rÈglement sur les installations regulations …
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OIL AND GAS OPERATIONS ACT LOI SUR LES OPÉRATIONS PÉTROLIÈRES
OIL AND GAS INSTALLATIONSREGULATIONSR-029-2014 In force April 1, 2014
RÈGLEMENT SUR LES INSTALLATIONSPÉTROLIÈRES ET GAZIÈRESR-029-2014 En vigueur le 1er avril 2014
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This consolidation is not an official statement of thelaw. It is an office consolidation prepared byLegislation Division, Department of Justice, forconvenience of reference only. The authoritative textof regulations can be ascertained from the RevisedRegulations of the Northwest Territories, 1990 and themonthly publication of Part II of the NorthwestTerritories Gazette.
This consolidation and other G.N.W.T. legislation canbe accessed on-line at
http://www.justice.gov.nt.ca/Legislation/SearchLeg&Reg.shtml
La présente codification administrative ne constitue pasle texte officiel de la loi; elle n'est établie qu'à titredocumentaire par les Affaires législatives du ministèrede la Justice. Seuls les règlements contenus dans lesRèglements révisés des Territoires du Nord-Ouest(1990) et dans les parutions mensuelles de la Partie IIde la Gazette des Territoires du Nord-Ouest ont forcede loi.
La présente codification administrative et les autres loiset règlements du G.T.N.-O. sont disponibles en directà l’adresse suivante :
http://www.justice.gov.nt.ca/Legislation/SearchLeg&RegFR.shtml
OIL AND GASOPERATIONS ACT
LOI SUR LES OPÉRATIONSPÉTROLIÈRES
OIL AND GASINSTALLATIONS REGULATIONS
RÈGLEMENT SUR LES INSTALLATIONSPÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES
The Commissioner in Executive Council, undersection 52 of the Oil and Gas Operations Act and everyenabling power, makes the Oil and Gas InstallationsRegulations.
Le commissaire en Conseil exécutif, en vertu del’article 52 de la Loi sur les opérations pétrolières et detout pouvoir habilitant, prend le Règlement sur lesinstallations pétrolières et gazières.
1. These regulations may be cited as the Oil and GasInstallations Regulations.
1. Règlement sur les installations pétrolières etgazières.
INTERPRETATION DÉFINITIONS
2. (1) In these regulations,
"accidental event" means an unplanned or unexpectedevent or circumstance or series of events orcircumstances that may lead to loss of life or damage tothe environment; (événement accidentel)
"accommodation area" means dependent personnelaccommodation or an accommodation installation;(secteur d’habitation)
"accommodation installation" means an installation thatis used to accommodate persons at a production site ordrill site and that functions independently of aproduction installation, drilling installation or divinginstallation, and includes any associated dependentdiving system; (installation d’habitation)
"certificate of fitness" means a certificate issued by acertifying authority in accordance with section 3 of theOil and Gas Certificate of Fitness Regulations;(certificat de confirmité)
"certifying authority" has the same meaning as insection 1 of the Oil and Gas Certificate of FitnessRegulations; (autorité)
"Chief" means the Chief Safety Officer; (délégué)
"classification society" means an independentorganization whose purpose is to supervise theconstruction, ongoing maintenance and anymodifications of an offshore platform in accordancewith the society’s rules for classing offshore platformsand includes the American Bureau of Shipping, Lloyd’sRegister of Shipping, Det Norske Veritas ClassificationA/S and Bureau Veritas; (société de classification)
2. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent auprésent règlement.
«activité maritime» Activité relative au maintien de laposition et à l’évitement des abordages desplates-formes mobiles au large des côtes. La présentedéfinition comprend l’amarrage, le positionnementdynamique et le lestage. (marine activities)
«appareil de forage» Ensemble des dispositifs utiliséspour faire un puits par forage ou autrement, notammentune tour de forage, un treuil, une table de rotation, unepompe à boue, un obturateur anti-éruption, unaccumulateur, un collecteur de duses, tout logement dupersonnel connexe et tout matériel connexe, y comprisles installations de force motrice et les systèmes desurveillance et de contrôle. (drilling rig)
«approbation de plan de mise en valeur» Approbationd’un plan de mise en valeur accordée en vertu de leparagraphe 14(1) de la Loi. (development planapproval)
«autorisation de programme de forage» Autorisationd’exécuter un programme de forage délivrée à unepersonne en vertu de l’alinéa 10(1)b) de la Loi.(Drilling Plan Authorization)
«autorisation de programme de plongée» Autorisationd’exécuter un programme de plongée délivrée àl’exploitant en vertu de l’alinéa 10(1)b) de la Loi.(Diving Program Authorization)
«autorisation d’exécuter des travaux de production»Autorisation d’exécuter des travaux de productiondélivrée à l’exploitant en vertu de l’alinéa 10(1)b) de laLoi. (Production Operations Authorization)
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"contingency plan" means a plan that addressesabnormal conditions or emergencies that can reasonablybe anticipated; (plan d’urgence)
"control point" means a work area other than a controlstation from which systems and equipment critical tothe safety of the installation can be monitored andcontrolled; (poste de commande)
"control station" means a continuously manned workarea from which process and export equipment,wellhead manifold and Christmas trees, main andemergency power, fire and gas detection, fire control,communications equipment, emergency shutdownsystems, ballast control system, dynamic positioningsystems and other systems and equipment critical to thesafety of the installation are remotely controlled ormonitored; (salle de commande)
"damaged condition" means, with respect to a floatingplatform, the condition of the platform after it hassuffered damage to the extent described in theInternational Maritime Organization Code for theConstruction and Equipment of Mobile OffshoreDrilling Units, 1989; (condition avariée)
"dependent diving system" means a diving system thatis associated with an installation other than a divinginstallation and that does not function independently ofthe installation; (système de plongée non autonome)
"dependent personnel accommodation" meanspersonnel accommodation that is associated with aninstallation other than an accommodation installationand that does not function independently of theinstallation; (logement du personnel connexe)
"development plan" means a development plan relatingto the development of a pool or field that is referred toin subsection 14(1) of the Act; (plan de mise en valeur)
"development plan approval" means the approval of adevelopment plan under subsection 14(1) of the Act;(approbation de plan de mise en valeur)
"diving installation" means a diving system and anyassociated vessel that function independently of anaccommodation installation, production installation ordrilling installation; (installation de plongée)
"Diving Program Authorization" means anauthorization to conduct a diving program that is issuedto an operator under paragraph 10(1)(b) of the Act;(autorisation de programme de plongée)
«autorité» S’entend au sens de l’article 2 du Règlementsur les certificats de conformité liés à l’exploitation dupétrole et du gaz. (certifying authority)
«base de forage» Base stable sur laquelle est installé unappareil de forage, notamment la surface terrestre, uneîle artificielle, une plate-forme de glace, uneplate-forme fixée au sol ou au fond marin et toute autrefondation spécialement construite pour des travaux deforage. (drilling base)
«certificat de conformité» Certificat délivré parl’autorité conformément à l’article 4 du Règlement surles certificats de conformité liés à l’exploitation dupétrole et du gaz. (certificate of fitness)
«charge environnementale» Charge due aux vagues,aux courants, aux marées, au vent, à la glace, auxglaces marines, à la neige, à un tremblement de terre ouà tout autre phénomène naturel ou à toute combinaisonde ces phénomènes. (environmental load)
«condition avariée» Condition d’une plate-formeflottante après que celle-ci a subi une avarie dontl’étendue est décrite dans le Recueil des règles relativesà la construction et à l’équipement des unités mobilesde forage au large de l’Organisation maritimeinternationale, 1989. (damaged condition)
«condition de survie» Condition d’une plate-formemobile au large des côtes lorsqu’elle est soumise auxconditions environnementales les plus rigoureusesdéterminées conformément à l’article 45. (survivalcondition)
«condition d’exploitation» Condition d’une plate-formemobile au large des côtes au tirant d’eau d’exploitation.(operating condition)
«condition intacte» Condition d’une plate-formeflottante qui n’est pas en condition avariée. (intactcondition)
«conduite d’écoulement» Pipeline utilisé pourtransporter des fluides entre un puits et le matériel deproduction, notamment les pipelines à l’intérieur d’unchamp et les conduites d’amenée. (flowline)«délégué» Délégué à la sécurité. (chief)
«dommage majeur» Dommage qui cause de lapollution incontrôlée ou la perte de vies, ou qui menacedes vies. (major damage)
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"diving system" means the plant or equipment used inor in connection with a diving operation, and includesthe plant and equipment that are essential to a diver orto a pilot of a manned submersible; (système deplongée)
"drilling base" means the stable foundation on which adrilling rig is installed, and includes the ground surface,an artificial island, an ice platform, a platform fixed to theground or seafloor and any other foundation speciallyconstructed for drilling operations; (base de forage)
"drilling installation" means a drilling unit or a drillingrig and its associated drilling base, and includes anyassociated dependent diving system; (installation deforage)
"Drilling Program Authorization" means anauthorization to conduct a drilling program that isissued to a person under paragraph 10(l)(b) of the Act;(autorisation de programme de forage)
"drilling rig" means the plant used to make a well byboring or other means, and includes a derrick,draw-works, rotary table, mud pump, blowoutpreventer, accumulator, choke manifold, dependentpersonnel accommodation and other associatedequipment, including power, control and monitoringsystems; (appareil de forage)
"drilling unit" means a drillship, submersible,semi-submersible, barge, jack-up or other vessel that isused in a drilling program and is fitted with a drillingrig, and includes other facilities related to drilling andmarine activities that are installed on a vessel orplatform; (unité de forage)
"drill site" means a location where a drilling rig is or isproposed to be installed; (emplacement de forage)
"environmental load" means a load imposed by waves,currents, tides, wind, ice, sea ice, snow, an earthquakeor any other naturally occurring phenomenon, or by anycombination of those phenomena; (chargeenvironnementale)
"floating platform" means a column-stabilized mobileoffshore platform or a surface mobile offshoreplatform; (plate-forme flottante)
"flowline" means a pipeline that is used to transportfluids from a well to a production facility or vice versa,and includes intrafield export and all gathering lines;(conduite d’écoulement)
«emplacement de forage» Emplacement où un appareilde forage est ou est censé être installé. (drill site)
«emplacement de forage au large des côtes»Emplacement de forage qui est situé dans une régionimmergée et qui n’est pas une île, une île artificielle niune plate-forme de glace. (offshore drill site)
«emplacement de production» Emplacement où uneinstallation de production est ou est censée êtreinstallée. (production site)
