Partie 7. Puits de rejet du fluide de champ pétrolifère

Il est interdit de commencer une activité d’évacuation du fluide de champ pétrolifère sans l’approbation écrite du ministère.

L’exploitant doit concevoir, construire, exploiter et entretenir des puits de rejet du fluide de champ pétrolifère pour :

  1. isoler et protéger de façon permanente tout plan d’eau potable contre la contamination;
  2. protéger les formations pétrolifères existantes et potentielles contre la contamination causée par la migration de fluides injectés;
  3. empêcher la migration des fluides entre les formations perméables;
  4. s'assurer que les fluides éliminés sont compatibles avec la formation de rejet, de façon à réduire au minimum les précipités ou la mobilisation d’argile;
  5. s'assurer que les fluides éliminés sont maintenus à l’intérieur de la formation de rejet.

Remarque : La figure 3 présente un modèle de puits de rejet type.

7.01 Sites de rejet interdits

Il est interdit d’éliminer des fluides dans la formation de la rivière Detroit, dans les secteurs situés dans un rayon de 8 km de la rivière Sainte-Claire.

7.1 Avis

L’exploitant qui prévoit éliminer du fluide de champ pétrolifère doit aviser par écrit :

  1. tous les propriétaires et les autres exploitants situés à moins de 750 mètres de l’emplacement du puits proposé;
  2. la municipalité dans laquelle le puits de rejet sera situé;
  3. le ministère.

7.2 Conception et construction du puits de rejet

L’exploitant doit concevoir et construire un puits de rejet permettant :

  1. l’injection de fluide de champ pétrolifère par la tige de production;
  2. l’isolation de l’espace annulaire entre la tige de production et le tubage de la zone d’injection au moyen d’une garniture d’étanchéité ou d’une autre méthode acceptable;
  3. le placement d’un inhibiteur de corrosion dans l’espace annulaire à l’extérieur de la tige de production;
  4. l’isolation de toutes les nappes d’eau douce à l’aide de tubages et de ciment;
  5. la cimentation du tubage de surface, intermédiaire et de production jusqu'à la surface;
  6. l’utilisation de composantes résistant à une pression correspondant à 110 % de la pression de fonctionnement maximale pour la tête de puits.

7.3 Échantillonnage d’eau de formation

L’exploitant doit recueillir et analyser des échantillons d’eau provenant de chaque aquifère pénétré pendant le forage du puits de rejet et :

  1. enregistrer la profondeur, les caractéristiques chimiques et le niveau statique de chaque aquifère;
  2. remettre au ministère un exemplaire du rapport d’analyse chimique de chaque eau de formation.

7.4 Conversion de puits existants

La conversion de puits existants à des fins d’utilisation comme puits de rejet est permise :

  1. si l’état et la construction du puits répondent aux exigences de la présente norme;
  2. dans le cas d’un puits dont la construction remonte à plus de 10 ans, l’exploitant effectue des essais de pression supplémentaires, ainsi que des diagraphies d’évaluation du tubage et du ciment pour démontrer l’intégrité du tubage du puits et l’étanchéité du ciment.

7.4.1 Anciens puits

Les puits dont la construction remonte à plus de 20 ans ne peuvent pas être convertis en puits de rejet.

Remarque : Aucune dérogation à cette prescription ne sera acceptée.

7.5 Rapport sur les rejets

L’exploitant doit rédiger et remettre au ministère un rapport sur la convenance du puits de rejet proposé et de la formation aux fins de l’élimination du fluide de champ pétrolifère. Le rapport doit indiquer :

