelle la distance ou
le délai n’a pas été respecté.
(3) Sous la direction du chargé de projet, le personnel attaché
au véhicule de service doit tenir le véhicule à proximité de
l’installation, maintenir ouvertes les voies de communication avec
celle-ci et être prêt à mener des opérations de sauvetage durant
toute activité ou dans toute situation qui présente un risque accru
pour la sécurité du personnel ou de l’installation.
SAFETY ZONE
ZONE DE SÉCURITÉ
71. (1) For the purposes of this section, the safety zone around
an installation consists of the area within a line enclosing
and drawn at a distance of 500 m from the outer edge of the
installation.
(2) A support craft shall not enter the safety zone without the
consent of the installation manager.
(3) The operator shall take all reasonable measures to warn
persons who are in charge of vessels and aircraft of the safety
zone boundaries, of the facilities within the safety zone and of
any related potential hazards.
71. (1) Pour l’application du présent article, la zone de sécurité
autour d’une installation est formée de la superficie se trouvant
dans les 500 m à l’extérieur du périmètre de l’installation.
70. (1) The operator of a manned installation shall ensure that
at least one support craft is
(a) available at a distance that is not greater than that required
for a return time of twenty minutes; and
(b) suitably equipped to supply the necessary emergency services including rescue and first aid treatment for all personnel
on the installation in the event of an emergency.
(2) If the support craft exceeds the distance referred to in paragraph (1)(a), both the installation manager and the person in
charge of the support craft shall log this fact and the reason why
the distance or time was exceeded.
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(2) Un véhicule de service ne peut entrer dans la zone de sécurité sans le consentement du chargé de projet.
(3) L’exploitant doit prendre toutes les mesures voulues pour
aviser les responsables de navires ou d’aéronefs des limites de la
zone de sécurité, du matériel qui s’y trouve et des risques éventuels y afférents.
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
PART 10
TRAINING AND COMPETENCY
72. The operator shall ensure that
(a) all personnel have, before assuming their duties, the necessary experience, training and qualifications and are able to
conduct their duties safely, competently and in compliance
with these Regulations; and
(b) records of the experience, training and qualifications of all
personnel are kept and made available to the Board upon
request.
PARTIE 10
FORMATION ET COMPÉTENCE
72. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) avant d’assumer ses fonctions, tout le personnel doit avoir
l’expérience, la formation et les qualifications voulues ainsi
que la capacité d’exécuter ses fonctions en toute sécurité et de
façon compétente, et ce, conformément au présent règlement;
b) les dossiers relatifs à l’expérience, la formation et les qualifications du personnel sont conservés et, sur demande, ils sont
mis à la disposition de l’Office.
IMPAIRMENT AND FATIGUE
INCAPACITÉ ET FATIGUE
73. (1) Subject to subsection (2), the operator shall ensure that
no person works when their ability to function is impaired and
that no person is required to work
(a) any shift in excess of 12.5 continuous hours; or
(b) two successive shifts of any duration unless that person has
had at least eight hours’ rest between the shifts.
73. (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant veille à ce
qu’aucune personne ne travaille si sa capacité de fonctionner est
réduite et à ce qu’aucune personne n’effectue :
a) un quart de travail continu de plus de 12,5 heures;
b) deux quarts de travail successifs, quelle qu’en soit la durée,
si elle ne prend pas au moins huit heures de repos entre les
deux.
(2) L’exploitant peut autoriser toute personne à effectuer un
nombre d’heures de travail supérieur à celui indiqué au paragraphe (1) ou à travailler sans prendre le repos qui y est prescrit si,
après en avoir évalué le risque pour la sécurité ou l’environnement, il établit que celui-ci ne serait pas accru de ce fait.
(3) L’exploitant qui autorise une personne à effectuer
plus d’heures de travail que le nombre indiqué au paragraphe (1)
ou à travailler sans la période de repos prévue à ce paragraphe
doit veiller à ce que soient consignés une description du travail
effectué, les noms des personnes qui exécutent le travail, les
heures de travail effectuées et l’évaluation des risques visée au
paragraphe (2).
(2) The operator may allow a person to work in excess of the
hours or without the rest period referred to in subsection (1) if the
operator has assessed the risk associated with the person working
the extra hours and determined that such work can be carried out
without increased risk to safety or to the environment.
(3) If an operator allows a person to work in excess of the
hours or without the rest period referred to in subsection (1), the
operator shall ensure that a description of the work, the names of
the persons performing the work, the hours worked and the risk
assessment referred to in subsection (2) are recorded.
PART 11
PARTIE 11
SUBMISSIONS, NOTIFICATIONS,
RECORDS AND REPORTS
PRÉSENTATIONS, AVIS, REGISTRES
ET RAPPORTS
REFERENCE TO NAMES AND DESIGNATIONS
MENTION DES NOMS ET DÉSIGNATIONS
74. When submitting any information for the purposes of these
Regulations, the operator shall refer to each well, pool and field
by the name given to it under sections 3 and 4, or if a zone, by its
designation by the Board under section 4.
74. Au moment de la présentation de renseignements en application du présent règlement, l’exploitant y indique chaque puits,
gisement ou champ par le nom qui lui est attribué en vertu des
articles 3 et 4 ou, s’agissant d’une couche, par la désignation de
l’Office en vertu de l’article 4.
SURVEYS
ARPENTAGE
75. (1) The operator shall ensure that a survey is used to confirm the location of the well on the seafloor.
(2) The survey shall be certified by a person licensed under the
Canada Lands Surveyors Act.
(3) The operator shall ensure that a copy of the survey plan
filed with the Canada Lands Surveys Records is submitted to the
Board.
75. (1) L’exploitant veille à ce qu’un arpentage soit effectué
pour confirmer l’emplacement d’un puits sur le fond marin.
(2) L’arpentage est certifié par une personne titulaire d’un permis en vertu de la Loi sur les arpenteurs des terres du Canada.
(3) L’exploitant veille à ce qu’une copie du plan d’arpentage
déposé aux Archives d’arpentage des terres du Canada soit remise
à l’Office.
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INCIDENTS AND NEAR-MISSES
76. (1) The operator shall ensure that
(a) the Board is notified of any incident or near-miss as soon as
the circumstances permit; and
(b) the Board is notified at least 24 hours in advance of any
press release or press conference held by the operator concerning any incident or near-miss during any activity to which these
Regulations apply, except in an emergency situation, in which
case it shall be notified without delay before the press release
or press conference.
(2) The operator shall ensure that
(a) any incident or near-miss is investigated, its root cause and
causal factors identified and corrective action taken; and
(b) for any of the following incidents or near-misses, a copy of
an investigation report identifying the root cause, causal factors
and corrective action taken is submitted to the Board no later
than 21 days after the day on which the incident or near-miss
occurred:
(i) a lost or restricted workday injury,
(ii) death,
(iii) fire or explosion,
(iv) a loss of containment of any fluid from a well,
(v) an imminent threat to the safety of a person, installation
or support craft, or
(vi) a significant pollution event.
INCIDENTS ET QUASI-INCIDENTS
76. (1) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) l’Office est avisé, aussitôt que les circonstances le permettent, de tout incident ou quasi-incident;
b) l’Office est avisé, au moins vingt-quatre heures avant la diffusion de tout communiqué ou la tenue de toute conférence de
presse par l’exploitant, de tout incident ou quasi-incident survenu lors d’une activité visée par le présent règlement, sauf en
situation d’urgence, auquel cas avis lui est donné sans délai
avant le communiqué ou la conférence de presse.
(2) L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) une enquête est menée à l’égard de chaque incident ou
quasi-incident, sa cause première et les facteurs contributifs
sont précisés et des mesures correctives sont prises;
b) un rapport d’enquête précisant la cause première de l’incident ou quasi-incident, les facteurs contributifs et les mesures
correctives est remis à l’Office au plus tard vingt et un jours
après l’incident ou quasi-incident, s’il s’agit :
(i) d’une blessure entraînant une perte de temps de travail,
(ii) d’une perte de vie,
(iii) d’un incendie ou d’une explosion,
(iv) d’une défaillance du confinement d’un fluide provenant
d’un puits,
(v) d’une menace imminente à la sécurité d’une personne,
d’une installation ou d’un véhicule de service,
(vi) d’un événement de pollution important.
