Partie 6. Production

La présente section s'applique uniquement à la production de pétrole et de gaz.

6.01 Exceptions

Les conditions exigées aux articles 6.1, 6.4.1, 6.5, 6.12 et 6.12.1 ne s'appliquent pas aux exploitants de puits privés.

6.1 Mesurage

Avant le début de l’extraction de pétrole et de gaz d’un puits, l’exploitant doit faire installer l’équipement de surface et de mesure ou de points d’essai de compteur sur chaque puits afin de permettre :

  1. la mesure de la pression de la tige de production et du tubage;
  2. la mesure du débit;
  3. l’échantillonnage du pétrole, du gaz et de l’eau.

6.1.1 Mesures d’essai périodiques

Un exploitant peut déterminer les volumes de production d’un puits après avoir soumis le puits à des essais périodiques jugés acceptables par le ministère.

6.2 Dossiers

L’exploitant d’un puits pétrolier ou gazier doit conserver dans ses bureaux, en Ontario, des dossiers complets et précis concernant le puits et dans lesquels figurent :

  1. les quantités de pétrole, de gaz et d’eau extraites du puits;
  2. la pression moyenne du séparateur, si un séparateur est utilisé;
  3. les détails relatifs à la manière dont sont utilisés les produits extraits du puits;
  4. l’endroit où le produit est vendu, le nom de l’acheteur et le montant obtenu à la vente du produit.

6.2.1 Production regroupée

L’exploitant peut mélanger le pétrole, le gaz et l’eau produits dans deux puits ou plus avant le mesurage lorsque :

  1. la production d’un gisement reste en moyenne inférieure à 1 m3/jour de pétrole par puits et inférieure à 0,3 103m3/jour de gaz par puits, et que tous les titres pétroliers et gaziers susceptibles d’être regroupés font l’objet d’une exploitation concertée;
  2. la production récupérée à la surface provient de plusieurs puits déviés, horizontaux ou latéraux, forés du puits à la surface, et que tous les titres pétroliers et gaziers visés par le mélange font l’objet d’une exploitation concertée;
  3. la production provient de puits de gaz qui sont situés dans le lac Érié.

6.3 Conservation

L’exploitant d’un puits doit prendre toutes les précautions possibles pour prévenir le gaspillage de pétrole ou de gaz lors des activités de production et de stockage ou de transport par pipeline. Il doit en outre éviter le gaspillage de pétrole ou de gaz et prévenir toute fuite des réservoirs naturels, des puits, des conteneurs, des conduites ou d’autres ouvrages. Les exploitants doivent :

  1. prévenir le gaspillage des ressources en hydrocarbures;
  2. prévenir le gaspillage de pression souterraine;
  3. maximiser la récupération finale de pétrole et de gaz;
  4. réduire autant que possible le torchage ou l’évacuation des gaz.

6.3.1 Méthodes de conservation

Les méthodes acceptables de conservation du gaz comprennent :

  1. l’utilisation comme gaz combustible;
  2. la transformation et la vente, sous forme de chaleur utilisable ou d’énergie électrique;
  3. une deuxième injection du gaz dans la formation productrice afin d’en accroître la récupération et de maintenir la pression du réservoir.

Remarque : Pour procéder à une deuxième injection de gaz dans un réservoir, il est nécessaire d’obtenir un permis d’injection délivré en vertu de l’article 11 de la Loi sur les ressources en pétrole, en gaz et en sel.

6.4 Information sur le réservoir

L’exploitant doit obtenir de l’information suffisante et fiable sur le réservoir pour en optimiser la production et pour évaluer les solutions de conservation et l’incidence de la production sur le réservoir.

6.4.1 Dossiers de production

Des registres mensuels exacts des volumes de production de pétrole, de gaz et d’eau ainsi que de la pression du gisement et des fluides injectés doivent être tenus pour chaque puits. Si la production mélangée est autorisée, des registres mensuels exacts indiquant les volumes de production combinée de pétrole, de gaz et d’eau doivent être tenus pour le gisement ou le champ concerné.

6.5 Compteurs

Lors des mesures prises au puits, l’exploitant doit utiliser un compteur à déplacement, un compteur à turbine ou le jaugeage de réservoir pour obtenir la mesure des fluides. Il utilisera des compteurs à orifice, à déplacement ou à turbine pour obtenir des mesures de production du gaz. Dans le cas d’une production mélangée, l’exploitant peut utiliser le jaugeage de réservoir afin d’obtenir la mesure de production des fluides.

Remarque : Se reporter à l’article 13.11 pour connaître les exigences en matière d’établissement de rapports sur la production annuelle.

6.6 Précision des compteurs

Lorsque des compteurs de production de pétrole, de gaz et d’eau sont installés, l’exploitant doit s'assurer :

  1. que les compteurs sont précis à ±2 % près;
  2. que les compteurs sont étalonnés et entretenus au besoin, et à une fréquence qui n'est pas inférieure à celle recommandée par le fabricant.

6.7 Pressions de réservoir

L’exploitant doit déterminer la pression de fond dès que possible après la fin des travaux de forage, aussitôt que la communication vers le réservoir est établie et avant de commencer une production importante. Il devra ensuite faire état des mesures prises en soumettant au ministère le formulaire 7.

Remarque : Cette procédure est normalement effectuée après le reflux des fluides à la suite de la stimulation du puits ou à la complétion du puits.