«emplacement de production au large des côtes»Emplacement de production qui est situé dans unerégion immergée et qui n’est pas une île, autre qu’uneîle artificielle, ni une plate-forme de glace. (offshoreproduction site)
«étanche à l’eau» Se dit de ce qui est conçu et construitpour résister, sans fuite, à une charge statique d’eau.(watertight)
«événement accidentel» Événement ou circonstanceimprévu ou inattendu, ou série de tels événements oucirconstances qui peut entraîner la perte de vies ou desdommages à l’environnement. (accidental event)
«exploitant» Personne qui a demandé ou qui a reçu uneautorisation d’exécuter des travaux de production, uneautorisation de programme de forage ou uneautorisation de programme de plongée en vertu del’alinéa 10(1)b) de la Loi. (operator)
«installation» Installation de plongée, de forage, deproduction ou d’habitation. (installation)
«installation au large des côtes» Installation située à unemplacement de production ou de forage au large descôtes. La présente définition comprend une installationd’habitation et une installation de plongée. (offshoreinstallation)
«installation de forage» Unité de forage ou appareil deforage ainsi que sa base de forage, notamment toutsystème de plongée non autonome connexe. (drillinginstallation)
«installation de plongée» Système de plongée et toutnavire connexe qui fonctionnent indépendammentd’une installation de forage, de production oud’habitation. (diving installation)
«installation de production» Matériel de productionainsi que toute plate-forme, toute île artificielle, tout
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"gastight door" means a solid, close-fitting doordesigned to resist the passage of gas under normaloperating conditions; (porte étanche aux gaz)
"hazardous area" means an area classified as hazardousin American Petroleum Institute standard RP 500Recommended Practice for Classification of Locationsfor Electrical Installations at Petroleum Facilities;(zone dangereuse)
"installation" means a diving installation, a drillinginstallation, a production installation or anaccommodation installation; (installation)
"intact condition" means, with respect to a floatingplatform, that the platform is not in a damagedcondition; (condition intacte)
"machinery space" means a space on an installationwhere equipment incorporating rotating orreciprocating mechanical equipment in the form of aninternal combustion engine, a gas turbine, an electricmotor, a generator, a pump or a compressor is located;(zone des machines)
"major damage" means damage that results inuncontrolled pollution or loss of or serious threat to life;(dommage majeur)
"manned offshore installation" means an offshoreinstallation on which persons are normally present;(installation habitée au large des côtes)
"marine activities" means activities related to positionkeeping and collision avoidance of mobile offshoreplatforms including mooring, dynamic positioning andballasting; (activité maritime)
"mobile offshore platform" means an offshore platformthat is designed to operate in a floating or buoyantmode or that can be moved from place to place withoutmajor dismantling or modification, whether or not it hasits own motive power; (plate-forme mobile au largedes côtes)
"new installation" means an installation that isconstructed after February 13, 1996; (nouvelleinstallation)
"non-combustible material" means material that doesnot burn or give off flammable vapours in sufficientquantity for self-ignition when heated to 750EC;(matériau incombustible)
système de production sous-marin, tout système dechargement au large des côtes, tout matériel de forage,tout matériel afférent aux activités maritimes et toutsystème de plongée non autonome connexes.(production installation)
«installation d’habitation» Installation qui sert à logerdes personnes à un emplacement de production ou deforage et qui fonctionne indépendamment de touteinstallation de production, de forage ou de plongée. Laprésente définition comprend tout système de plongéenon autonome connexe. (accommodation installation)
«installation habitée au large des côtes» Installation aularge des côtes où des personnes sont habituellementprésentes. (manned offshore installation)
«installation inhabitée au large des côtes» Installationau large des côtes habituellement inoccupée où, lorsques’y trouvent des personnes, elles effectuent des travauxopérationnels, de la maintenance ou des inspections quine nécessitent pas un séjour de plus d’une journée.(unmanned offshore installation)
«logement du personnel connexe» Logement dupersonnel qui fait partie d’une installation, autre qu’uneinstallation d’habitation, et qui ne peut fonctionnerindépendamment de l’installation. (dependentpersonnel accommodation)
«manuel d’exploitation» Manuel visé à l’article 64.(operations manual)
«matériau incombustible» Matériau qui ne brûle pas oune dégage pas de vapeurs inflammables en quantitésuffisante pour s’enflammer lorsqu’il est chauffé à750°C. (non-combustible material)
«matériel de production» Matériel de production dupétrole ou du gaz se trouvant à l’emplacement deproduction, y compris les équipements de séparation, detraitement et de transformation, le matériel et leséquipements utilisés à l’appui des travaux deproduction, les aires d’atterrissage, les héliports, lesaires ou les réservoirs de stockage et les logements dupersonnel connexes. La présente définition exclut touteplate-forme, toute île artificielle, tout système deproduction sous-marin, tout équipement de forage ettout système de plongée connexes. (production facility)
«nouvelle installation» Installation construite aprèsl’entrée en vigueur du présent règlement. (newinstallation)
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"offshore drill site" means a drill site within awater-covered area that is not an island, an artificialisland or an ice platform; (emplacement de forage aularge des côtes)
"offshore installation" means an installation that islocated at an offshore production site or offshore drillsite, and includes an accommodation installation and adiving installation; (installation au large des côtes)
"offshore loading system" means the equipment andany associated platform or storage vessel located at anoffshore production site to load oil or gas on a transportvessel, and includes any equipment on the transportvessel that is associated with the loading system;(système de chargement au large des côtes)
"offshore production site" means a production sitewithin a water-covered area that is not an island, otherthan an artificial island, or an ice platform;(emplacement de production au large des côtes)
"operating condition", with respect to a mobile offshoreplatform, means the condition of operating at theoperating draft; (condition d’exploitation)
"operating draft", with respect to a mobile offshoreplatform, means the vertical distance in metres from themoulded baseline to the assigned waterline, when theplatform is operating under combined environmentaland operational loads that are within the limits forwhich the platform was designed to operate; (tirantd’eau d’exploitation)
"operations manual" means the manual referred to insection 64; (manuel d’exploitation)
"operator" means a person who has applied for or hasbeen granted a Production Operations Authorization, aDrilling Program Authorization or a Diving ProgramAuthorization under paragraph 10(1)(b) of the Act;(exploitant)
"platform" means a platform associated with aninstallation; (plate-forme)
"production facility" means equipment for theproduction of oil or gas located at a production site,including separation, treating and processing facilities,equipment and facilities used in support of productionoperations, landing areas, heliports, storage areas ortanks and dependent personnel accommodations, butnot including any associated platform, artificial island,subsea production system, drilling equipment or diving
«plan de mise en valeur» Plan afférent à la mise envaleur d’un gisement ou d’un champ qui est visé à leparagraphe 14(1) de la Loi. (developement plan)
«plan d’urgence» Plan qui traite des situationsanormales ou d’urgence qui sont prévisibles.(contingency plan)
«plate-forme» Plate-forme liée à une installation.
«plate-forme flottante» Plate-forme mobile au largedes côtes stabilisée par colonnes ou une plate-formemobile au large des côtes qui est une plate-forme desurface. (floating platform)
«plate-forme mobile au large des côtes» Plate-forme aularge des côtes qui est conçue pour fonctionner à flot ouqui peut être déplacée sans démantèlement oumodification d’importance, qu’elle soit autopropulséeou non. (mobile offshore platform)
«porte étanche aux gaz» Porte pleine et ajustée, conçuepour résister au passage des gaz dans des conditionsd’usage normales. (gastight door)
«poste de commande» Zone de travail, autre que lasalle de commande, d’où peuvent être contrôlés etsurveillés les systèmes et les équipements essentiels àla sécurité de l’installation. (control point)
«salle de commande» Zone de travail continuellementoccupée d’où sont contrôlés ou surveillés à distancel’équipement de traitement et d’exportation, lecollecteur de tête de puits et d’éruption, les sourcesd’énergie principale et de secours, le système dedétection d’incendie et de gaz, le système de luttecontre l’incendie, l’équipement de communication, lessystèmes d’arrêt d’urgence, les systèmes de régulationdu lest, les systèmes de positionnement dynamique ettout autre système ou équipement essentiels à lasécurité de l’installation. (control station)
«secteur d’habitation» Installation d’habitation oulogement du personnel connexe. (accommodationarea)
«société de classification» Organisme indépendant ayantpour objet de superviser la construction, l’entretien courantet la modification des plates-formes au large des côteseffectués conformément à ses règles de classification detelles plates-formes. La présente définition comprendl’American Bureau of Shipping, le Lloyd’s Register ofShipping, le Det Norske Veritas Classification A/S et leBureau Veritas. (classification society)
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system; (matériel de production)
"production installation" means a production facilityand any associated platform, artificial island, subseaproduction system, offshore loading system, drillingequipment, facilities related to marine activities anddependent diving system; (installation de production)
"production operation" means an operation that isrelated to the production of oil or gas from a pool orfield; (travaux de production)
"Production Operations Authorization" means anauthorization to conduct production operations issuedto an operator under paragraph 10(1)(b) of the Act;(autorisation d’exécuter des travaux de production)
"production site" means a location where a productioninstallation is or is proposed to be installed;(emplacement de production)
"subsea production system" means equipment andstructures that are located on or below or buried in theseafloor for the production of oil or gas from, or for theinjection of fluids into, a field under an offshoreproduction site, and includes production risers, flowlines and associated production control systems;(système de production sous-marin)
"survival condition", with respect to a mobile offshoreplatform, means the condition of the platform when itis subjected to the most severe environmentalconditions determined in accordance with section 45;(condition de survie)
"survival draft", with respect to a mobile offshoreplatform, means the vertical distance in metres from themoulded baseline to the assigned waterline, when theplatform is subjected to the most severe environmentalconditions determined in accordance with section 45;(tirant d’eau de survie)