SUBMISSION OF DATA AND ANALYSIS
PRÉSENTATION DE DONNÉES ET ANALYSES
77. (1) The operator shall ensure that a final copy of the results,
data, analyses and schematics obtained from the following
sources is submitted to the Board:
(a) testing, sampling and pressure surveys carried out as part of
the well and field data acquisition programs referred to in section 49 and testing and sampling of formations referred to in
section 51; and
(b) any segregation test or well operation.
(2) Unless otherwise indicated in these Regulations, the operator shall ensure that the results, data, analyses and schematics are
submitted within 60 days after the day on which any activity referred to in paragraphs (1)(a) and (b) is completed.
77. (1) L’exploitant veille à ce que soient remis à l’Office les
résultats, données, analyses et schémas définitifs fondés sur :
a) la mise à l’essai, l’échantillonnage et les relevés de pression
effectués dans le cadre des programmes d’acquisition des données relatives aux puits et aux champs visés à l’article 49, et la
mise à l’essai et l’échantillonnage prévus à l’article 51;
b) les essais de séparation ou les travaux relatifs à un puits.
(2) Sauf disposition contraire du présent règlement, l’exploitant
veille à ce que les résultats, données, analyses et schémas soient
présentés dans les soixante jours suivant la fin de toute activité
mentionnée aux alinéas (1)a) et b).
RECORDS
REGISTRES
78. The operator shall ensure that records are kept of
(a) all persons arriving, leaving or present on the installation;
(b) the location and movement of support craft, the emergency
drills and exercises, incidents, near-misses, the quantities of
consumable substances that are required to ensure the safety of
operations and other observations and information critical to
the safety of persons on the installation or the protection of the
environment;
(c) daily maintenance and operating activities, including any
activity that may be critical to the safety of persons on the installation, the protection of the environment or the prevention
of waste;
(d) in the case of a production installation,
(i) the inspection of the installation and related equipment
for corrosion and erosion and any resulting maintenance carried out,
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78. L’exploitant veille à ce que soient tenus des registres
concernant :
a) les personnes qui arrivent à l’installation, qui s’y trouvent ou
qui la quittent;
b) l’emplacement et les déplacements des véhicules de service,
les exercices d’urgence, les incidents, les quasi-incidents, les
quantités de substances consomptibles nécessaires à la sécurité
des opérations et tout autre observation ou renseignement essentiel pour la sécurité des personnes se trouvant à l’installation
ou la protection de l’environnement;
c) les activités quotidiennes d’entretien et d’exploitation, y
compris toute activité essentielle pour la sécurité des personnes
se trouvant à l’installation, la protection de l’environnement ou
la prévention du gaspillage;
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Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
(ii) the pressure, temperature and flow rate data for compressors and treating and processing facilities,
(iii) the calibration of meters and instruments,
(iv) the testing of surface and subsurface safety valves,
(v) the status of each well and the status of well operations,
and
(vi) the status of the equipment and systems critical to safety
and protection of the environment including any unsuccessful test result or equipment failure leading to an impairment
of the systems; and
(e) in the case of a floating installation, all installation movements, data, observations, measurements and calculations
related to the stability and station-keeping capability of the
installation.
METEOROLOGICAL OBSERVATIONS
79. The operator of an installation shall ensure
(a) that the installation is equipped with facilities and equipment for observing, measuring and recording physical environmental conditions and that a comprehensive record of observations of physical environmental conditions is maintained
onboard the installation; and
(b) that forecasts of meteorological conditions, sea states and
ice movements are obtained and recorded each day and each
time during the day that they change substantially from those
forecasted.
d) dans le cas d’une installation de production :
(i) les inspections de l’installation et du matériel connexe en
vue de vérifier la présence de corrosion et d’érosion et les
travaux d’entretien effectués par suite de ces inspections,
(ii) les données relatives à la pression, à la température et
au débit des compresseurs, du matériel de traitement et de
transformation,
(iii) l’étalonnage des compteurs et autres instruments,
(iv) les essais des vannes de sécurité de surface et de
subsurface,
(v) l’état de chacun des puits et l’état d’avancement des travaux relatifs aux puits,
(vi) l’état de l’équipement et des systèmes essentiels à la sécurité et à la protection de l’environnement, y compris tout
résultat négatif des essais et toute défaillance de l’équipement qui ont mené à un affaiblissement des systèmes;
e) dans le cas d’une installation flottante, les mouvements de
l’installation et les données, observations, mesures et calculs
relatifs à la stabilité de l’installation et à sa capacité de conserver sa position.
OBSERVATIONS MÉTÉOROLOGIQUES
79. L’exploitant d’une installation veille au respect des exigences suivantes :
a) l’installation est dotée des moyens et de l’équipement nécessaires pour observer, mesurer et consigner les conditions environnementales et un rapport détaillé des observations de ces
conditions est conservé à bord de l’installation;
b) les prévisions des conditions météorologiques, de l’état de la
mer et du mouvement des glaces sont obtenues et consignées
chaque jour, ainsi qu’à chaque fois qu’il y a des variations sensibles de ceux-ci.
DAILY PRODUCTION RECORD
REGISTRES QUOTIDIENS RELATIFS À LA PRODUCTION
80. The operator shall ensure that a daily production record,
which includes the metering records and other information relating to the production of petroleum and other fluids in respect of a
pool or well, is retained and readily accessible to the Board until
the field or well in which the pool is located is abandoned and at
that time shall offer the record to the Board before destroying it.
80. L’exploitant veille à ce qu’un registre quotidien relatif à la
production, contenant les dossiers relatifs aux compteurs et tout
autre renseignement concernant la production d’hydrocarbures et
d’autres fluides dans un gisement ou un puits, soit conservé et soit
facilement accessible à l’Office jusqu’à l’abandon du champ ou
du puits dans lequel le gisement est situé, et il l’offre à l’Office
avant de le détruire.
MANAGEMENT OF RECORDS
GESTION DES REGISTRES
81. The operator shall ensure that
(a) all processes are in place and implemented to identify, generate, control and retain records necessary to support operational and regulatory requirements; and
(b) the records are readily accessible for inspection by the
Board.
FORMATION FLOW TEST REPORTS
82. The operator shall ensure that
(a) in respect of exploration and delineation wells, a daily record of formation flow test results is submitted to the Board; and
(b) in respect of all wells, a formation flow test report is submitted to the Board as soon as the circumstances permit, following completion of the test.
81. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) des processus sont en place et mis en œuvre pour identifier,
produire, contrôler et conserver les registres requis pour répondre aux exigences opérationnelles et réglementaires;
b) les registres sont facilement accessibles à l’Office pour
examen.
RAPPORTS RELATIFS AUX ESSAIS D’ÉCOULEMENT DE FORMATION
82. L’exploitant veille au respect des exigences suivantes :
a) pour les puits d’exploitation et de délimitation, un registre
quotidien des résultats des essais d’écoulement de formation
est remis à l’Office;
b) pour tous les puits, un rapport des essais d’écoulement de
formation est remis à l’Office aussitôt que les circonstances le
permettent après l’essai.
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PILOT SCHEME
PROJET PILOTE
83. (1) For the purposes of this section, “pilot scheme” means a
scheme that applies existing or experimental technology over a
limited portion of a pool to obtain information on reservoir or
production performance for the purpose of optimizing field development or improving reservoir or production performance.
(2) The operator shall ensure that interim evaluations of any
pilot scheme respecting a pool, field or zone are submitted to the
Board.
(3) When the operator completes a pilot scheme, the operator
shall ensure that a report is submitted to the Board that sets out
(a) the results of the scheme and supporting data and analyses;
and
(b) the operator’s conclusions as to the potential of the scheme
for application to full-scale production.
83. (1) Pour l’application du présent article, « projet pilote »
s’entend de tout projet pour lequel on utilise une technique
conventionnelle ou expérimentale dans une section limitée d’un
gisement afin d’obtenir des renseignements sur le rendement du
réservoir ou sur la production à des fins d’optimisation de la mise
en valeur du champ ou d’amélioration du rendement du réservoir
ou de la production.