  1. le nom et l’adresse de l’exploitant;
  2. l’emplacement, l’identité, l’état, la profondeur, la formation à la profondeur limite, le pétrole, le gaz, l’eau et les zones de perte de circulation présentes dans les puits situés dans un rayon de 750 mètres du puits de rejet proposé;
  3. pour les puits identifiés au point b), qui pénètrent la formation de rejet, des détails sur le tubage, la cimentation et le comblement des puits;
  4. l’emplacement et l’état des puits d’eau potable situés dans un rayon de 750 mètres du puits de rejet proposé;
  5. une description de l’utilisation des ressources de la subsurface située dans un rayon de 750 mètres du puits proposé;
  6. une analyse chimique de l’eau de formation dans le puits de rejet proposé;
  7. l’analyse chimique des échantillons d’eau recueillis dans les puits d’eau douce ou dans certains puits représentatifs identifiés au point d);
  8. la pression initiale de réservoir dans la zone de rejet;
  9. le volume, la vitesse et la pression d’injection maximale pour les activités d’évacuation proposées;
  10. la source, la composition chimique et la densité du fluide de champ pétrolifère injecté;
  11. les résultats des essais de compatibilité du fluide d’évacuation proposé avec l’eau de formation située dans la zone de rejet;
  12. la subsurface qui subira les effets des opérations de rejet des fluides sur une période donnée;
  13. la géologie de la formation de stockage des fluides, son étendue latérale, la nature des couches encaissantes supérieures et inférieures, les caractéristiques de son réservoir et son potentiel en pétrole et en gaz;
  14. les résultats de l’essai d’injectivité;
  15. le registre de forage et de complétion, y compris toute stimulation et tout reconditionnement du puits;
  16. une description complète de l’installation et de la cimentation des tubages de surface, intermédiaires et de production;
  17. un rapport complet sur l’installation des tubes d’injection;
  18. les rapports des essais de l’intégrité des différents tubages;
  19. l’historique du puits, s'il s'agit d’une conversion d’un puits existant;
  20. un rapport détaillé et une coupe transversale de la méthode de complétion du puits (diagramme du puits);
  21. une description de la procédure proposée de traitement du fluide;
  22. un plan du site sur lequel se trouvent la tête de puits et les installations connexes;
  23. si l’injection du fluide de champ pétrolifère requiert l’ajout d’une pression externe, une évaluation de l’incidence de la pression appliquée à la zone de rejet, à d’autres formations et aux ressources de subsurface.

7.6 Opérations de rejet

L’exploitant doit :

  1. injecter dans un puits de rejet uniquement le fluide de champ pétrolifère (eau de formation et fluide de forage) :
    1. qu'il produit,
    2. qui provient du même champ et est livré par pipeline jusqu'au puits de rejet;
  2. éviter d’injecter des fluides qui sont classés « déchets industriels liquides » en vertu de la Loi sur la protection de l’environnement, y compris les fluides de stimulation, à moins qu'une autorisation à cette fin soit accordée pour le puits en question par le ministère de l’Environnement, de la Protection de la nature et des Parcs;
  3. éviter d’injecter du fluide de champ pétrolifère entre le tubage externe et le trou de forage ou encore à l’intérieur de l’espace annulaire, entre les colonnes de tubage.

7.7 Pratique d’injection recommandée

Les fluides de champ pétrolifère doivent être injectés :

  1. par gravité, sans qu'aucune pression ne soit appliquée, ou en ajoutant la pression la plus faible possible, sans excéder 75 % du gradient de fracture connu;
  2. dans des formations appropriées et aussi profondes que possible.

7.8 Avant la mise en service

Avant de commencer l’injection du fluide de champ pétrolifère dans un puits de rejet, et s'il ne s'agit pas de l’essai d’injectivité initial, l’exploitant doit :

  1. répertorier l’ensemble des puits connus et des puits d’eau situés dans un rayon de 750 m du puits de rejet;
  2. confirmer l’intégrité du tubage d’injection par des essais de pression et des diagraphies d’évaluation du ciment;
  3. réaliser une diagraphie d’adhérence du ciment ou équivalente pour vérifier l’intégrité du ciment;
  4. effectuer un essai d’injectivité sur la zone de rejet candidate pour compléter les données existantes sur la perméabilité et la porosité de la zone et pour déterminer la qualité des zones de rejet candidates;
  5. soumettre le rapport d’évacuation demandé à l’article 7.5;
  6. soumettre une procédure opérationnelle pour les activités d’évacuation proposées.

7.8.1 Puits d’eau

Avant de commencer l’injection du fluide de champ pétrolifère, l’exploitant doit recueillir des échantillons d’eau douce dans certains puits accessibles situés dans un rayon de 750 m du site d’évacuation proposé et procéder à leur analyse chimique pour effectuer une caractérisation de l’eau souterraine selon les spécifications du ministère de l’Environnement, de la Protection de la nature et des Parcs. Pendant la collecte des échantillons, l’exploitant doit obtenir auprès du propriétaire du puits les renseignements suivants concernant chaque puits d’eau et soumettre ces données au ministère, accompagnées des analyses chimiques :

  1. la profondeur du puits;
  2. l’âge du puits;
  3. le volume d’eau prélevé dans le puits;
  4. le niveau statique d’eau dans le puits.

7.9 Essai d’injection initial

L’exploitant doit soumettre au ministère avant le début de l’essai le programme concernant l’essai initial d’injectivité d’un puits de rejet. De plus, les fluides injectés durant l’essai doivent circuler dans une tige de production installée sur une garniture d’étanchéité située aussi près que possible au-dessus de la zone d’injection.