"transit draft", with respect to a mobile offshoreplatform, means the vertical distance in metres from the
moulded baseline to the assigned waterline, when theplatform is moving from one geographical location toanother; (tirant d’eau de transit)
"unmanned offshore installation" means an offshoreinstallation on which persons are not normally presentand in those instances when persons are present on theinstallation, their presence is for the purpose ofperforming operational duties, maintenance or
«système de chargement au large des côtes»Équipement, ainsi que plate-forme ou navire destockage connexe, situé à un emplacement deproduction au large des côtes en vue du chargement dupétrole ou du gaz sur un navire de transport, y comprisl’équipement afférent au système de chargement dunavire de transport. (offshore loading system)
«système de plongée» Ensemble des dispositifs ou dumatériel utilisés directement ou indirectement pour lesopérations de plongée, notamment les dispositifs et lematériel essentiels au plongeur ou au pilote d’unsubmersible habité. (diving system)
«système de plongée non autonome» Système deplongée qui est lié à une installation, autre qu’uneinstallation de plongée, et qui ne peut fonctionnerindépendamment de l’installation. (dependent divingsystem)
«système de production sous-marin» Matériel etstructures, y compris les tubes prolongateurs deproduction, les conduites d’écoulement et les systèmesconnexes de contrôle de la production, situés à lasurface ou sous la surface du fond marin ou dans lefond marin et utilisés pour la production de pétrole oude gaz d’un gisement qui se trouve sous unemplacement de production au large des côtes ou pourl’injection de fluides dans un tel gisement. (subseaproduction system)
«tirant d’eau de survie» Distance verticale en mètresentre la ligne de base et la ligne de flottaison attribuéede la plate-forme mobile au large des côtes lorsquecelle-ci est soumise aux charges environnementales lesplus rigoureuses déterminées conformément àl’article 45. (survival draft)
«tirant d’eau de transit» Distance verticale en mètresentre la ligne de base et la ligne de flottaison attribuéede la plate-forme mobile au large des côtes lorsquecelle-ci se déplace d’un lieu géographique à un autre.(transit draft)
«tirant d’eau d’exploitation» Distance verticale enmètres entre la ligne de base et la ligne de flottaisonattribuée de la plate-forme mobile au large des côteslorsque celle-ci fonctionne en présence de chargescombinées d’exploitation et environnementales en deçàde ses limites nominales. (operating draft)
«travaux de production» Travaux liés à la productionde pétrole ou de gaz à partir d’un champ ou d’ungisement. (production operation)
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inspections that will not necessitate an overnight stay;(installation inhabitée au large des côtes)
"watertight" means designed and constructed towithstand a static head of water without any leakage;(étanche à l’eau)
"working area" means any area of an installation that aperson may occupy during the normal course of duties,and includes a control room, a workshop, machineryspace, storage area and paint locker. (zone de travail)
«unité de forage» Navire de forage, submersible,semi-submersible, barge, plate-forme auto-élévatrice ouautre navire utilisés pour l’exécution d’un programmede forage et munis d’un appareil de forage. La présentedéfinition comprend tout autre matériel afférent auxactivités maritimes et de forage qui est installé sur unnavire ou une plate-forme. (drilling unit)
«zone dangereuse» Espace classé comme dangereuxdans le document RP 500 de l’American PetroleumInstitute intitulé Recommended Practice forClassification of Locations for Electrical Installationsat Petroleum Facilities. (hazardous area)
«zone des machines» Espace d’une installation où estsitué de l’équipement comprenant de l’équipementmécanique rotatif ou alternatif, soit des moteurs àcombustion interne, des turbines à gaz, des moteursélectriques, des génératrices, des pompes ou descompresseurs. (machinery space)
«zone de travail» Tout espace de l’installation qu’unepersonne peut occuper dans l’exercice de ses fonctions,y compris la salle de commande, les ateliers, les zonesdes machines, les zones d’entreposage et les magasinsde peinture. (working area)
(2) Subject to subsection 9(2), for the purposes ofsections 10, 11, 13, 14, 19 and 33, the classification ofhazardous areas with respect to hazards caused bycombustible gases on an installation must be made inaccordance with American Petroleum Institute standardRP 500 Recommended Practice for Classification ofLocations for Electrical Installations at PetroleumFacilities.
(2) Sous réserve du paragraphe 9(2) et pourl’application des articles 10, 11, 13, 14, 19 et 33, laclassification des zones dangereuses quant aux risquesdus aux gaz combustibles dans une installation doit êtrefaite conformément au document RP 500 de l’AmericanPetroleum Institute intitulé Recommended Practice forClassification of Locations for Electrical Installationsat Petroleum Facilities.
(3) A reference to a standard or specification is areference to the standard or specification as amendedfrom time to time.
(3) Le renvoi à une norme ou à une spécificationse rapporte à celle-ci compte tenu de ses modificationssuccessives.
PART 1GENERAL REQUIREMENTS
PARTIE 1EXIGENCES GÉNÉRALES
General Dispositions générales
3. For the purpose of ensuring the safety of aninstallation, no operator shall use the installation unlessthe equipment on the installation is arranged inaccordance with these regulations to
(a) provide for the safety of personnel;(b) minimize damage to the environment; and(c) enable easy access to the equipment.
3. En vue d’assurer la sécurité d’une installation, il estinterdit à l’exploitant d’utiliser l’installation, sauf si sonéquipement est disposé conformément au présentrèglement de façon à :
a) assurer la sécurité du personnel;b) réduire au minimum les dommages à
l’environnement;c) être facilement accessible.
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Quality Assurance Assurance de la qualité
4. (1) A new installation must be designed,constructed, installed and commissioned in accordancewith a quality assurance program that complies withsubsection (2) and that is selected in accordance withCanadian Standards Association standardCAN3-Z299.0-86, Guide for Selecting andImplementing the CAN3-Z299-85 Quality AssuranceProgram Standards.
4. (1) La nouvelle installation doit être conçue,construite, mise en place et mise en service aux termesd’un programme d’assurance de la qualité établiconformément au paragraphe (2) et choisiconformément au Guide de sélection et de mise enpratique des normes CAN3-Z299-85 de programmed’assurance de la qualité, CAN3-Z299.0-86 del’Association canadienne de normalisation.
(2) A quality assurance program must bedeveloped in accordance with
(a) Canadian Standards Association standardCAN3-Z299.l-85, Quality AssuranceProgram — Category 1;
(b) Canadian Standards Association standardCAN3-Z299.2-85, Quality ControlProgram — Category 2;
(c) Canadian Standards Association standardCAN3-Z299.3-85, Quality VerificationProgram — Category 3; and
(d) Canadian Standards Association standardCAN3-Z299.4-85, Inspection Program —Category 4.
(2) Les programmes d’assurance de la qualitédoivent être établis selon les normes suivantes del’Association canadienne de normalisation :
a) Programme d’assurance de laqualité-Catégorie 1, CAN3-Z299.1-85;
b) Programme d’assurance de laqualité-Catégorie 2, CAN3-Z299.2-85;
c) Programme d’assurance de laqualité-Catégorie 3, CAN3-Z299.3-85;
d) Programme d’assurance de laqualité-Catégorie 4, CAN3-Z299.4-85.
Helicopter Deck Hélipont
5. (1) A helicopter deck or facility that forms part ofan offshore installation must
(a) conform to Transport Canada standard TP4414, Guidelines Respecting HelicopterFacilities on Ships; and
(b) be equipped so that any fuel stored on oradjacent to the helicopter deck or to theaccommodation areas
(i) can be jettisoned by action taken atanother location on the installation,or
(ii) is protected against damage orimpact.
5. (1) L’hélipont ou l’installation d’hélicoptèresfaisant partie de l’installation au large des côtes doit :
a) être conforme à la norme TP 4414 deTransports Canada intitulée Lignesdirectrices applicables aux installationsdestinées aux hélicoptères à bord desnavires;
b) être équipé de sorte que tout carburant quiy est entreposé ou qui est entreposé dansun endroit adjacent à l’hélipont ou auxsecteurs d’habitation puisse :
(i) soit être jeté par-dessus bord par letruchement d’une mesure prise d’unautre lieu de l’installation,
(ii) soit être protégé contre toutdommage ou impact.
(2) A helicopter deck that forms part of anoffshore installation must be in a location that is readilyaccessible to and from the dependent personnelaccommodation of the installation.
(2) L’hélipont faisant partie de l’installation aularge des côtes doit être situé en un lieu facilementaccessible à partir du logement du personnel connexede l’installation.
(3) A helicopter facility that forms part of anonshore installation must conform to Transport Canadastandard TP2586E, Heliport and Helideck Standardsand Recommended Practices.
(3) L’installation d’hélicoptères faisant partie del’installation à terre doit être conforme à la normeTP2586F de Transports Canada intitulée Héliports ethéli-plates-formes, normes et pratiques recommandées.
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Facilities for Inspection and Maintenance Matériel destiné à l’inspection et à la maintenance
6. An offshore installation must be designed andequipped in a manner that allows for the monitoring,maintenance and periodic inspection of the installation,including
(a) clear marking and identification of theareas to be inspected;
(b) provision for safe access to and adequateinspection space for the areas to beinspected;
(c) space for the storage and operation ofdiving equipment;
(d) means to facilitate the work of divers,when inspection by divers is required;
(e) means to assist maintenance personnel,including those doing underwatermaintenance, to perform their work safelyand effectively; and
(f) in the case of a mobile offshore platformthat is not intended to be periodicallydrydocked, means to facilitate on-location inspection of the hull.
6. L’installation au large des côtes doit être conçue etéquipée de manière à en permettre la surveillance, lamaintenance et l’inspection périodique, notammentgrâce à :
a) l’identification et au marquage précis deszones à inspecter;
b) l’accès en toute sécurité aux zones àinspecter et à l’espace suffisant pour leurinspection;
c) des espaces réservés à l’entreposage et àl’utilisation de l’équipement de plongée;
d) des moyens destinés à faciliter le travaildes plongeurs lorsqu’ils doivent procéderà une inspection;
e) des moyens destinés à aider le personnelde maintenance, y compris celui demaintenance sous-marine, à effectuer sontravail efficacement et en toute sécurité;
f) dans le cas d’une plate-forme mobile aularge des côtes qui n’est pas censée êtrepériodiquement mise en cale sèche, desmoyens destinés à faciliter l’inspection surplace de la coque.
Secondary Structures and Fittings Dispositifs et structures secondaires
7. Decks, deckhouses, skids, modules and otherstructures located or installed on an offshore installationmust be capable of withstanding all loads and forces towhich they will be subjected, as determined inaccordance with section 45.
7. Les ponts, superstructures, patins, modules etautres structures situés ou montés sur une installationau large des côtes doivent pouvoir résister à toutes lescharges et les forces auxquelles ils seront soumis, selonce qui est déterminé conformément à l’article 45.