(2) L’exploitant veille à ce que des évaluations provisoires de
tout projet pilote relatif à un gisement, un champ ou une couche
soient remises à l’Office.
(3) Au terme d’un projet pilote, l’exploitant veille à ce que soit
remis à l’Office un rapport faisant état :
a) des résultats du projet, avec les données et analyses à
l’appui;
b) des conclusions de l’exploitant quant à la possibilité de passer à la mise en production à plein rendement.
DAILY REPORTS
RAPPORTS QUOTIDIENS
84. The operator shall ensure that a copy of the following is
submitted to the Board daily:
(a) the daily drilling report;
(b) the daily geological report, including any formation evaluation logs and data; and
(c) in the case of a production installation, a summary, in the
form of a daily production report, of the records referred to in
paragraph 78(d) and the daily production record.
84. L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office
quotidiennement :
a) le rapport journalier de forage;
b) le rapport géologique quotidien, y compris les diagraphies et
les données relatives à l’évaluation de la formation;
c) dans le cas d’une installation de production, un résumé
des registres visés à l’alinéa 78d) et du registre quotidien relatif
à la production, sous forme d’un rapport de la production
quotidienne.
MONTHLY PRODUCTION REPORT
RAPPORT MENSUEL CONCERNANT LA PRODUCTION
85. (1) The operator shall ensure that a report summarizing the
production data collected during the preceding month is submitted to the Board not later than the 15th day of each month.
(2) The report shall use established production accounting
procedures.
85. (1) L’exploitant veille à ce que soit présenté à l’Office, au
plus tard le quinzième jour du mois, un rapport résumant les données de production du mois précédent.
(2) Le rapport de la production mensuelle est établi selon des
méthodes reconnues de comptabilité de la production.
ANNUAL PRODUCTION REPORT
RAPPORT ANNUEL DE PRODUCTION
86. The operator shall ensure that, not later than March 31 of
each year, an annual production report for a pool, field or zone is
submitted to the Board providing information that demonstrates
how the operator manages and intends to manage the resource
without causing waste, including:
(a) for the preceding year, details on the performance, production forecast, reserve revision, reasons for significant deviations in well performance from predictions in previous annual
production reports, gas conservation resources, efforts to maximize recovery and reduce costs and the operating and capital
expenditures, including the cost of each well operation; and
(b) for the current year and the next two years, estimates of the
operating and capital expenditures, including the cost of each
well operation.
86. L’exploitant veille à ce que soit présenté à l’Office, au plus
tard le 31 mars de chaque année, un rapport annuel de la production ayant trait à un gisement, à un champ ou à une couche et
comprenant des renseignements qui démontrent que l’exploitant
gère les ressources sans gaspillage et entend les gérer ainsi à
l’avenir, notamment :
a) pour l’année précédente, des données sur le rendement, des
prévisions concernant la production, une révision des réserves,
une explication de tout écart marqué entre le rendement d’un
puits et les prévisions contenues dans les rapports annuels de
production antérieurs, les ressources affectées à la conservation
du gaz, les efforts déployés pour optimiser la récupération et
réduire les coûts, les dépenses d’exploitation et d’immobilisation, y compris le coût de chacun des travaux relatifs à un puits;
b) pour l’année courante et pour les deux prochaines années,
une estimation des dépenses d’exploitation et d’immobilisation,
y compris le coût de chacun des travaux relatifs à un puits.
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ENVIRONMENTAL REPORTS
RAPPORT SUR LES CONDITIONS ENVIRONNEMENTALES
87. (1) For each production project, the operator shall ensure
that, not later than March 31 of each year, an annual environmental report relating to the preceding year is submitted to the
Board and includes
(a) for each installation, a summary of the general environmental conditions during the year and a description of ice management activities; and
(b) a summary of environmental protection matters during the
year, including a summary of any incidents that may have an
environmental impact, discharges that occurred and waste material that was produced, a discussion of efforts undertaken to
reduce pollution and waste material and a description of environmental contingency plan exercises.
87. (1) Pour chaque projet de production, l’exploitant veille à
ce que soit présenté à l’Office, au plus tard le 31 mars de chaque
année, un rapport annuel sur les conditions environnementales
pour l’année précédente et contenant :
a) pour chaque installation, un résumé des conditions environnementales générales de l’année ainsi qu’une description des
activités de gestion des glaces;
b) un résumé des situations afférentes à la protection de l’environnement survenues au cours de l’année, y compris des données sommaires sur les incidents pouvant avoir des effets environnementaux, les rejets survenus et les déchets produits, un
exposé des efforts accomplis pour réduire la pollution et les déchets et une description des exercices de simulation du plan
d’urgence environnementale.
(2) Pour chaque installation de forage d’un puits d’exploration
ou de délimitation, l’exploitant veille à ce que soit présenté à
l’Office pour chaque puits, dans les quatre-vingt-dix jours suivant
la date de libération de l’appareil de forage, un rapport sur les
conditions environnementales qui contient ce qui suit :
a) une description des conditions environnementales générales
dans lesquelles le programme de forage a été exécuté, ainsi
qu’une description des activités de gestion des glaces et un relevé des périodes d’arrêt imputables aux conditions atmosphériques ou aux glaces;
b) un résumé des situations afférentes à la protection de l’environnement survenues durant l’exécution du programme de forage, y compris des données sommaires sur les déversements
et les rejets survenus et sur les déchets produits, un exposé des
efforts accomplis pour réduire ceux-ci, et une description des
exercices de simulation du plan d’urgence environnementale.
(2) For each drilling installation for an exploration or delineation well, the operator shall ensure that an environmental report
relating to each well is submitted to the Board within 90 days
after the rig release date and includes
(a) a description of the general environmental conditions during the drilling program and a description of ice management
activities and downtime caused by weather or ice; and
(b) a summary of environmental protection matters during the
drilling program, including a summary of spills, discharges occurred and waste material produced, a discussion of efforts
undertaken to reduce them, and a description of environmental
contingency plan exercises.
ANNUAL SAFETY REPORT
RAPPORT ANNUEL SUR LA SÉCURITÉ
88. The operator shall ensure that, not later than March 31 of
each year, an annual safety report relating to the preceding year is
submitted to the Board and includes
(a) a summary of lost or restricted workday injuries, minor injuries and safety-related incidents and near-misses that have
occurred during the preceding year; and
(b) a discussion of efforts undertaken to improve safety.
88. L’exploitant veille à ce que soit présenté à l’Office, au plus
tard le 31 mars de chaque année, un rapport annuel sur la sécurité
portant sur l’année précédente et contenant ce qui suit :
a) un résumé des blessures entraînant une perte de temps de
travail, des blessures sans gravité et des incidents et quasiincidents en matière de sécurité survenus au cours de l’année;
b) un exposé des mesures prises pour renforcer la sécurité.
WELL HISTORY REPORT
RAPPORT FINAL DU PUITS
89. (1) The operator shall ensure that a well history report is
prepared for every well drilled by the operator under the well
approval and that the report is submitted to the Board.
(2) The well history report shall contain a record of all operational, engineering, petrophysical and geological information
that is relevant to the drilling and evaluation of the well.
89. (1) L’exploitant veille à ce qu’un rapport final soit établi
pour chacun des puits qu’il a forés aux termes de l’approbation
relative au puits et à ce que le rapport soit remis à l’Office.
(2) Le rapport final doit contenir tous les renseignements opérationnels, techniques, pétrophysiques et géologiques concernant
le forage et l’évaluation du puits.
