Partie 2. Permis d’injection

La partie 2 vise les puits et les projets nécessitant un permis d’injection délivré en vertu de l’article 11 de la Loi sur les ressources en pétrole, en gaz et en sel. Le permis délivré en vertu de l’article 11 est nécessaire pour injecter des substances dans une formation géologique, dans le cadre des projets stipulés audit article, y compris les projets qui visent à accroître la récupération de pétrole ou de gaz. Ce permis n'est requis pour la stimulation régulière d’un puits.

2.1 Exigences liées à la demande

La demande de permis d’injection doit être faite par écrit et accompagnée d’un rapport contenant les éléments suivants :

  1. un plan à l’échelle où sont représentées les terres reposant sur la formation qui fera l’objet du travail d’injection proposé. Ce plan montrera :
    1. les lots et concessions géographiques du secteur et les limites du secteur proposé pour les travaux d’injection ou du secteur qui sera touché,
    2. l’emplacement et l’état de tous les puits, y compris le puits d’injection proposé et le puits de production,
    3. les limites de tout secteur désigné comme secteur de stockage de gaz se trouvant à moins de 1,6 kilomètre des limites indiquées au point (i);
  2. une étude de faisabilité portant sur les facettes techniques et géologiques du projet, y compris :
    1. un plan de situation des installations de surface, y compris les puits, pipelines, réservoirs de stockage et autre matériel de production,
    2. des cartes géologiques et structurales montrant l’étendue de la formation ou du gisement visé par le travail d’injection,
    3. une carte d’isopaches de la formation visée par le travail d’injection,
    4. des coupes géologiques représentatives de la formation visée par le travail d’injection et montrant le contact des fluides,
    5. les données de production et de pression antérieures du gisement,
    6. un tableau des paramètres des réservoirs,
    7. un exposé des réserves restantes de pétrole et de gaz qui sont en place en vertu des pratiques de production existantes, ainsi que des réserves différentielles qui résulteront des pratiques d’injection et des facteurs de récupération proposés,
    8. une prévision des volumes de fluide proposés en vue de l’injection, de la production et de la deuxième injection, les rapports gaz-pétrole et eau-pétrole correspondants, et la comparaison avec les rapports existants,
    9. les descriptions et les résultats des essais d’injectivité préliminaires,
    10. la représentation schématique des complétions de puits pour tous les puits proposés en vue de l’injection ou de la conversion à l’injection,
    11. l’emplacement des éventuels puits d’observation,
    12. un échéancier de construction incluant la date prévue de mise en service;
  3. une évaluation de la compatibilité du fluide d’injection proposé avec les fluides et le type rocheux de la formation désignée pour l’injection, y compris :
    1. la description et la composition chimique de tous les fluides,
    2. la source et le traitement des fluides d’injection,
    3. des analyses portant sur les réactions fluide-fluide et fluide-roche.

2.1.1 Droits relatifs à la demande

Les droits relatifs à la demande doivent être payés au ministre des Finances par mandat-poste, en argent comptant, par chèque, par prélèvement automatique à partir d’un compte ou d’une carte de crédit, ou par carte de crédit ou de débit. Le paiement doit être remis avec la demande de permis d’injection.

2.1.2 Demandes incomplètement remplies

Les demandes incomplètement remplies ne seront pas traitées tant que l’information manquante n'aura pas été fournie.

2.2 Conception du puits d’injection

L’exploitant doit concevoir le puits d’injection de manière :

  1. à isoler de façon permanente et à protéger toutes les formations d’eau potable contre la contamination;
  2. à prévenir la migration du fluide injecté, depuis la formation cible jusqu'à d’autres formations pétrolifères existantes et potentielles;
  3. à prévenir la migration des fluides entre des formations perméables;
  4. à empêcher les fluides d’injection de pénétrer dans des formations autres que la formation désignée pour l’injection.

2.3 Construction, exploitation et entretien du puits d’injection/projet

L’exploitant doit construire, exploiter et entretenir le puits d’injection de manière à ce que :

  1. tout le fluide d’injection circule dans la tige de production;
  2. l’espace annulaire situé entre la tige de production et le tubage de production demeure isolé de la zone d’injection au moyen d’une garniture d’étanchéité ou par toute autre méthode acceptable;
  3. toutes les zones d’eau douce soient isolées par le tubage et du ciment;
  4. le tubage de surface et la colonne de production soient cimentés jusqu'à la surface, sauf si un tubage intermédiaire est utilisé;
  5. si un tubage intermédiaire est utilisé, le tubage de surface et le tubage intermédiaire doivent être cimentés jusqu'à la surface, et la colonne de production doit être cimentée jusqu'à la surface à l’intérieur du tubage intermédiaire;
  6. tous les composants de la tête de puits aient une cote nominale de 110 % de la pression de service maximale;
  7. les fluides d’injection soient compatibles avec la formation d’injection afin de réduire au minimum les précipités, la mobilisation argileuse ou d’autres réactions chimiques indésirables.

2.4 Conversion de puits existants

La conversion d’un puits existant en un puits d’injection peut avoir lieu si :

  1. le puits a moins de 20 ans*;
  2. l’état et la construction du puits sont conformes aux exigences de l’article 2.2;
  3. l’exploitant mène des tests supplémentaires tels que des essais de pression, des diagraphies d’évaluation de tubage et des diagraphies d’évaluation de ciment pour démontrer l’intégrité mécanique du puits.

Remarque : Aucune dérogation à la limite d’âge indiquée au point (a) ne sera permise.