Arrangements of Materials and Equipment Disposition des matériaux et de l’équipement
8. (1) In this section,
"flame-type equipment" means any electric or firedheating equipment that uses an open flame, electric arcor element, and includes a space heater, a torch, aheated process vessel, a boiler, an electric arc or anopen flame welder, or an open element electric heateror appliance; (équipement de type à flamme)
"process vessel" means a heater, dehydrator, separator,treater or vessel used in the processing or treatment ofproduced gas or oil. (récipient de fabrication)
8. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent auprésent article.
«équipement de type à flamme» Tout équipement dechauffage électrique ou alimenté en carburant quicomprend une flamme nue, un arc électrique ou unélément électrique. La présente définition comprend lesradiateurs de chauffage, les chalumeaux, les récipientsde fabrication chauffés, les chaudières, les appareils desoudage à arc électrique ou à flamme nue, les radiateurset les appareils électriques dont l’élément est àdécouvert. (flame-type equipment)
«récipient de fabrication» Radiateur, déshydrateur,séparateur, purificateur ou récipient utilisé pour letraitement ou le raffinage du pétrole ou du gaz produit.(process vessel)
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(2) No person shall create or cause to be createdany unprotected flame or source of ignition within 50 mof a well, an oil storage tank or another source ofignitable vapour.
(2) Il est interdit d’allumer ou de faire en sorte quesoit allumée une flamme nue ou une sourced’inflammation dans un rayon de 50 m d’un puits, d’unréservoir de stockage de pétrole ou d’une autre sourcede vapeurs inflammables.
(3) No oil storage tank shall be placed or remainwithin 50 m of an onshore well.
(3) Aucun réservoir de stockage de pétrole ne doitêtre placé ni ne doit demeurer dans un rayon de 50 md’un puits sur terre.
(4) No flame-type equipment shall be placed oroperated within 25 m of a well, an oil storage tank orother source of ignitable vapour, except
(a) if the well is(i) a water supply well, or
(ii) a water injection well equipped witha suitable packer and with thesurface casing annulus ventedoutside any building; or
(b) if emergency work requires the use offlame-type equipment and the wellheadvalves and blow-out preventer, if any, areclosed.
(4) Aucun équipement de type à flamme ne doit êtreplacé ni ne doit fonctionner dans un rayon de 25 m d’unpuits, d’un réservoir de stockage de pétrole ou d’une autresource de vapeurs inflammables, sauf dans les cassuivants :
a) s’il s’agit :(i) d’un puits d’eau,
(ii) d’un puits d’injection d’eau munid’une garniture d’étanchéitéappropriée et ayant une tubulure desurface dont l’espace annulaire estdéchargé à l’air libre;
b) si des travaux d’urgence exigent l’utilisationd’équipement du type à flamme et lesvannes de tête de puits et, le cas échéant,l’obturateur anti-éruption sont fermés.
(5) No flame-type equipment shall be placed oroperated within 25 m of a process vessel, unless theflame type equipment is fitted with an adequate flamearrester.
(5) Aucun équipement de type à flamme ne doitêtre placé ni ne doit fonctionner dans un rayon de 25 md’un récipient de fabrication, sauf si l’équipement estmuni d’un coupe-flamme adéquat.
(6) No flame-type equipment shall be located inthe same building as a process vessel or other source ofignitable vapour, unless
(a) the air intakes and flues of all burners arelocated outside the building;
(b) relief valves, safety heads and othersources of ignitable vapours are ventedoutside the building and discharged aboveroof level; and
(c) t h e b u i ld ing i s a d e q u a t e l ycross-ventilated.
(6) Aucun équipement de type à flamme ne doitêtre situé dans le même bâtiment qu’un récipient defabrication ou qu’une autre source de vapeursinflammables, à moins que :
a) les prises d’air et les carneaux desbrûleurs ne soient situés à l’extérieur dubâtiment;
b) les vannes de détente, les plaquesd’éclatement et les autres sources devapeurs inflammables ne soientdéchargées au-dessus des toits àl’extérieur du bâtiment;
c) le bâtiment ne fasse l’objet d’uneventilation transversale suffisante.
(7) Process vessels and equipment from whichignitable vapour may issue must be vented to theatmosphere, and vent lines from storage tanks that arevented to flare pits or flare stacks must be providedwith flame arresters or other equivalent safety devices.
(7) Les récipients de fabrication et les équipementspouvant émettre des vapeurs inflammables doivent êtredéchargés à l’air libre et les conduites de décharges desréservoirs de stockage de pétrole qui mènent à unefosse de brûlage ou à une cheminée de brûlage doiventêtre munies de coupe-flammes ou de dispositifs desécurité équivalents.
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(8) An exhaust pipe from an internal combustionengine located within 25 m of a well, a process vessel,an oil storage tank or other source of ignitable vapourmust be constructed so that
(a) any emergence of flame along its lengthor at its end is prevented; and
(b) the end is at least 6 m from the verticalcentre line of the well projected upwardand is directed away from the well.
(8) Le tuyau d’échappement d’un moteur àcombustion interne situé dans un rayon de 25 m d’unpuits, d’un récipient de fabrication, d’un réservoir destockage de pétrole ou d’une autre source de vapeursinflammables doit être construit de façon :
a) à prévenir l’émission de flammes sur salongueur ou à son extrémité;
b) que son extrémité soit située à au moins6 m d’une projection vers le haut de l’axevertical du puits et soit dirigée vers le côtéopposé au puits.
(9) Equipment at or near a well, a process vessel,an oil storage tank or other source of ignitable vapourmust be constructed in accordance with CanadianStandards Association standard C22.1-1990, CanadianElectrical Code Part I, Safety Standard for ElectricalInstallations and the Oil and Gas Occupational Healthand Safety Regulations.
(9) L’équipement situé sur un puits, un récipientde fabrication, un réservoir de stockage de pétrole ouune autre source de vapeurs inflammables ou près deceux-ci doit être construit conformément à la normeC22.1-1990 de l’Association canadienne denormalisation, intitulée Code canadien de l’électricité,Première partie, Norme de sécurité relative auxinstallations électriques et au Règlement sur la sécuritéet la santé au travail(pétrole et gaz).
Access to Hazardous Areas Accès aux zones dangereuses
9. (1) Subject to subsection (2), there must not bedirect access or any opening in an installation between
(a) a non-hazardous area and a hazardousarea; or
(b) a Class I, Division 2, hazardous area anda Class I, Division 1, hazardous area.
9. (1) Sous réserve du paragraphe (2), un accès directou des ouvertures ne doivent pas être prévus dans uneinstallation entre :
a) une zone non dangereuse et une zonedangereuse;
b) une zone dangereuse de classe I, division2 et une zone dangereuse de classe I,division 1.
(2) Subject to subsections (3) to (5), an enclosedarea that has direct access to, and that is classified asless hazardous than, a Class I, Division 1, hazardousarea or a Class I, Division 2, hazardous area has thesame classification as the area to which it has directaccess.
(2) Sous réserve des paragraphes (3) à (5), unespace fermé qui donne directement sur une zonedangereuse de classe I, division 1 ou 2 et qui est classécomme étant moins dangereux a la même classificationque la zone.
(3) An enclosed area that has direct access to aClass I, Division 1, area is considered a Class I,Division 2, hazardous area if
(a) the access is fitted with a self-closinggastight door that opens into the enclosedarea; and
(b) when the door is open, the air flows fromthe enclosed area into the Class I,Division 1, hazardous area.
(3) Un espace fermé qui donne directement surune zone de classe I, division 1 est considéré commeune zone dangereuse de classe I, division 2 si :
a) d’une part, est installée entre l’espace et lazone une porte étanche aux gaz àfermeture automatique s’ouvrant surl’espace;
b) d’autre part, quand la porte est ouverte,l’air s’écoule de l’espace vers la zone.
(4) An enclosed area is not considered a hazardousarea because of its direct access to a Class I, Division 2,hazardous area if
(a) the access is fitted with a self-closing
(4) Un espace fermé qui donne directement surune zone dangereuse de classe I, division 2 n’est pasconsidéré comme une zone dangereuse si :
a) d’une part, est installée entre l’espace et la
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gastight door that opens into the enclosedarea; and
(b) when the door is open, the air flows fromthe enclosed area into the Class I,Division 2, hazardous area.
zone une porte étanche aux gaz àfermeture automatique s’ouvrant surl’espace;
b) d’autre part, quand la porte est ouverte,l’air s’écoule de l’espace vers la zone.
(5) An enclosed area is not considered a hazardousarea because of its direct access to a Class I, Division 1,hazardous area if
(a) the access is fitted with self-closinggastight doors forming an air-lock; and
(b) the enclosed area is maintained at apressure that is higher than the pressuremaintained in the Class I, Division 1,hazardous area.
(5) Un espace fermé qui donne directement surune zone dangereuse de classe I, division 1 n’est pasconsidéré comme une zone dangereuse si :
a) d’une part, est installée entre l’espace et lazone une porte étanche aux gaz àfermeture automatique qui forme un saspneumatique;
b) d’autre part, l’espace est maintenu à unepression supérieure à celle de la zone.
(6) Piping systems on an installation must bedesigned to preclude direct communications betweenhazardous areas of different classifications and betweenhazardous and non-hazardous areas.
(6) Les canalisations d’une installation doiventêtre conçues de façon à empêcher la communicationdirecte entre zones dangereuses de classes différentes etentre zones dangereuses et non dangereuses.
Ventilation of Hazardous Areas Ventilation des zones dangereuses
10. (1) An enclosed hazardous area on an installationmust be ventilated.
10. (1) La zone dangereuse fermée de l’installationdoit être ventilée.
(2) The ventilation systems fitted on an offshoreinstallation for the purpose of subsection (1) must becapable of replacing the air in the hazardous area at therate of once every five minutes.
(2) Les systèmes de ventilation de l’installation aularge des côtes doivent, aux fins du paragraphe (1),pouvoir remplacer l’air de toute zone dangereuse toutesles cinq minutes.
(3) If a mechanical ventilation system is used forthe purpose of subsection (1), the air in the enclosedhazardous area must be maintained at a pressure that islower than the pressure of each adjacent hazardous areathat is classified as less hazardous.
(3) Si un système de ventilation mécanique estutilisé aux fins du paragraphe (1), l’air de la zonedangereuse fermée doit être maintenu à une pressioninférieure à celle des zones dangereuses adjacentes declasses inférieures.
(4) Air let into an enclosed hazardous area must betaken from a non-hazardous area, and if the inlet ductpasses through a hazardous area classified as morehazardous than the one to which the duct leads, the airin the inlet duct must be maintained at a pressure that ishigher than the pressure of the air in the hazardous areathrough which it passes.