WELL OPERATIONS REPORT
RAPPORT D’EXPLOITATION DU PUITS
90. (1) The operator shall ensure that a report including the following information is submitted to the Board within 30 days after
the end of a well operation:
(a) a summary of the well operation, including any problems
encountered during the well operation;
(b) a description of the completion fluid properties;
(c) a schematic of, and relevant engineering data on, the downhole equipment, tubulars, Christmas tree and production control system;
90. (1) L’exploitant veille à ce que soit remis à l’Office, dans
les trente jours suivant la fin des travaux relatifs à un puits, un
rapport qui contient :
a) un résumé des travaux, y compris les problèmes survenus au
cours de ceux-ci;
b) une description des propriétés des fluides de complétion;
c) un schéma et les détails techniques des équipements de fond,
des tubulaires, de la tête d’éruption et du système de contrôle
de la production;
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(d) details of any impact of the well operation on the performance of the well, including any effect on recovery; and
(e) for any well completion, suspension or abandonment, the
rig release date.
(2) The report shall be signed and dated by the operator or the
operator’s representative.
d) les détails de toute incidence que l’exploitation du puits
pourrait avoir sur son rendement, y compris sur la récupération;
e) la date de libération de l’appareil de forage en ce qui concerne la complétion, la suspension de l’exploitation ou l’abandon d’un puits.
(2) Le rapport est daté et signé par l’exploitant ou son
représentant.
OTHER REPORTS
AUTRES RAPPORTS
91. The operator shall ensure that the Board is made aware, at
least once a year, of any report containing relevant information
regarding applied research work or studies obtained or compiled
by the operator relating to the operator’s work or activities and
that a copy of it is submitted to the Board on request.
91. L’exploitant veille à ce que l’Office soit prévenu, au moins
une fois l’an, de tout rapport renfermant de l’information utile sur
des études ou des travaux de recherche appliquée qu’il a obtenus
ou compilés concernant ses activités et veille à ce qu’il lui en soit
remis copie, sur demande.
PART 12
PARTIE 12
CONSEQUENTIAL AMENDMENTS, TRANSITIONAL
PROVISION, REPEALS AND COMING INTO FORCE
MODIFICATIONS CORRÉLATIVES, ABROGATIONS
ET ENTRÉE EN VIGUEUR
CONSEQUENTIAL AMENDMENTS
MODIFICATIONS CORRÉLATIVES
Newfoundland Offshore Certificate of Fitness Regulations
Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation
des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve
92. (1) The definition “société d’accréditation” in section 2
of the French version of the Newfoundland Offshore Certificate of Fitness Regulations1 is repealed.
(2) Subject to subsections (3) and (5) and section 5, a certifying
authority may issue a certificate of fitness in respect of the installations referred to in subsection (1), if the certifying authority
92. (1) La définition de « société d’accréditation », à
l’article 2 de la version française du Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures dans
la zone extracôtière de Terre-Neuve1, est abrogée.
(2) La définition de « certifying authority », à l’article 2 de
la version anglaise du même règlement, est remplacée par ce
qui suit :
“certifying authority” means, for the purposes of section 139.2 of
the Act, the American Bureau of Shipping, Bureau Veritas, Det
norskeVeritas Classification A/S, Germanischer Lloyd or
Lloyd’s Register North America, Inc. (autorité)
(3) L’article 2 de la version française du même règlement
est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce
qui suit :
« autorité » Pour l’application de l’article 139.2 de la Loi,
s’entend de l’American Bureau of Shipping, du Bureau Veritas,
du Det norskeVeritas Classification A/S, du Germanischer
Lloyd ou du Lloyd’s Register North America, Inc. (certifying
authority)
93. L’article 4 du même règlement est remplacé par ce qui
suit :
4. (1) Pour l’application de l’article 139.2 de la Loi, les installations ci-après sont visées :
a) une installation de production, une installation d’habitation et une installation de plongée situées à un emplacement de
production;
b) une installation de forage, une installation de plongée et une
installation d’habitation situées à un emplacement de forage.
(2) Sous réserve des paragraphes (3) et (5) et de l’article 5,
l’autorité peut délivrer un certificat de conformité à l’égard d’une
installation visée au paragraphe (1) si :
———
———
(2) The definition “certifying authority” in section 2 of
the English version of the Regulations is replaced by the
following:
“certifying authority” means, for the purposes of section 139.2 of
the Act, the American Bureau of Shipping, Bureau Veritas, Det
norskeVeritas Classification A/S, Germanischer Lloyd or
Lloyd’s Register North America, Inc. (autorité)
(3) Section 2 of the French version of the Regulations is
amended by adding the following in alphabetical order:
« autorité » Pour l’application de l’article 139.2 de la Loi,
s’entend de l’American Bureau of Shipping, du Bureau Veritas,
du Det norskeVeritas Classification A/S, du Germanischer
Lloyd ou du Lloyd’s Register North America, Inc. (certifying
authority)
93. Section 4 of the Regulations is replaced by the
following:
4. (1) The following installations are prescribed for the purposes of section 139.2 of the Act:
(a) each production installation, accommodation installation
and diving installation at a production site; and
(b) each drilling installation, diving installation and accommodation installation at a drill site.
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(a) determines that, in relation to the production or drill site or
region in which the particular installation is to be operated, the
installation
(i) is designed, constructed, transported and installed or established in accordance with
(A) Parts I to III of the Newfoundland Offshore Installations Petroleum Regulations,
(B) the provisions of the Oil and Gas Occupational Safety
and Health Regulations listed in Part 1 of the schedule to
these Regulations, and
(C) the provisions of the Newfoundland Offshore Area Petroleum Diving Regulations listed in Part 2 of the schedule
to these Regulations, if the installation includes a dependent diving system,
(ii) is fit for the purpose for which it is to be used and can be
operated safely without polluting the environment, and
(iii) will continue to meet the requirements of subparagraphs
(i) and (ii) for the period of validity that is endorsed on the
certificate of fitness if the installation is maintained in accordance with the inspection, maintenance and weight control
programs submitted to and approved by the certifying authority under subsection (5); and
(b) carries out the scope of work in respect of which the certificate of fitness is issued.
(3) For the purposes of subparagraph (2)(a)(i), the certifying
authority may substitute, for any equipment, methods, measure or
standard required by any Regulations referred to in that subparagraph, equipment, methods, measures or standards the use of
which is authorized by the Chief or Chief Conservation Officer,
as applicable under section 151 of the Act.
(4) The certifying authority shall endorse on any certificate of
fitness it issues details of every limitation on the operation of the
installation that is necessary to ensure that the installation meets
the requirements of paragraph (2)(a).
(5) The certifying authority shall not issue a certificate of fitness unless, for the purpose of enabling the certifying authority to
determine whether the installation meets the requirements of
paragraph (2)(a) and to carry out the scope of work referred to in
paragraph (2)(b),
(a) the person applying for the certificate
(i) provides the certifying authority with all the information
required by the certifying authority,
(ii) carries out or assists the certifying authority to carry out
every inspection, test or survey required by the certifying authority, and
(iii) submits to the certifying authority an inspection and
monitoring program, a maintenance program and a weight
control program for approval; and
(b) if the programs are adequate to ensure and maintain the integrity of the installation, the certifying authority approves the
programs referred to in subparagraph (a)(iii).
94. (1) Paragraph 6(2)(a) of the Regulations is replaced by
the following:
(a) is sufficiently detailed to permit the certifying authority to
determine whether the installation meets the requirements of
paragraph 4(2)(a); and
a) d’une part, elle constate que, eu égard à l’emplacement ou à
la région de production ou de forage où l’installation en cause
est destinée à être exploitée, celle-ci :
(i) est conçue, construite, transportée et installée ou aménagée conformément aux dispositions suivantes :
(A) les parties I à III du Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de
Terre-Neuve,
(B) les dispositions du Règlement sur la sécurité et la santé au travail (pétrole et gaz) énumérées à la partie 1 de
l’annexe du présent règlement,
(C) dans les cas où l’installation comprend un système de
plongée non autonome, les dispositions du Règlement sur
les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et
gazières dans la zone extracôtière de Terre-Neuve énumérées à la partie 2 de l’annexe du présent règlement,
(ii) se prête à l’utilisation prévue et peut être exploitée en
toute sécurité sans polluer l’environnement,
(iii) continuera de répondre aux exigences des sous-alinéas
(i) et (ii) pour la période de validité inscrite sur le certificat
de conformité si l’installation est entretenue conformément
aux programmes d’inspection, de maintenance et de contrôle
de poids présentés à l’autorité et approuvés par elle aux termes du paragraphe (5);
b) d’autre part, elle exécute le plan de travail à l’égard duquel
le certificat de conformité est délivré.