7.9.1 Programme de l’essai d’injection

Le programme de l’essai d’injectivité doit comprendre :

  1. la profondeur des intervalles d’injection;
  2. la vitesse des injections;
  3. la ou les pressions des injections;
  4. le volume et la source des fluides qui doivent être injectés.

Remarque : La cueillette d’échantillons de l’eau de formation originale est exigée en vertu de l’article 7.3 et doit être effectuée avant l’injection de quelque fluide que ce soit dans le cadre de l’essai.

7.9.2 Pression lors de l’essai d’injection

Lors de l’essai initial d’injectivité, la pression subsuperficielle au point central de la zone de rejet ne doit pas dépasser 75 % de la pression de fracturation de la formation.

7.9.3 Durée de l’essai d’injection et volume injecté

L’essai initial d’injectivité ne doit pas :

  1. durer plus de 30 jours;
  2. dépasser un total de 500 m3 de fluide injecté.

7.10 Activités liées au puits de rejet

Aucune activité de rejet ne doit être entreprise sans que l’exploitant ait reçu l’autorisation écrite du ministère.

7.10.1 Mesure du fluide

L’exploitant doit mesurer le volume de fluide injecté et les pressions d’injection.

7.10.2 Couverture anticorrosion

Un inspecteur doit, chaque semestre, observer et attester la présence d’un fluide anticorrosion et son isolation du fluide injecté au moyen d’un manomètre, d’une inspection visuelle ou d’une autre technique équivalente.

7.10.3 Pression maximale de l’injection

Lors de l’injection d’un fluide de champ pétrolifère, la pression subsuperficielle au point central de la zone de rejet ne doit pas dépasser 75 % de la pression de fracturation de la formation à cette profondeur, excepté lors des activités de stimulation du puits.

7.11 Plans du site

L’exploitant doit conserver et tenir à jour des plans et des cartes du puits de rejet, ainsi que des installations de stockage et des infrastructures de collecte qui y sont associées.

7.12 Plan d’urgence en cas de déversement

Un plan d’urgence en cas de déversement, de bris ou de fuite dans un pipeline, un réservoir ou une tête de puits doit être disponible en tout temps au bureau ou au centre de coordination de l’exploitant, et le personnel doit avoir suivi une formation et posséder les connaissances nécessaires à la mise en pratique de ce plan.

7.13 Essai de pression périodique

Après chaque période d’injection de cinq ans, l’exploitant doit procéder à un essai de pression de l’espace annulaire et prendre les dispositions nécessaires pour qu'un inspecteur certifie l’intégrité mécanique du puits.

7.14 Arrêt de l’injection

On doit immédiatement interrompre l’injection de fluide si une perte de fluide ou une augmentation de pression est détectée dans l’espace annulaire de la tige de production. On ne peut reprendre l’injection avant d’avoir découvert la cause du problème et d’avoir pris les dispositions nécessaires pour le régler.

7.15 Registres

L’exploitant doit conserver et tenir à jour les renseignements suivants pour chacun des puits de rejet :

  1. le nom et l’emplacement des puits de rejet;
  2. le volume mensuel et cumulatif du fluide évacué;
  3. le volume de fluide provenant de chaque source;
  4. la plage opérationnelle des pressions superficielles pendant l’injection;
  5. la pression superficielle maximale appliquée pendant l’injection;
  6. le nom de la formation utilisée pour l’évacuation;
  7. l’intervalle ou les intervalles de profondeur utilisés pour l’évacuation;
  8. les registres contenant les mesures de la pression subsuperficielle, les essais de diminution de la pression et les autres essais de rendement ou d’évaluation du réservoir;
  9. des exemplaires des analyses chimiques tirées des puits d’eau douce adjacents au puits de rejet;
  10. des descriptions et les résultats des essais de l’intégrité mécanique du puits;
  11. une description des reconditionnements, des traitements à l’acide et des stimulations de fractures réalisés durant l’année;
  12. le nom et le numéro de permis du puits d’alimentation, la caractérisation chimique et les fiches d’envoi concernant l’élimination des fluides de champ pétrolifère dans le puits de rejet.

7.16 Examens périodiques

L’exploitant doit prendre les dispositions nécessaires pour qu'un inspecteur examine les installations et les activités du puits de rejet tous les six mois afin de certifier que les normes en matière de puits de rejet sont bien respectées.