(4) L’air admis dans une zone dangereuse ferméedoit être extrait d’une zone non dangereuse et, si laconduite d’entrée traverse une zone dangereuse d’uneclasse supérieure à celle à laquelle mène la conduite,l’air de la conduite d’entrée doit être maintenu à unepression supérieure à celle de la zone dangereuse quetraverse la conduite.
(5) Air let out of an enclosed hazardous area mustbe let into an outdoor area that would be classified asthe same as or less hazardous than the enclosedhazardous area if it did not receive the air from theenclosed hazardous area.
(5) L’air extrait d’une zone dangereuse ferméedoit être évacué vers une aire extérieure qui serait d’uneclasse égale ou inférieure à la zone dangereuse si ellen’en recevait pas l’air.
(6) The ventilation system for a non-hazardousarea must be separate from the ventilation system for ahazardous area, and the ventilation fan inlets and outlets
(6) Les systèmes de ventilation d’une zonedangereuse et de chaque d’une zone non dangereusedoivent être séparés et les conduites d’entrée et de
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must be arranged to prevent the air from a hazardousarea from moving, as a result of the operation of anyfan or the wind, into an area classified as lesshazardous.
sortie de ventilateur doivent être disposées de façon àempêcher l’air d’une zone dangereuse de se déplacer,sous l’effet d’un ventilateur ou du vent, vers une zoned’une classe inférieure.
(7) A ventilation outlet duct leading from anon-hazardous area where drilling or productionoperations are conducted to a Class I, Division 2,hazardous area must be equipped with self-closingshutters and a gas detector.
(7) La conduite de sortie de ventilation qui mèned’une zone non dangereuse où se déroulent des travauxde production ou de forage à une zone dangereuse declasse I, division 2 doit être munie de volets àverrouillage automatique et d’un détecteur de gaz.
(8) A differential pressure gauge must be installedto monitor any loss of ventilation pressure differentialrequired by subsection (3) or (4) or maintained undersection 9, and to activate audible and visual alarms atthe appropriate control point after a suitable period ofdelay not exceeding 30 seconds if a loss occurs.
(8) La jauge à pression différentielle doit êtreinstallée pour surveiller toute perte de la pressiondifférentielle de ventilation exigée par lesparagraphes (3) ou (4) ou maintenue aux termes del’article 9 et déclencher des alarmes sonores et visuellesau poste de commande approprié après une périoded’attente appropriée d’au plus 30 secondes.
(9) The control station and all accommodationareas on an installation must
(a) be maintained at a positive overpressurerelative to atmospheric pressure; and
(b) have airlock arrangements on all externaldoors.
(9) La salle de commande et les secteursd’habitation de l’installation doivent :
a) être maintenus à une pression supérieureà la pression atmosphérique;
b) être munis de portes extérieures à saspneumatique.
(10) The power for a mechanical ventilation systemprovided in accommodation areas, working areas,flammable liquid storage areas and other hazardouslocations of an installation must be capable of beingshut off from the control station and from a positionthat is outside the area being served by the ventilationsystem and that will remain accessible during any firethat may occur within the area being ventilated.
(10) L’alimentation du système de ventilationmécanique des secteurs d’habitation, zones de travail etd’entreposage de liquide inflammable et des autresendroits dangereux d’une installation doit pouvoir êtrecoupée à partir des postes de commande appropriés etd’un lieu qui est situé à l’extérieur de l’endroit ventiléqui demeureront accessibles advenant un incendie ausein de l’endroit.
(11) The main inlets and outlets of all ventilationsystems must be capable of being closed from aposition that is outside the area being served by theventilation system and that will remain accessibleduring any fire that may occur within the area beingventilated.
(11) Les principales conduites d’entrée et de sortiede tout système de ventilation doivent pouvoir êtrefermées à partir d’un lieu qui est situé à l’extérieur del’endroit ventilé et qui demeurera accessible advenantun incendie au sein de l’endroit.
General Electrical Standards Normes électriques générales
11. (1) Subject to subsections (2) to (4), all electricmotors, lighting fixtures, electric wiring and otherelectrical equipment on an installation must bedesigned, installed and maintained in accordance with
(a) in the case of an onshore installation,Canadian Standards Association standardC22.1-1990, Canadian Electrical CodePart I, Safety Standard for ElectricalInstallations; and
(b) in the case of an offshore installation,
11. (1) Sous réserve des paragraphes (2) à (4), lesmoteurs électriques, les appareils d’éclairage, lecâblage électrique et autre appareillage électrique d’uneinstallation doivent être conçus, installés et maintenus :
a) dans le cas d’une installation à terre,conformément à la norme C 22.1-1990 del’Association canadienne de normalisationintitulée Code canadien de l’électricité,Première partie, Norme de sécuritérelative aux installations électriques;
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American Petroleum Institute RP l4F,Recommended Practice for Design andInstallation of Electrical Systems forOffshore Production Platforms.
b) dans le cas d’une installation au large descôtes, conformément au document RP 14Fde l’American Petroleum Institute intituléRecommended Practice for Design andInstallation of Electrical Systems forOffshore Production Platforms.
(2) Electrical wiring on an offshore installationmust be
(a) designed in accordance with InternationalElectrotechnical Commission Publication92-3, Electrical Installations in Ships,Part 3: Cables (construction, testing andinstallations) and tested for Category A inaccordance wi th In terna t iona lElectrotechnical Commission Publication332-3, Tests on electrical cables underfire conditions, Part 3: Tests on bunchedwires or cables; and
(b) tested for impact at -35°C and bending at-40EC in accordance with CanadianStandards Association standard C22.2 No.0.3-M1985, Test Methods for ElectricalWires and Cables.
(2) Le câblage électrique d’une installation aularge des côtes doit être :
a) conçu conformément à la publication 92-3de la Commission électrotechniqueinternationale intitulée Installationsélectriques à bord des navires, troisièmepartie : Câbles (construction, essais etinstallations) et soumis à un essai decatégorie A conformément à lapublication 332-3 de la Commissionélectrotechnique internationale intituléeEssais des câbles électriques soumis aufeu, troisième partie : Essais sur câbles ennappes;
b) soumis à un essai d’impact à -35 °C et deflexion à -40 °C conformément à la normeC22.2 No 0.3-M1985 de l’Associationcanadienne de normalisation intituléeMéthodes d’essai des fils et câblesélectriques.
(3) If a primary or secondary distribution systemfor power, heating or lighting, with no connection toearth, is used on an offshore installation, a devicecapable of continuously monitoring the insulation levelto earth and of giving an audible or visual indication ofabnormally low insulation values must be provided.
(3) Si un système de distribution primaire ousecondaire d’énergie, de chauffage ou d’éclairage estutilisé, sans mise à la terre, dans l’installation au largedes côtes, celle-ci doit être dotée d’un dispositif desurveillance continuel du niveau d’isolation à la terrequi est capable de donner une indication sonore ouvisuelle en cas de niveau d’isolation anormalement bas.
(4) The primary source of electrical power on anoffshore installation must
(a) include at least two power plants;(b) be capable of supporting all normal
operations without recourse to theemergency source of electrical powerrequired by section 12; and
(c) if one of the power plants is out ofoperation, be capable of supporting alloperations except drilling and productionoperations.
(4) La source primaire d’énergie électrique del’installation au large des côtes doit :
a) comprendre au moins deux groupesélectrogènes;
b) être capable d’alimenter toutes lesopérations courantes sans qu’il faillerecourir à la source d’énergie électriquede secours visée à l’article 12;
c) être capable, un des groupes électrogènesétant hors d’usage, d’alimenter toutes lesopérations à l’exception des travaux deproduction et de forage.
(5) The primary circuits from the power plantserving an installation must be equipped with at leasttwo manual shut-off switches, each at a differentlocation.
(5) Les circuits primaires de la source d’énergieélectrique de l’installation doivent être munis d’aumoins deux dispositifs d’arrêt manuels situés en desendroits différents.
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Emergency Electrical Power Source d’énergie électrique de secours
12. (1) An offshore installation must have anemergency source of electrical power that isindependent of the primary source of electrical powerand that is capable of supplying electrical powersufficient to operate, for at least 24 hours, the followingequipment:
(a) all lights referred to in subsection (2);(b) all gas detection and alarm systems;(c) all fire detection and alarm systems;(d) all firefighting systems except any fire
pump that is driven by a liquid fuelledcombustion engine;
(e) the general alarm system and all internalcommunication systems;
(f) the emergency shut down system referredto in section 18;
(g) all lifesaving systems;(h) all navigation lights, sound signal systems
and illuminated markings, that arerequired by section 21;
(i) all radio communication equipmentnecessary to comply with the contingencyplans referred to in section 44;
(j) on a mobile offshore platform, the mainballast control system, one ballast pumpfor each individual ballast system and onebilge pump for each individual bilgesystem;
(k) on a column-stabilized mobile offshoreplatform, the secondary ballast controlsystem;
(l) all equipment necessary to secure theproduction or drilling operations inprogress at any one time in a safe manner,including a well disconnect system;
(m) if a pumping system is required underparagraph (l), one pump that is not drivenby an internal combustion engine that hassufficient capacity to kill any well on theinstallation;
(n) any blow-out prevention system;(o) any manned diving equipment dependent
on an electrical supply.
12. (1) L’installation au large des côtes doit posséderune source d’énergie électrique de secours qui estindépendante de la source primaire d’énergie électriqueet qui peut fournir suffisamment d’énergie électriquepour faire fonctionner, pendant au moins 24 heures,l’équipement suivant :
a) les feux visés au paragraphe (2);b) les systèmes d’alarme et de détection de
gaz;c) les systèmes d’alarme et de détection
d’incendie;d) les systèmes d’extinction d’incendie, sauf
les pompes à incendie avec moteur àcombustion interne alimenté parcombustible liquide;
e) le système d’alarme général et les réseauxde communication internes;
f) le système d’arrêt d’urgence visé àl’article 18;
g) les systèmes de sauvetage;h) les feux de navigation, les systèmes de
signaux sonores et les marquesd’identification illuminées visés àl’article 21;
i) l’équipement de communicationradiophonique nécessaire pour assurer laconformité aux plans d’urgence visés àl’article 44;
j) dans le cas de la plate-forme mobile aularge des côtes, le principal système derégulation du lest, une pompe à lest pourchacun des systèmes de lest et une pompede cale pour chacun des systèmes de cale;
k) dans le cas de la plate-forme mobile aularge des côtes stabilisée par colonnes, lesystème secondaire de régulation du lest;
l) l’équipement nécessaire pour suspendreen toute sécurité les travaux de productionou de forage en cours, notamment unsystème de débranchement de puits;
m) si un système de pompes est exigé parl’alinéa l), une pompe de capacitésuffisante pour tuer tout puits del’installation qui est actionnée par unmoteur à combustion interne qui n’est pasalimenté par un combustible liquide;
n) les blocs obturateurs de puits;o) l’équipement de plongée habité relié à une
source d’énergie électrique.