(3) Pour l’application du sous-alinéa (2)a)(i), l’autorité peut
remplacer l’équipement, les méthodes, les mesures ou les normes
exigés par un règlement visé à ce sous-alinéa par ceux dont
l’utilisation est autorisée par le délégué ou le délégué à l’exploitation, selon le cas, en vertu de l’article 151 de la Loi.
(4) L’autorité doit inscrire sur tout certificat de conformité
qu’elle délivre le détail de toute restriction à l’exploitation de
l’installation qui s’impose pour que l’installation réponde aux exigences de l’alinéa (2)a).
(5) Pour être en mesure d’établir si l’installation répond aux
exigences de l’alinéa (2)a) et d’exécuter le plan de travail visé à
l’alinéa (2)b), l’autorité ne doit délivrer un certificat de conformité que si :
a) la personne qui en fait la demande :
(i) fournit à l’autorité tous les renseignements exigés par cette dernière,
(ii) exécute toute inspection, tout essai ou toute étude exigés
par l’autorité ou aide celle-ci à les exécuter,
(iii) soumet à l’approbation de l’autorité un programme d’inspection et de surveillance, un programme de maintenance et
un programme de contrôle de poids;
b) l’autorité approuve ceux des programmes visés au sousalinéa a)(iii) qui permettent de garantir et de préserver l’intégrité de l’installation.
94. (1) L’alinéa 6(2)a) du même règlement est remplacé par
ce qui suit :
a) est suffisamment détaillé pour permettre à l’autorité d’établir
si l’installation répond aux exigences de l’alinéa 4(2)a);
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
(2) Paragraph 6(2)(b) of the Regulations is amended by
striking out “and” at the end of subparagraph (v) and by adding the following after subparagraph (vi):
(vii) the structures, facilities, equipment and systems critical
to safety, and to the protection of the natural environment,
are in place and functioning appropriately, and
(viii) in respect of a drilling installation or a production installation, the structures, facilities, equipment and systems to
meet the requirements of the provisions of the Newfoundland
Offshore Petroleum Drilling and Production Regulations
listed in Part 3 of the schedule to these Regulations are in
place and functioning appropriately.
95. Subsections 7(1) and (2) of the Regulations are replaced
by the following:
7. (1) If the certifying authority determines that, when the installation is maintained in accordance with the programs submitted to it under subparagraph 4(5)(a)(iii), the installation will meet
the requirements of paragraph 4(2)(a) for a period of at least five
years, the certifying authority shall endorse on the certificate
of fitness an expiration date that is five years after the date of
issuance.
(2) If the period of time referred to in subsection (1) is less than
five years, the certifying authority shall endorse on the certificate
of fitness an expiration date that is the number of years or months
in that lesser period after the date of issuance.
96. Subparagraphs 9(1)(a)(i) and (ii) of the Regulations are
replaced by the following:
(i) that any of the information submitted under subsection
4(5) was incorrect and that the certificate of fitness would
not have been issued if that information had been correct,
(ii) that the installation no longer meets the requirements of
paragraph 4(2)(a), or
97. The French version of the Regulations is amended
by replacing “société d’accréditation” and “société” with “autorité” in the following provisions with any necessary
modifications:
(a) the definition “plan de travail” in section 2;
(b) section 5;
(c) subsection 6(1);
(d) subsection 8(1);
(e) section 9;
(f) the heading before section 10; and
(g) section 10.
98. The schedule to the Regulations is replaced by the
schedule set out in the schedule to these Regulations.
(2) L’alinéa 6(2)b) du même règlement est modifié par adjonction, après le sous-alinéa (vi), de ce qui suit :
(vii) les structures, le matériel, les équipements et les systèmes essentiels à la sécurité et à la protection du milieu naturel sont en place et fonctionnent de façon appropriée,
(viii) à l’égard d’une installation de forage ou d’une installation de production, les structures, le matériel, les équipements et les systèmes conformes aux exigences des dispositions du Règlement sur le forage et la production relatifs aux
hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve
énumérées à la partie 3 de l’annexe du présent règlement,
sont en place et fonctionnent de façon appropriée.
95. Les paragraphes 7(1) et (2) du même règlement sont
remplacés par ce qui suit :
7. (1) Si l’autorité constate que l’installation, lorsqu’elle est entretenue conformément aux programmes qui lui ont été soumis en
application du sous-alinéa 4(5)a)(iii), répondra aux exigences de
l’alinéa 4(2)a) pour une période d’au moins cinq ans, l’autorité
inscrit sur le certificat de conformité une date d’expiration qui
suit de cinq ans la date de délivrance.
(2) Si la période visée au paragraphe (1) est inférieure à cinq
ans, l’autorité inscrit sur le certificat de conformité une date
d’expiration qui suit la date de délivrance du nombre d’années ou
de mois correspondant à cette période moindre.
96. Les sous-alinéas 9(1)a)(i) et (ii) du même règlement sont
remplacés par ce qui suit :
(i) des renseignements fournis aux termes du paragraphe
4(5) sont incorrects, et le certificat n’aurait pas été délivré si
ces renseignements avaient été corrects,
(ii) l’installation ne répond plus aux exigences de
l’alinéa 4(2)a),
97. Dans les passages ci-après de la version française du
même règlement, « société d’accréditation » et « société » sont
remplacés par « autorité » avec les adaptations nécessaires :
a) la définition de « plan de travail » à l’article 2;
b) l’article 5;
c) le paragraphe 6(1);
d) le paragraphe 8(1);
e) l’article 9;
f) l’intertitre précédant l’article 10;
g) l’article 10.
98. L’annexe du même règlement est remplacée par
l’annexe figurant à l’annexe du présent règlement.
Newfoundland Offshore Petroleum Installations Regulations
Règlement sur les installations pour hydrocarbures de la zone
extracôtière de Terre-Neuve
99. (1) The definition “société d’accréditation” in subsection 2(1) of the French version of the Newfoundland Offshore
Petroleum Installations Regulations2 is repealed.
99. (1) La définition de « société d’accréditation », au
paragraphe 2(1) de la version française du Règlement sur les
installations pour hydrocarbures de la zone extracôtière de
Terre-Neuve2, est abrogée.
———
———
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
(2) The expression “(société d’accréditation)” at the end of
the definition “certifying authority” in subsection 2(1) of the
English version of the Regulations is replaced by the expression “(autorité)”.
(3) Subsection 2(1) of the French version of the Regulations
is amended by adding the following in alphabetical order:
« autorité » S’entend au sens de l’article 2 du Règlement sur les
certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures
dans la zone extracôtière de Terre-Neuve. (certifying authority)
100. Paragraph 14(1)(c) of the Regulations is replaced by
the following:
(c) drilling safety systems and associated equipment will
operate safely and in accordance with the manufacturer’s
specifications;
101. The portion of subsection 63(1) of the Regulations before paragraph (a) is replaced by the following:
63. (1) Subject to subsection (2), every operator shall prepare,
adhere to and maintain, in respect of every installation, an operations manual that contains the following data:
102. The French version of the Regulations is amended by
replacing “société d’accréditation” with “autorité” in the following provisions with any necessary modifications:
(a) the definition “certificat de conformité” in
subsection 2(1);
(b) subsection 67(1);
(c) subsections 67(3) and (4); and
(d) section 68.
(2) La mention « (société d’accréditation) » qui figure à la
fin de la définition de « certifying authority », au paragraphe 2(1) de la version anglaise du même règlement, est remplacée par « (autorité) ».