6.8 Mesures de la pression de fond

L’exploitant doit déterminer la pression de fond en utilisant :

  1. des gradients statiques et des indicateurs de pression de fond enfoncés au centre de la formation productrice après avoir fermé les obturateurs assez longtemps pour atteindre la stabilisation;
  2. des essais de montées de pression à l’aide d’indicateurs de pression de fond après fermeture du puits;
  3. des enregistreurs électroniques ou mécaniques dans le train de tiges d’essai aux tiges;
  4. les mesures de pression à poids mort à la surface avec ou sans tir de fluide sonique, selon que le puits contient du fluide ou non, pour calculer une pression de fond stabilisée.

6.9 Échantillons de fluides du réservoir

L’exploitant doit :

  1. prélever un échantillon représentatif de pétrole sous pression et de gaz dissous dans chaque nouveau gisement de pétrole, et effectuer des analyses de recombinaison des fluides et de l’ensemble pression-volume-température (PVT); ou
  2. si la pression du réservoir et le volume de production de gaz dissous sont faibles ou s'il est nécessaire de prélever une production importante de fluides, recueillir un échantillon de pétrole et de gaz dissous dans certaines conditions atmosphériques et utiliser les corrélations acceptées au sein de l’industrie pour évaluer les propriétés de l’ensemble PVT.

6.10 Rapport sur la période d’essai de la production initiale

La période d’essai de la production initiale pour les puits exploratoires et de développement correspond à 120 et à 90 jours respectivement à partir de la date de la profondeur finale et l’exploitant doit rédiger un rapport comprenant :

  1. le volume de production quotidienne de pétrole, de gaz et de saumure;
  2. une estimation des réserves potentielles de pétrole et de gaz du puits et des prévisions de sa production;
  3. les plans de conservation du gaz ou les autres solutions envisagées;
  4. l’évaluation du réservoir, l’estimation des réserves, les limites du gisement;
  5. la pression de fond stabilisée au début et à la fin de la période d’essai de la production initiale, ainsi que la méthode utilisée.

6.11 Torchage de gaz

L’exploitant d’un puits doit installer du matériel de torchage et brûler à la torche tous les volumes de gaz qui ne sont pas conservés et qui peuvent être brûlés.

6.11.1 Puits individuels

À la fin de la période d’essai de la production initiale, l’exploitant doit restreindre le torchage à un volume mensuel maximal de 45 103m3 ou de 1,5 103m3/jour (53 milliers de pieds cubes/jour).

6.11.2 Volume de gaz brûlé à la torche

Le volume de gaz brûlé à la torche doit être mesuré ou déterminé selon le volume mesuré de gaz produit moins le volume mesuré de gaz vendu, moins tout volume utilisé comme carburant ou injecté une deuxième fois dans la formation.

6.11.3 Production quotidienne

L’exploitant doit s'efforcer d’uniformiser la production d’un puits tout au long du mois et, dans la mesure du possible, s'en tenir au volume maximal quotidien permis (1,5 103m3/jour) de gaz brûlé à la torche.

6.11.4 Gisements

Si deux puits ou plus sont en production dans un même gisement, le ou les exploitants doivent restreindre les volumes de gaz brûlé à la torche à un maximum de 180 103m3/mois, volumes qui seront partagés proportionnellement entre les exploitants selon le nombre de puits qu'ils exploitent. Il est interdit de brûler à la torche plus de la limite permise de 45 103m3/mois de gaz par puits.

Remarque : Le ministère rend la décision finale concernant les puits qui sont assignés à un gisement.

6.11.5 Limites relatives au torchage

Si un exploitant peut prouver que la conservation du gaz est impossible, il peut demander au ministère une dérogation aux limites relatives au torchage indiquées dans la présente norme. Il devra accompagner sa demande des renseignements suivants :

  1. les prévisions en matière de production de gaz, de pétrole et d’eau dans le gisement visé par les restrictions concernant le torchage;
  2. les prévisions en matière de production de gaz, de pétrole et d’eau dans le gisement, suivant les volumes de torchage proposés;
  3. l’historique de la pression de fond;
  4. une étude des marchés du gaz disponibles dans la région;
  5. une évaluation économique de la conservation du gaz au moyen de la vente et/ou d’une deuxième injection, ou toute autre solution prouvant que la conservation n'est pas possible.

6.12 Mesures du gaz

L’exploitant d’un gisement de gaz exploité à terre doit :

  1. mesurer annuellement la pression statique de chaque puits du gisement;
  2. s'il est démontré que les pressions du puits sont représentatives de la pression de formation, mesurer annuellement la pression statique uniquement sur les puits représentatifs, et consigner les mesures obtenues en a) ou b) sur le formulaire 8;
  3. s'il a complété un puits de gaz dont la phase de dégorgement est estimée à plus de 28,3 103m3 par jour, déterminer la livrabilité conformément aux normes reconnues en matière d’essai de diffusivité à débit variable. Transmettre les résultats au ministère et les consigner sur le formulaire 7.

6.12.1 Pression statique d’un puits fermé

La mesure annuelle de la pression statique d’un puits fermé doit :

  1. être prise à l’aide d’un manomètre à piston ou d’un autre instrument jugé acceptable par le ministère;
  2. être prise après une période d’arrêt suffisante pour que le réservoir soit stabilisé ou après une période de fermeture de 24 heures, si celle-ci est plus courte;
  3. être inscrite comme pression manométrique sur le formulaire 8.