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(2) An offshore installation must be equipped withlights supplied by the emergency source of powerdescribed in subsection (1), in each of the followinglocations:
(a) embarkation stations on deck and oversides;
(b) escape routes and areas containing escaperoute markings;
(c) service corridors and corridors inaccommodation areas, and stairways, exitsand personnel lift cars;
(d) machinery spaces and main generatingstations;
(e) the control station and all control points;(f) spaces from which the drilling and
production operations are controlled andat which controls of machinery essentialfor the performance of those operationsand devices for the emergency shut-downof the power plant are located;
(g) the stowage positions for firefightingequipment;
(h) sprinkler pumps and fire pumps andballast and bilge pumps, referred to inparagraph (1)(j), and the starting positionfor each pump;
(i) helicopter landing decks and obstaclemarkers on those decks;
(j) the radio room.
(2) L’installation au large des côtes doit êtremunie de feux alimentés par la source d’énergieélectrique de secours visée au paragraphe (1) auxendroits suivants :
a) les postes d’embarquement sur le pont etsur les flancs;
b) les voies de secours et les zonescomportant des marques d’identificationde telles voies;
c) les corridors de service et des secteursd’habitation, les escaliers, les sorties et lescabines d’ascenseur du personnel;
d) les zones des machines et les groupesélectrogènes principaux;
e) les postes de commande et la salle decommande des machines;
f) les locaux d’où s’effectuent la commandedes travaux de production et de forage etoù sont situés les commandes desmachines essentielles à l’exécution de cestravaux et les dispositifs d’arrêt d’urgencedu groupe électrogène;
g) les postes d’arrimage de l’équipement delutte contre l’incendie;
h) l’emplacement des pompes pour lesextincteurs et des pompes à incendie, àlest et de cale mentionnées à l’alinéa (1)j),ainsi que la position de lancement dechacune de ces pompes;
i) les héliponts et l’emplacement desmarques d’identification des obstacles surceux-ci;
j) la salle de communication radiophonique.
(3) If the emergency source of electrical powerrequired by subsection (1) is a mechanically drivengenerator, the offshore installation must be providedwith
(a) a transitional source of electrical power,unless the generator will automaticallystart and supply the power required bysubsection (1) in less than 45 secondsfrom the time the primary source ofelectrical power fails; and
(b) a self-contained battery system designedto supply sufficient power, automaticallyon failure or shutdown of both the primaryand the emergency sources of electricalpower, to operate, for a period of at leastone hour the equipment described insubparagraphs (i) and (ii) and, for a periodof at least four days, the equipmentdescribed in subparagraph (iii):
(i) the lights located in emergency exit
(3) Si la source d’énergie électrique de secoursexigée par le paragraphe (1) est une génératrice àentraînement mécanique, l’installation au large descôtes doit être munie de ce qui suit :
a) une source d’énergie électrique transitoire,sauf si la génératrice démarreautomatiquement et fournit l’énergieexigée par le paragraphe (1) en moins de45 secondes à compter de l’arrêt de lasource primaire d’énergie électrique;
b) un système autonome de batteries destinéà fournir automatiquement l’énergiesuffisante, en cas de panne ou d’arrêt dessources d’énergie électrique primaire et desecours, pour faire fonctionner durant aumoins une heure l’équipement visé auxsous-alinéas (i) et (ii) et durant au moinsquatre jours l’équipement visé ausous-alinéa (iii) :
(i) les feux situés sur le trajet menant
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routes, at escape routes, inmachinery spaces, the control stationand emergency assembly rooms andat launching stations of the lifesavingsystem,
(ii) the internal communication systemand the general alarm system, and
(iii) the navigation lights, sound signalsystems and illuminated markingsreferred to in section 21.
aux sorties de secours, le long desvoies de secours, dans les zones desmachines, dans la salle decommande, dans les salles derassemblement d’urgence et auxpostes de mise à l’eau du système desauvetage,
(ii) le réseau de communication interneet le système d’alarme général,
(iii) les feux de navigation, les systèmesde signaux sonores et les marquesd’identification illuminées visés àl’article 21.
(4) The battery system referred to inparagraph (3)(b) must be capable of returning to thetrickle charge state on restoration of the primary oremergency source of electrical power.
(4) Le système de batteries visé à l’alinéa (3)b)doit pouvoir revenir à l’état de charge de maintien lorsdu rétablissement des sources d’énergie électriqueprimaire ou de secours.
(5) The emergency source of electrical powerrequired by subsection (1) must, for a floating platform,be designed to function at full rated power when theinstallation is upright and when it is at any inclinationup to a maximum angle of
(a) 22½ degrees about the longitudinal axisand 10 degrees about the transverse axis,in the case of a surface mobile offshoreplatform;
(b) 25 degrees in any direction, in the case ofa column-stabilized mobile offshoreplatform; and
(c) 15 degrees in any direction, in the case ofa self-elevating platform.
(5) La source d’énergie électrique de secoursexigée par le paragraphe (1) doit, dans le cas de laplate-forme flottante, être conçue pour pouvoirfonctionner à la pleine puissance nominale quel que soitl’angle d’inclinaison de la plate-forme jusqu’à unmaximum :
a) de 22,5° autour de l’axe longitudinal et de10° autour de l’axe transversal, dans le casde la plate-forme mobile au large descôtes qui est une plate-forme de surface;
b) de 25°en tous sens, dans le cas de laplate-forme mobile au large des côtesstabilisée par colonnes;
c) de 15° en tous sens, dans le cas de laplate-forme auto-élévatrice.
(6) The location of the emergency source ofelectrical power and associated fuel storage, thetransitional source of power, if any, and the emergencyswitchboard on an offshore installation must be
(a) readily accessible from an open deckspace;
(b) segregated by class A-60 divisions, asdefined in subsection 23(1), from anyspace containing the main source ofelectrical power or the internalcombustion engines;
(c) outside any hazardous area; and(d) for a floating platform, located above the
waterline that would exist if the platformwere in a damaged condition and in aspace outside any part of the platform if itwere in that damaged condition.
(6) L’emplacement de la source d’énergieélectrique de secours et des réservoirs de carburantconnexes, l’emplacement de la source de couranttransitoire, le cas échéant, et du panneau de distributionde secours de l’installation au large des côtes doiventêtre :
a) facilement accessibles à partir d’un espaceouvert du pont;
b) être isolés, au moyen de cloisonnementsde c lasse A-60 au sens duparagraphe 23(1), de tout espacecontenant la source d’énergie électriqueprincipale ou des moteurs à combustioninterne;
c) situés à l’extérieur de toute zonedangereuse;
d) dans le cas de la plate-forme flottante,situés au-dessus de la ligne de flottaisonqui existerait si la plate-forme était en
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condition avariée et à l’extérieur de toutezone de la plate-forme qui serait touchéepar cette avarie.
(7) An onshore drilling rig other than a drilling riglocated on an ice platform must have an emergencysource of electrical power that is independent of theprimary source of electrical power and that is capableof supplying electrical power sufficient to operate, forat least 24 hours, the following equipment:
(a) all warning systems;(b) all emergency lighting;(c) the general alarm system and internal
communication system;(d) all fire extinguishing systems, except any
fire pump that is driven by an internalcombustion engine that is liquid fuelled;
(e) all equipment necessary to secureproduction or drilling operations inprogress at any one time in a safe manner,including a well control system.
(7) L’appareil de forage à terre, sauf celui situé surune plate-forme de glace, doit avoir une sourced’énergie électrique de secours indépendante de lasource d’énergie électrique primaire et capable defournir suffisamment d’énergie pour faire fonctionner,pendant au moins 24 heures, l’équipement suivant :
a) les systèmes d’alerte;b) les systèmes d’éclairage de secours;c) le système d’alarme général et le réseau
de communication interne;d) les systèmes d’extinction d’incendie, sauf
ceux actionnés par un moteur àcombustion interne alimenté par uncombustible liquide;
e) les équipements nécessaires poursuspendre en toute sécurité les travaux deproduction ou de forage en cours, ycompris le système de contrôle de puits.
(8) A drilling rig that is located on an ice platformmust have an emergency source of electrical power thatis
(a) capable of supplying electrical powersufficient to operate, for at least 24 hours,any well disconnect system;
(b) independent of the primary source ofelectrical power; and
(c) remote from the machinery housing.
(8) L’appareil de forage situé sur une plate-formede glace doit être doté d’une source d’énergie électriquede secours qui est :
a) capable de fournir suffisamment d’énergieélectrique pour faire fonctionner, pendantau moins 24 heures, tout système dedébranchement du puits;
b) indépendante de la source d’énergieélectrique primaire;
c) éloignée des carters des machines.
(9) The emergency source of electrical powerrequired by subsection (1), (7) or (8) must be designedto supply electrical power automatically, on failure ofthe primary source of electrical power, to a switchboardthat is designed to direct the power to the equipmentlisted in that subsection.
(9) La source d’énergie électrique de secoursexigée par les paragraphes (1), (7) ou (8) doit êtreconçue pour fournir automatiquement l’énergieélectrique, lors de la défaillance de la source d’énergieélectrique primaire, à un panneau de distribution conçupour alimenter l’équipement énuméré à cesparagraphes.
Mechanical Equipment Équipement mécanique
13. (1) An internal combustion engine on aninstallation must be installed, maintained and operatedin accordance with American Petroleum InstituteRP 7C-11F, Recommended Practice for Installation,Maintenance and Operation of Internal-CombustionEngines.
13. (1) Le moteur à combustion interne del’installation doit être monté, entretenu et exploitéconformément au document RP 7C-11F de l’AmericanPetroleum Institute intitulé Recommended Practice forInstallation, Maintenance, and Operation ofInternal-Combustion Engines.
(2) Combustion air for an internal combustionengine or fired vessel must be taken fromnon-hazardous areas.
(2) L’air de combustion dans un moteur àcombustion interne et dans une chaudière doit provenird’une zone non dangereuse.