(3) Le paragraphe 2(1) de la version française du même règlement est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce qui suit :
« autorité » S’entend au sens de l’article 2 du Règlement sur les
certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures
dans la zone extracôtière de Terre-Neuve. (certifying authority)
100. L’alinéa 14(1)c) du même règlement est remplacé par
ce qui suit :
c) les systèmes de sécurité pour le forage et le matériel connexe
fonctionnent de façon sûre et conformément aux spécifications
du fabricant;
101. Le passage du paragraphe 63(1) du même règlement
précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
63. (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant doit préparer, respecter et conserver pour toute installation un manuel
d’exploitation qui contient les données suivantes :
102. Dans les passages ci-après de la version française du
même règlement, « société d’accréditation » est remplacé par
« autorité » avec les adaptations nécessaires :
a) la définition de « certificat de conformité » au
paragraphe 2(1);
b) le paragraphe 67(1);
c) les paragraphes 67(3) et (4);
d) l’article 68.
TRANSITIONAL PROVISION
DISPOSITION TRANSITOIRE
103. An operator at the time of the coming into force
of these Regulations shall comply with the requirements of
section 5.
103. L’exploitant est tenu de se conformer aux exigences de
l’article 5 à la date d’entrée en vigueur du présent règlement.
REPEALS
ABROGATIONS
104. The Newfoundland Offshore Petroleum Drilling Regulations3 are repealed.
105. The Newfoundland Offshore Area Petroleum Production and Conservation Regulations4 are repealed.
104. Le Règlement sur le forage pour hydrocarbures dans la
zone extracôtière de Terre-Neuve3 est abrogé.
105. Le Règlement sur la production et la rationalisation de
l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de
Terre-Neuve4 est abrogé.
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
106. These Regulations come into force on December 31,
2009.
106. Le présent règlement entre en vigueur le 31 décembre
2009.
———
———
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SOR/93-23
SOR/95-103
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DORS/93-23
DORS/95-103
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
SCHEDULE
(Section 98)
ANNEXE
(article 98)
SCHEDULE
(Paragraphs 4(2)(a) and 6(2)(b))
ANNEXE
(alinéas 4(2)a) et 6(2)b))
CERTIFICATION STANDARDS
NORMES DE CERTIFICATION
PART 1
PARTIE 1
PROVISIONS OF OIL AND GAS OCCUPATIONAL SAFETY
AND HEALTH REGULATIONS
DISPOSITIONS DU RÈGLEMENT SUR LA SÉCURITÉ ET
LA SANTÉ AU TRAVAIL (PÉTROLE ET GAZ)
1. Sections 3.2 to 3.11
2. Section 5.1
3. Section 6.3
4. Sections 7.1 to 7.6
5. Section 9.5
6. Sections 9.11 and 9.12
7. Subsection 9.14(1)
8. Subsection 10.6(1)
9. Sections 10.9 to 10.11
10. Sections 10.14 to 10.16
11. Section 10.18
12. Sections 10.24 and 10.25
13. Section 10.27
14. Sections 10.35 to 10.37
15. Subsection 10.38(1)
16. Subsection 10.38(4)
17. Section 11.7
18. Section 11.9
19. Section 13.11
20. Subsection 13.16(4)
21. Section 14.13
22. Section 14.19
23. Sections 15.3 to 15.5
24. Sections 15.9 to 15.11
25. Section 15.13
26. Sections 15.21 and 15.22
27. Section 15.44
28. Subsections 15.47(1) and (2)
29. Subsection 15.49(2)
30. Section 15.50
31. Section 17.13
32. Paragraphs 17.14(b) and (c)
33. Paragraph 17.14(e)
34. Subparagraph 17.14(f)(i)
35. Section 18.2
36. Sections 18.6 to 18.8
2382
1. Articles 3.2 à 3.11
2. Article 5.1
3. Article 6.3
4. Articles 7.1 à 7.6
5. Article 9.5
6. Articles 9.11 et 9.12
7. Paragraphe 9.14(1)
8. Paragraphe 10.6(1)
9. Articles 10.9 à 10.11
10. Articles 10.14 à 10.16
11. Article 10.18
12. Articles 10.24 et 10.25
13. Article 10.27
14. Articles 10.35 à 10.37
15. Paragraphe 10.38(1)
16. Paragraphe 10.38(4)
17. Article 11.7
18. Article 11.9
19. Article 13.11
20. Paragraphe 13.16(4)
21. Article 14.13
22. Article 14.19
23. Articles 15.3 à 15.5
24. Articles 15.9 à 15.11
25. Article 15.13
26. Articles 15.21 et 15.22
27. Article 15.44
28. Paragraphes 15.47(1) et (2)
29. Paragraphe 15.49(2)
30. Article 15.50
31. Article 17.13
32. Alinéas 17.14b) et c)
33. Alinéa 17.14e)
34. Sous-alinéa 17.14f)(i)
35. Article 18.2
36. Articles 18.6 à 18.8
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-316
PART 2
PARTIE 2
PROVISIONS OF NEWFOUNDLAND OFFSHORE AREA
PETROLEUM DIVING REGULATIONS
DISPOSITIONS DU RÈGLEMENT SUR LES OPÉRATIONS
DE PLONGÉE LIÉES AUX ACTIVITÉS PÉTROLIÈRES
ET GAZIÈRES DANS LA ZONE EXTRACÔTIÈRE
DE TERRE-NEUVE
1. Paragraphs 9(5)(h) to (j)
2. Subsection 12(1)
3. Paragraph 12(2)(d)
4. Paragraph 12(2)(g)
5. Paragraph 12(2)(i)
6. Paragraphs 12(2)(k) to (p)
7. Section 13
8. Sections 14 to 17
9. Paragraph 18(a)
10. Paragraph 18(c)
11. Subsection 19(1)
12. Paragraph 19(2)(a)
13. Section 23
14. Paragraph 25(a)
1. Alinéas 9(5)h) à j)
2. Paragraphe 12(1)
3. Alinéa 12(2)d)
4. Alinéa 12(2)g)
5. Alinéa 12(2)i)
6. Alinéas 12(2)k) à p)
7. Article 13
8. Articles 14 à 17
9. Alinéa 18a)
10. Alinéa 18c)
11. Paragraphe 19(1)
12. Alinéa 19(2)a)
13. Article 23
14. Alinéa 25a)
PART 3
PARTIE 3
PROVISIONS OF NEWFOUNDLAND OFFSHORE
PETROLEUM DRILLING AND PRODUCTION
REGULATIONS
DISPOSITIONS DU RÈGLEMENT SUR LE FORAGE ET LA
PRODUCTION RELATIFS AUX HYDROCARBURES DANS
LA ZONE EXTRACÔTIÈRE DE TERRE-NEUVE
1. Paragraph 5(2)(e), except in respect of support craft
2. Paragraph 19(i)
3. Paragraph 22(b)
4. Section 23
5. Section 25
6. Paragraph 26(b)
7. Sections 27 to 30
8. Sections 34 and 35
9. Subsection 36(1)
10. Section 37
11. Paragraphs 45(a) and (b)
12. Sections 47 and 48
13. Paragraphs 62(a) to (c)
1. Alinéa 5(2)e), à l’exception des véhicules de service
2. Alinéa 19i)
3. Alinéa 22b)
4. Article 23
5. Article 25
6. Alinéa 26b)
7. Articles 27 à 30
8. Articles 34 et 35
9. Paragraphe 36(1)
10. Article 37
11. Alinéas 45a) et b)
12. Articles 47 et 48
13. Alinéas 62a) à c)
N.B. The Regulatory Impact Analysis Statement for these
Regulations appears at page 2337, following SOR/2009315.
N.B. Le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation de
ce règlement se trouve à la page 2337, à la suite du
DORS/2009-315.