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(3) Exhaust gas from an internal combustionengine or fired vessel must be discharged tonon-hazardous areas.
(3) Les gaz d’échappement d’un moteur àcombustion interne et d’une chaudière doivent êtreévacués vers une zone non dangereuse.
(4) The air induction system of a diesel engineoperating in a hazardous area must be equipped with
(a) a flame arrester in the induction system;(b) a shut-off valve that is located between
the engine air inlet filter and the inductionsystem flame arrester and that is capableof being closed automatically by theengine overspeeding device and manually;
(c) a flame arrester in the exhaust system; and(d) a spark arrester in the exhaust system,
downstream of the flame arrester.
(4) Le système d’admission d’air d’un moteurdiesel fonctionnant dans une zone dangereuse doit êtreéquipé, à la fois :
a) d’un coupe-flamme dans le systèmed’admission;
b) d’une vanne d’isolement située entre lefiltre d’entrée d’air du moteur et lecoupe-flamme du système d’admissionqui peut être fermée manuellement etautomatiquement par le régulateur desurvitesse du moteur;
c) d’un coupe-flamme dans le systèmed’échappement;
d) d’un pare-étincelles dans le systèmed’échappement en aval du coupe-flamme.
(5) Subject to subsection (13), the fuel supplysystem for a diesel engine must be equipped with amanual shut-off device and, except for the emergencysource of electrical power required by section 12, witha device that will automatically shut off the fuel supplyif any of the following occur:
(a) overspeeding;(b) high exhaust temperature;(c) high cooling water temperature;(d) low lubricating oil pressure.
(5) Sous réserve du paragraphe (13), le systèmed’alimentation en carburant d’un moteur diesel doit êtremuni d’un dispositif d’arrêt manuel et, sauf dans le casde la source d’énergie électrique de secours visée àl’article 12, d’un dispositif de coupure automatique del’alimentation en carburant dans l’un ou l’autre des cassuivants :
a) survitesse;b) température é levée des gaz
d’échappement;c) température élevée de l’eau de
refroidissement;d) basse pression de l’huile de graissage.
(6) The engine crankcase breather pipe on a dieselengine must
(a) be equipped with a flame arrester; and(b) in the case of an engine in an enclosed
Class I, Division 2, hazardous area, leadto the atmosphere outside the installation.
(6) Le tuyau de prise d’air du carter d’un moteurdiesel doit à la fois :
a) être muni d’un coupe-flamme;b) dans le cas d’un moteur situé dans une
zone dangereuse fermée de classe I,division 2, mener à l’air libre.
(7) Basic operating instructions for a diesel enginemust give details of stop, start and emergencyprocedures and be permanently attached to the engine.
(7) Les instructions d’utilisation de base de toutmoteur diesel doivent porter sur l’arrêt, le démarrage etla marche à suivre en cas d’urgence et doivent êtrefixées en permanence au moteur.
(8) The layout of a gas turbine, including thelocation of the control points, must take into accountthe ability of the control point closest to the turbine towithstand pressure waves in the event of an explosionin the gas turbine exhaust duct or gas turbine hall andthe effects of the failure of a gas turbine rotor if thefragments cannot be contained.
(8) La disposition d’une turbine à gaz, y comprisl’emplacement des postes de commande, doit tenircompte de la capacité du poste de commande le plusproche de la turbine à résister aux ondes de pressionadvenant une explosion dans le conduit d’évacuationdes gaz ou dans la chambre de combustion de laturbine, ainsi qu’aux effets d’une défaillance du rotorde la turbine si les débris ne peuvent être contenus.
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(9) A gas turbine must have, in addition to thespeed governor, a separate overspeed device, arrangedand adjusted so that the manufacturer’s overspeedlimitations for the turbine cannot be exceeded by morethan 15 per cent.
(9) La turbine à gaz doit être dotée, en plus d’unrégulateur de vitesse, d’un dispositif de survitessedistinct, disposé et réglé de sorte que la vitesse nedépasse pas de plus de 15 pour cent la limite desurvitesse de la turbine établie par le fabricant.
(10) The air intakes and exhaust for every gasturbine must be arranged to prevent, to the extentpracticable, reingestion of combustion gases.
(10) Les tuyaux d’admission d’air etd’échappement de toute turbine à gaz doivent êtredisposés de façon à exclure, dans la mesure du possible,la réadmission des gaz de combustion.
(11) A multi-engine gas turbine must have aseparate air intake and exhaust, arranged so as toprevent induced circulation through a stopped turbine.
(11) La turbine à gaz à plusieurs moteurs doitcomporter un tuyau d’admission d’air et un tuyaud’échappement distincts qui sont disposés de manièreà empêcher la circulation induite via la turbine à l’arrêt.
(12) Machinery, components and systems essentialto the operation of a floating platform must be designedto function at full rated power at any inclination, up toa maximum angle of
(a) in the case of a surface mobile offshoreplatform,
(i) 15 degrees in any direction understatic conditions,
(ii) 22½ degrees in any direction underrolling dynamic conditions, and
(iii) 7½ degrees by bow or stern underrolling dynamic conditions;
(b) for a column-stabilized mobile offshoreplatform, 15 degrees in any direction; and
(c) for a self-elevating platform, 10 degrees inany direction.
(12) Les machines, les composants et les systèmesessentiels au fonctionnement de la plate-forme flottantedoivent être conçus pour pouvoir fonctionner à la pleinepuissance nominale quel que soit l’angle d’inclinaisonde la plate-forme jusqu’à un maximum :
a) dans le cas de la plate-forme mobile aularge des côtes qui est une plate-forme desurface :
(i) de 15° en tous sens, en conditionstable,
(ii) de 22,5° en tous sens, en conditiondynamique de roulis,
(iii) de 7,5° à la poupe ou à la proue, encondition dynamique de roulis;
b) de 15° dans n’importe quelle direction,dans le cas de la plate-forme mobile aularge des côtes stabilisée par colonnes;
c) de 10° en tous sens, dans le cas de laplate-forme auto-élévatrice.
(13) The automatic shut-off device referred to insubsection (5) must shut off the fuel supply to enginesassociated with fire pump systems only whenoverspeeding occurs.
(13) Le dispositif de coupure automatique visé auparagraphe (5) ne doit couper l’alimentation encarburant des moteurs des systèmes de pompes àincendie qu’en cas de survitesse.
(14) Jacking mechanisms for self-elevatingplatforms must, if possible, be arranged withredundancy so that a single failure of any componentdoes not cause an uncontrolled descent of the platform.
(14) Les mécanismes de levage des plates-formesauto-élévatrices doivent, dans la mesure du possible,être en double afin qu’une seule défaillance de toutcomposant ne puisse causer la descente incontrôlée dela plate-forme.
Winterization Hivérisation
14. (1) An installation must be designed, constructed,equipped and insulated to ensure that, at the minimumair temperature that may occur at the drill site orproduction site during operations, based on an annualprobability of exceedance of 10-2,
14. (1) L’installation doit être conçue, construite,équipée et isolée de façon qu’à la température ambianteminimale pouvant survenir durant les travaux effectuésà l’emplacement de forage ou de production etdéterminée en fonction d’une probabilité annuelle de
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(a) in the case of a production installation, theproduction equipment and otherassociated equipment will operate in asafe and efficient manner;
(b) the emergency shutdown system referredto in section 18 will perform its intendedfunctions;
(c) drilling safety systems and associatedequipment will operate safely and inaccordance with the manufacturer’sspecifications;
(d) the fluids in each of the following systemsand components will not freeze, namely,
(i) fresh water tanks and the associatedpiping,
(ii) vent pipes,(iii) components of the drainage system,(iv) the hydraulic system and its
components, including operators andcylinders, and
(v) the firefighting system, includingpump drives and fuel supply lines,fire pumps and associated piping,fire hydrants, fire hoses and nozzles;
(e) pneumatic control systems will remainfully operational at all times;
(f) the lifesaving appliances and associateddevices will remain operational; and
(g) in the case of a mobile offshore platform,(i) the fluid in an operating ballast
system, including the pumps, controlsystems and associated piping andvalves, is protected against freezing,
(ii) the proper functioning of anythrusters is not impaired and thehydraulic fluid and lubricants for thethrusters have properties designedfor such a temperature, and
(iii) the mooring winches and, if theplatform is so equipped, the quickdisconnect system will remain fullyoperational.
dépassement de 10-2:a) dans le cas de l’installation de production,
le matériel de production et le matérielconnexe fonctionnent efficacement et entoute sécurité;
b) le système d’arrêt d’urgence visé àl’article 18 remplit sa fonction prévue;
c) les systèmes de sécurité pour le forage etle matériel connexe fonctionnent de façonsûre et conformément aux spécificationsdu fabricant;
d) les fluides des systèmes et composantssuivants ne gèlent pas :
(i) les réservoirs à eau douce et lescanalisations connexes,
(ii) les canalisations d’aération,(iii) les composants du système de
vidange,(iv) le système hydraulique et ses
composants, y compris lesactionneurs et les cylindres,
(v) le système d’extinction d’incendie,notamment les mécanismesd’entraînement des pompes et lescanalisations d’alimentation encarburant et les pompes à incendie etles canalisations connexes, ainsi queles bouches d’incendie et les tuyauxet lances à incendie;
e) tout système de commande pneumatiquedemeure en état de fonctionnement;
f) les engins de sauvetage et les appareilsconnexes demeurent opérationnels;
g) dans le cas de la plate-forme mobile aularge des côtes :
(i) le fluide du système de lest en usage,notamment les pompes, les systèmesde régulation et les canalisations etvannes connexes, soit protégé contrele gel,
(ii) le bon fonctionnement despropulseurs ne soit pas diminué et lefluide et les lubrifiants hydrauliquespour les propulseurs aient lespropriétés prévues à une telletempérature,
(iii) les treuils d’amarrage et, le casé c h é a n t , l e s y s t è m e d edébranchement rapide demeurentopérationnels.
(2) An installation must be equipped withsteam-generating equipment, or an equivalent means,that will keep the locations referred to in subsection (3)
(2) L’installation doit être munie d’un équipementde production de vapeur ou d’un moyen équivalent quilaisse les zones visées au paragraphe (3) exemptes de
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free of ice and snow and lines thawed so as to permitdrilling, production and maintenance operations to beconducted safely.
glace et de neige et les conduites dégelées afin que lestravaux de production, de forage et de maintenances’effectuent en toute sécurité.