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2009
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2009
2383
2009-12-09
Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Registration
SOR/2009-317
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-317
November 26, 2009
Enregistrement
DORS/2009-317
Le 26 novembre 2009
CANADA-NOVA SCOTIA OFFSHORE PETROLEUM
RESOURCES ACCORD IMPLEMENTATION ACT
LOI DE MISE EN ŒUVRE DE L’ACCORD CANADA —
NOUVELLE-ÉCOSSE SUR LES HYDROCARBURES
EXTRACÔTIERS
Nova Scotia Offshore Petroleum Drilling and
Production Regulations
Règlement sur le forage et la production relatifs
aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de la
Nouvelle-Écosse
P.C. 2009-1892
C.P. 2009-1892
November 26, 2009
Whereas, pursuant to subsection 154(1) of the Canada-Nova
Scotia Offshore Petroleum Resources Accord Implementation
Acta, a copy of the proposed Nova Scotia Offshore Petroleum
Drilling and Production Regulations, substantially in the annexed
form, was published in the Canada Gazette, Part I on April 18,
2009 and interested persons were given an opportunity to make
representations to the Minister of Natural Resources with respect
to the proposed Regulations;
And whereas, pursuant to section 6 of that Act, the Minister of
Natural Resources has consulted the Provincial Minister with
respect to the proposed Regulations and the latter has given his
approval for the making of those Regulations;
Therefore, Her Excellency the Governor General in Council,
on the recommendation of the Minister of Natural Resources,
pursuant to subsection 153(1)b of the Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources Accord Implementation Acta, hereby
makes the annexed Nova Scotia Offshore Petroleum Drilling and
Production Regulations.
Le 26 novembre 2009
Attendu que, conformément au paragraphe 154(1) de la Loi de
mise en œuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les
hydrocarbures extracôtiersa, le projet de règlement intitulé Règlement sur le forage et la production pour hydrocarbures dans
la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse, conforme en substance au texte ci-après, a été publié dans la Gazette du Canada
Partie I, le 18 avril 2009 et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard à la ministre des
Ressources naturelles;
Attendu que, conformément à l’article 6 de cette loi, la ministre
des Ressources naturelles a consulté son homologue provincial
sur ce projet de règlement et que ce dernier a donné son approbation à la prise du règlement,
À ces causes, sur recommandation de la ministre des Ressources naturelles et en vertu du paragraphe 153(1)b de la Loi de mise
en œuvre de l’Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiersa, Son Excellence la Gouverneure générale
en conseil prend le Règlement sur le forage et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de la NouvelleÉcosse, ci-après.
NOVA SCOTIA OFFSHORE PETROLEUM DRILLING
AND PRODUCTION REGULATIONS
RÈGLEMENT SUR LE FORAGE ET LA PRODUCTION
RELATIFS AUX HYDROCARBURES DANS LA ZONE
EXTRACÔTIÈRE DE LA NOUVELLE-ÉCOSSE
INTERPRETATION
DÉFINITIONS ET INTERPRÉTATION
1. (1) The following definitions apply in these Regulations.
“abandoned”, in relation to a well, means a well or part of a well
that has been permanently plugged. (abandonné)
“Act” means the Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum
Resources Accord Implementation Act. (Loi)
“artificial island” means a humanly constructed island to provide
a site for the exploration and drilling, or the production, storage, transportation, distribution, measurement, processing or
handling, of petroleum. (île artificielle)
“authorization” means an authorization issued by the Board under
paragraph 142(1)(b) of the Act. (autorisation)
“barrier” means any fluid, plug or seal that prevents petroleum or
any other fluid from flowing unintentionally from a well or
from a formation into another formation. (barrière)
“casing liner” means a casing that is suspended from a string of
casing previously installed in a well and does not extend to the
wellhead. (tubage partiel)
1. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent
règlement.
« abandonné » Se dit d’un puits ou d’une partie d’un puits qui a
été obturé de façon permanente. (abandoned)
« approbation relative à un puits » Approbation accordée par
l’Office en vertu de l’article 13. (well approval)
« autorisation » Autorisation délivrée par l’Office en vertu de
l’alinéa 142(1)b) de la Loi. (authorization)
« barrière » Tout fluide, bouchon ou autre dispositif d’étanchéité
qui empêche des hydrocarbures ou tout autre fluide de
s’écouler accidentellement soit d’une formation à une autre soit
d’un puits. (barrier)
« blessure entraînant une perte de temps de travail » Blessure qui
empêche un employé de se présenter au travail ou de
s’acquitter efficacement de toutes les fonctions liées à son travail habituel les jours suivant le jour de l’accident, qu’il
s’agisse ou non de jours ouvrables pour lui. (lost or restricted
workday injury)
———
———
a
a
b
S.C. 1988, c. 28
S.C. 1992, c. 35, s. 101
2384
b
L.C. 1988, ch. 28
L.C. 1992, ch. 35, art. 101
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-317
“commingled production” means production of petroleum from
more than one pool or zone through a common well-bore or
flow line without separate measurement of the production from
each pool or zone. (production mélangée)
“completed”, in relation to a well, means a well that is prepared
for production or injection operations. (complété)
“completion interval” means a section within a well that is prepared to permit the
(a) production of fluids from the well;
(b) observation of the performance of a reservoir; or
(c) injection of fluids into the well. (intervalle de complétion)
“conductor casing” means the casing that is installed in a well to
facilitate drilling of the hole for the surface casing. (tubage
initial)
“drilling program” means the program for the drilling of one or
more wells within a specified area and time using one or more
drilling installations and includes any work or activity related
to the program. (programme de forage)
“environmental protection plan” means the environmental protection plan submitted to the Board under section 6. (plan de protection de l’environnement)
“flow allocation procedure” means the procedure to
(a) allocate total measured quantities of petroleum and water
produced from or injected into a pool or zone back to individual wells in a pool or zone where individual well production or
injection is not measured separately; and
(b) allocate production to fields that are using a common storage or processing facility. (méthode de répartition du débit)
“flow calculation procedure” means the procedure to be used to
convert raw meter output to a measured quantity of petroleum
or water. (méthode de calcul du débit)
“flow system” means the flow meters, auxiliary equipment attached to the flow meters, fluid sampling devices, production
test equipment, the master meter and meter prover used to
measure and record the rate and volumes at which fluids are
(a) produced from or injected into a pool;
(b) used as a fuel;
(c) used for artificial lift; or
(d) flared or transferred from a production installation. (système d’écoulement)
“fluid” means gas, liquid or a combination of the two. (fluide)
“formation flow test” means an operation
(a) to induce the flow of formation fluids to the surface of a
well to procure reservoir fluid samples and determine reservoir flow characteristics; or
(b) to inject fluids into a formation to evaluate injectivity.
(essai d’écoulement de formation)
“incident” means
(a) any event that causes
(i) a lost or restricted workday injury,
(ii) death,
(iii) fire or explosion,
(iv) a loss of containment of any fluid from a well,
(v) an imminent threat to the safety of a person, installation or support craft, or
(vi) pollution;
(b) any event that results in a missing person; or
(c) any event that causes
« blessure sans gravité » Lésion professionnelle, autre qu’une
blessure entraînant une perte de temps de travail, qui fait l’objet
d’un traitement médical ou de premiers soins. (minor injury)
« câble » Câble renfermant un fil conducteur et servant à la manœuvre d’instruments de sondage ou d’autres outils dans un
puits. (wire line)
« câble lisse » Câble en acier monobrin servant à la manœuvre
d’outils dans un puits. (slick line)
« cessation » S’entend de l’abandon, de la complétion, ou de la
suspension de l’exploitation d’un puits. (termination)
« complété » Se dit d’un puits qui a été préparé en vue de travaux
de production ou d’injection. (completed)
« conditions environnementales » Conditions météorologiques,
océanographiques et conditions connexes, notamment l’état des
glaces, qui peuvent influer sur les activités visées par l’autorisation. (physical environmental conditions)
« contrôle d’un puits » Contrôle de la circulation des fluides qui
pénètrent dans un puits ou en sortent. (well control)
« couche » Couche ou séquence de couches, y compris, pour
l’application de la définition de « production mélangée », de
l’article 7, du paragraphe 61(2), des articles 64 à 66 et 74, du
paragraphe 83(2) et de l’article 86, toute couche désignée
comme telle par l’Office en vertu de l’article 4. (zone)
« date de libération de l’appareil de forage » Date à laquelle un
appareil de forage a exécuté des travaux pour la dernière fois
dans un puits. (rig release date)
« déchets » Détritus, rebuts, eaux usées, fluides résiduels ou autres matériaux inutilisables produits au cours des activités de
forage, des travaux relatifs à un puits ou des travaux de production, y compris les fluides et les déblais de forage usés ou excédentaires, ainsi que l’eau produite. (waste material)
« essai au prorata » Essai effectué dans un puits d’exploitation
visé par un plan de mise en valeur pour en mesurer le débit des
fluides produits à des fins de répartition. (proration test)
« essai d’écoulement de formation » Opération visant, selon le
cas :
a) à provoquer l’écoulement des fluides de formation vers la
surface d’un puits afin d’obtenir des échantillons des fluides
du réservoir et de déterminer les caractéristiques de l’écoulement de celui-ci;
b) à injecter des fluides dans une formation afin d’évaluer
l’injectivité. (formation flow test)
« exploitant » Personne qui est titulaire à la fois d’un permis de
travaux délivré en vertu de l’alinéa 142(1)a) de la Loi et d’une
autorisation. (operator)
« fluide » Gaz, liquide ou combinaison des deux. (fluid)
« fond marin » Partie de la croûte terrestre formant le fond des
océans. (seafloor)
« île artificielle » Île construite de toutes pièces afin de servir
d’emplacement pour la prospection et le forage, ou pour la production, le stockage, le transport, la distribution, la mesure, le
traitement ou la manutention des hydrocarbures. (artificial
island)
« incident »
a) Événement qui entraîne l’une ou l’autre des situations
suivantes :
(i) une blessure entraînant une perte de temps de travail,
(ii) une perte de vie,
(iii) un incendie ou une explosion,
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-317
(i) the impairment of any structure, facility, equipment or
system critical to the safety of persons, an installation or
support craft, or
(ii) the impairment of any structure, facility, equipment or
system critical to environmental protection. (incident)
“lost or restricted workday injury” means an injury that prevents
an employee from reporting for work or from effectively performing all the duties connected with the employee’s regular
work on any day subsequent to the day on which the injury
occurred whether or not that subsequent day is a working day
for that employee. (blessure entraînant une perte de temps de
travail)
“minor injury” means an employment injury for which medical
treatment or first aid is provided and excludes a lost or restricted workday injury. (blessure sans gravité)
“multi-pool well” means a well that is completed in more than
one pool. (puits à gisements multiples)
“natural environment” means the physical and biological environment. (milieu naturel)
“near-miss” means an event that would likely cause an event set
out in paragraph (a) of the definition of “incident”, but does not
due to particular circumstances. (quasi-incident)
“operator” means a person that holds an operating licence under
paragraph 142(1)(a) of the Act and an authorization. (exploitant)
“physical environmental conditions” means the meteorological,
oceanographic and related physical conditions, including ice
conditions, that might affect a work or activity that is subject to
an authorization. (conditions environnementales)
“pollution” means the introduction into the natural environment
of any substance or form of energy outside the limits applicable
to the activity that is subject to an authorization, including
spills. (pollution)
“production control system” means the system provided to control the operation of, and monitor the status of, equipment for
the production of petroleum, and includes the installation and
workover control system. (système de contrôle de la production)
“production project” means an undertaking for the purpose of
developing a production site on, or producing petroleum from,
a pool or field, and includes any work or activity related to the
undertaking. (projet de production)
“proration test” means, in respect of a development well to which
a development plan applies, a test conducted to measure the
rates at which fluids are produced from the well for allocation
purposes. (essai au prorata)
“recovery” means the recovery of petroleum under reasonably
foreseeable
economic
and
operational
conditions.
(récupération)
“relief well” means a well drilled to assist in controlling a blowout in an existing well. (puits de secours)
“rig release date” means the date on which a rig last conducted
well operations. (date de libération de l’appareil de forage)
“safety plan” means the safety plan submitted to the Board under
section 6. (plan de sécurité)
“seafloor” means the surface of all that portion of land under the
sea. (fond marin)
“slick line” means a single steel cable used to run tools in a well.
(câble lisse)
“support craft” means a vessel, vehicle, aircraft, standby vessel or
other craft used to provide transportation for or assistance to
persons on the site where a work or activity is conducted. (véhicule de service)
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(iv) une défaillance du confinement d’un fluide provenant
d’un puits,
(v) une menace imminente à la sécurité d’une personne,
d’une installation ou d’un véhicule de service,
(vi) de la pollution;
b) événement à la suite duquel une personne est portée
disparue;
c) événement qui nuit :
(i) soit au fonctionnement d’une structure, de matériel,
d’un équipement ou d’un système essentiel au maintien de
la sécurité des personnes ou de l’intégrité d’une installation ou d’un véhicule de service,
(ii) soit au fonctionnement d’une structure, de matériel,
d’un équipement ou d’un système essentiel à la protection
de l’environnement. (incident)
« intervalle de complétion » Section aménagée dans un puits en
vue de l’une des activités suivantes :
a) la production de fluides à partir du puits;
b) l’observation du rendement d’un réservoir;
c) l’injection de fluides dans le puits. (completion interval)
« Loi » La Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada —
Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers. (Act)
« méthode de calcul du débit » Méthode utilisée pour convertir le
débit brut d’un compteur en une quantité mesurée d’hydrocarbures ou d’eau. (flow calculation procedure)
« méthode de répartition du débit » Méthode servant à :
a) répartir les quantités mesurées totales d’hydrocarbures et
d’eau qui sont produits par un gisement ou une couche ou y
sont injectés, entre les différents puits faisant partie d’un gisement ou d’une couche où la production ou l’injection n’est
pas mesurée séparément pour chaque puits;
b) répartir la production entre les champs où le stockage ou
le traitement se fait dans une installation commune. (flow
allocation procedure)
« milieu naturel » Milieu physique et biologique. (natural
environment)
« plan de protection de l’environnement » Plan de protection de
l’environnement remis à l’Office conformément à l’article 6.
(environmental protection plan)
« plan de sécurité » Plan en matière de sécurité remis à l’Office
conformément à l’article 6. (safety plan)
« pollution » Introduction dans le milieu naturel de toute substance ou forme d’énergie au-delà des limites applicables à
l’activité visée par l’autorisation. La présente définition vise
également les rejets. (pollution)
« production mélangée » Production d’hydrocarbures provenant
de plusieurs gisements ou couches et circulant dans la même
conduite ou dans le même trou de sonde, sans mesurage distinct de la production de chaque gisement ou couche. (commingled production)
« programme de forage » Programme relatif au forage d’un ou de
plusieurs puits, dans une région donnée et au cours d’une période déterminée, au moyen d’une ou de plusieurs installations
de forage. Y sont assimilées les activités connexes au programme. (drilling program)
« projet de production » Projet visant la mise en valeur d’un emplacement de production ou la production d’hydrocarbures à
partir d’un champ ou d’un gisement, y compris les activités
connexes au projet. (production project)
« puits à gisements multiples » Puits complété dans plus d’un
gisement. (multi-pool well)
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Canada Gazette Part II, Vol. 143, No. 25
Gazette du Canada Partie II, Vol. 143, no 25 SOR/DORS/2009-317
“surface casing” means the casing that is installed in a well to a
sufficient depth, in a competent formation, to establish well
control for the continuation of the drilling operations. (tubage
de surface)
“suspended”, in relation to a well or part of a well, means a well
or part of a well in which drilling or production operations have
temporarily ceased. (suspension de l’exploitation)
“termination” means the abandonment, completion or suspension
of a well’s operations. (cessation)
“waste material” means any garbage, refuse, sewage or waste
well fluids or any other useless material that is generated during drilling, well or production operations, including used or
surplus drilling fluid and drill cuttings and produced water.
(déchets)
“well approval” means the approval granted by the Board under
section 13. (approbation relative à un puits)
“well-bore” means the hole drilled by a bit in order to make a
well. (trou de sonde)
“well control” means the control of the movement of fluids into
or from a well. (contrôle d’un puits)
“well operation” means the operation of drilling, completion,
recompletion, intervention, re-entry, workover, suspension or
abandonment of a well. (travaux relatifs à un puits)
“wire line” means a line that contains a conductor wire and that is
used to run survey instruments or other tools in a well. (câble)
“workover” means an operation on a completed well that
requires removal of the Christmas tree or the tubing.
(reconditionnement)
“zone” means any stratum o