(3) An installation that is equipped withsteam-generating equipment, or an equivalent means,required by subsection (2) must include outlets, hosesand hose clamps capable of being used in each of thefollowing locations:
(a) work areas;(b) walkways;(c) in the case of an offshore installation, the
helicopter deck and the lifeboatembarkation stations.
(3) L’installation munie d’un équipement deproduction de vapeur ou d’un moyen équivalent exigépar le paragraphe (2) doit être munie de sorties, detuyaux et de brides de tuyau pouvant être utilisés auxendroits suivants :
a) les zones de travail;b) les passerelles;c) dans le cas de l’installation au large des
côtes, les postes de mise à l’eau desembarcations de sauvetage et l’hélipont.
(4) If temperatures below - 20EC may occur, basedon an annual probability of exceedance of 10-2, at thedrill site or production site more than one day per yearand if the installation is equipped with steam-generatingequipment, or an equivalent means, required bysubsection (2),
(a) the equipment must meet the requirementsset out in subsection (2) when operating at75 per cent capacity; and
(b) the installation must be equipped with asecond set of steam-generating equipmentor another means of providing equivalentprotection against ice, snow and freezing.
(4) Si l’emplacement de forage ou de productionpeut être soumis à des températures inférieures à -20 °Cplus d’un jour par an en fonction d’une probabilitéannuelle de dépassement de 10-2 et si l’installation estmunie d’un équipement de production de vapeur oud’un moyen équivalent :
a) l’équipement doit pouvoir satisfaire auxexigences visées au paragraphe (2)lorsqu’il fonctionne à 75 pour cent de sacapacité;
b) l’installation doit être dotée d’undeuxième ensemble d’équipement deproduction de vapeur ou d’un autre moyenpermettant d’assurer une protectionéquivalente contre la glace, la neige et legel.
Corrosion Protection Protection contre la corrosion
15. (1) Structural elements that are part of an offshoreinstallation and the failure of which as a result ofcorrosion would cause a safety hazard must beprotected or constructed with extra material to preventthe degree of corrosion that may cause that structuralelement to fail and must be protected against corrosionin accordance with section 4.15 of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S471-92, GeneralRequirements, Design Criteria, the Environment, andLoads.
15. (1) Les éléments de structure qui font partie del’installation au large des côtes et dont la défaillancedue à la corrosion pourrait présenter un risque doiventêtre protégés ou recouverts au moyen de matériauxadditionnels afin de prévenir le degré de corrosionpouvant entraîner la défaillance et doivent être protégéscontre la corrosion conformément à l’article 4.15 de lanorme CAN/CSA-S471-92 de l’Association canadiennede normalisation intitulée Exigences générales, critèresde calcul, conditions environnementales et charges.
(2) Corrosion protection systems for offshoreinstallations must be designed, installed and maintainedin accordance with
(a) section 15 of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S473-92,Steel Structures, Offshore Structures, inthe case of steel platforms; and
(b) sections 4.9.5, 5.1.1, 5.3, 5.4.2, 5.6, 5.10and 11.19 of Canadian Standards
(2) Les systèmes de protection contre la corrosionde l’installation au large des côtes doivent être conçus,mis en place et entretenus :
a) dans le cas d’une plate-forme en acier,conformément à l’article 15 de la normeCAN/CSA-S473-92 de l’Associationcanadienne de normalisation intituléeSteel Structures, Offshore Structures;
b) dans le cas d’une plate-forme en béton,
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Association preliminary standardS474-M1989, Concrete Structures, in thecase of concrete platforms.
conformément aux articles 4.9.5, 5.1.1,5.3, 5.4.2, 5.6, 5.10 et 11.19 de la normep r é l i mi n a i r e S 4 7 4 - M 1 9 8 9 d el’Association canadienne de normalisationintitulée Concrete Structures.
(3) Corrosion protection systems on an offshoreinstallation must be designed so that adjustment, repairor replacement can be done on site, except if
(a) dry dock surveys are possible and arescheduled at a frequency of five years orless; or
(b) the corrosion protection system is acathodic protection system that has adesign life exceeding that of theinstallation.
(3) Les systèmes de protection contre la corrosionde l’installation au large des côtes doivent être conçusde sorte que les ajustements, les réparations et lesremplacements puissent être effectués sur place saufdans l’un des cas suivants :
a) des examens en cale sèche sont possibleset sont prévus à intervalles d’au plus cinqans;
b) il s’agit d’un système de protectioncathodique ayant une durée de vienominale supérieure à celle del’installation.
Cranes Grues
16. A crane on an offshore installation must(a) be designed and constructed in accordance
with American Petroleum InstituteSpec 2C, Specification for OffshoreCranes; and
(b) be operated and maintained in accordancewith American Petroleum Institute RP 2D,Recommended Practice for Operation andMaintenance of Offshore Cranes.
16. La grue de l’installation au large des côtes doit :a) être conçue et construite conformément au
document Spec 2C de l’AmericanPetroleum Institute intitulé Specificationfor Offshore Cranes;
b) être exploitée et maintenue conformémentau document RP 2D de l’AmericanPetroleum Institute intitulé RecommendedPractice for Operation and Maintenanceof Offshore Cranes.
Gas Release System Système de décharge de gaz
17. (1) In this section, "gas release system" means asystem for releasing gas and combustible liquid from aninstallation, and includes a flare system, a pressurerelief system, a depressurizing system and a cold ventsystem.
17. (1) Pour l’application du présent article, «systèmede décharge de gaz» s’entend d’un système destiné àdécharger les gaz et combustibles liquides del’installation, notamment les systèmes de brûlage, dedécharge, de décompression et de ventilation à froid.
(2) A gas release system must be designed andlocated, taking into account the amount of combustiblesto be released, the prevailing winds, the location ofother equipment and facilities, including rigs, thedependent personnel accommodation, the air intakesystem, embarkation points, muster areas, the helicopterapproaches and other factors affecting the safe, normalflaring or emergency release of the combustible liquid,gases or vapours, so that when the system is operatingit will not damage the installation, other installations,the land or other platforms in the vicinity used for theexploration or exploitation of resources, or injure anyperson.
(2) Le système de décharge de gaz doit être conçuet situé, compte tenu de la quantité de combustibles àdécharger, des vents dominants, de l’emplacement desautres équipements et matériels, notamment les appareilsde forage, les logements du personnel connexes, le circuitd’admission d’air, les points d’embarquement, les zonesde rassemblement, les trajectoires d’approche deshélicoptères et autres facteurs qui influent sur le brûlagesécuritaire et normal ou la décharge d’urgence descombustibles liquides, des gaz ou des vapeurs, de sorteque, lorsque le système fonctionne, il n’endommage pasl’installation, d’autres installations, le sol ou lesplates-formes avoisinantes servant à la recherche ou àl’exploitation des ressources ni ne cause de blessures.
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(3) A gas release system must be designed andinstalled in accordance with
(a) American Petroleum Institute RP 520,Recommended Practice for the Designand Installation of Pressure-RelievingSystems in Refineries;
(b) American Petroleum Institute RP 521,Guide for Pressure-Relieving andDepressuring Systems;
(c) American Petroleum Institute standard526, Flanged Steel Safety-Relief Valves;
(d) American Petroleum Institute standard527, Seat Tightness of Pressure ReliefValves; and
(e) American Petroleum Institute standard2000, Venting Atmospheric andLow-Pressure Storage Tanks.
(3) Les systèmes de décharge du gaz doivent êtreconçus et installés conformément aux documentssuivants de l’American Petroleum Institute :
a) le document RP 520 intituléRecommended Practice for the Designand Installation of Pressure-RelievingSystems in Refineries;
b) le document RP 521 intitulé Guide forPressure-Relieving and DepressuringSystems;
c) la norme 526 intitulée Flanged SteelSafety-Relief Valves;
d) la norme 527 intitulée Seat Tightness ofPressure Relief Valves;
e) la norme 2000 intitulée VentingAtmospheric and Low-Pressure StorageTanks.
(4) A gas release system must be designed andconstructed to ensure that oxygen cannot enter thesystem during normal operation.
(4) Le système de décharge du gaz doit être conçuet construit de façon que l’oxygène ne puisse y pénétrerdurant le fonctionnement normal.
(5) A flare boom and its associated equipmentmust be designed to
(a) ensure a continuous flame using anautomatic igniter system;
(b) withstand the radiated heat at themaximum venting rate;
(c) prevent flashback; and(d) withstand all loads to which they may be
subjected.
(5) La torche de brûlage et son équipementconnexe doivent être conçus de façon à :
a) assurer une flamme continue au moyend’un système d’allumage automatique;
b) résister à la chaleur émise au débitd’aération maximal;
c) prévenir tout retour de flamme;d) résister à toutes les charges auxquelles ils
peuvent être soumis.
(6) A gas release system must be designed to limitto the acceptable levels permitted by the Oil and GasOccupational Safety and Health Regulations the noisethat may occur as the gas expands.
(6) Le système de décharge de gaz doit être conçude façon à limiter aux niveaux acceptables permis parle Règlement sur la sécurité et la santé au travail(pétrole et gaz) le bruit susceptible de se produire lorsde la dilatation de gaz.
(7) With the exception of water, any liquid thatcannot be safely and reliably burned at the flare tip ofa gas release system must be removed from the gasbefore it enters the flare.
(7) Tout liquide, sauf l’eau, qui ne peut être brûléefficacement et en toute sécurité au bec de la torched’un système de décharge de gaz doit être extrait du gazavant d’atteindre la torche.
(8) A vent that is used to release gas to theatmosphere without combustion must be located anddesigned to minimize the risk of accidental ignition ofthe gas.
(8) L’évent servant à rejeter un gaz à l’air libresans combustion doit être conçu et situé de façon àréduire au minimum le risque d’inflammationaccidentelle du gaz.
(9) A gas release system must be designed andinstalled so that, taking into account the prevailing windconditions, the maximum radiation on areas wherepersonnel may be located, from the automaticallyignited flame of a flare or vent, will be
(a) 6.3 kW/m2, if the period of exposure will
(9) Le système de décharge de gaz doit être conçuet installé de sorte que, compte tenu des ventsdominants, le rayonnement maximal d’une flamme detorche ou d’évent s’allumant automatiquement dans unezone où le personnel peut se trouver soit :
a) de 6,3 kW/m2, si la période d’exposition
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not be greater than one minute;(b) 4.72 kW/m2, if the period of exposure will
be greater than one minute but not greaterthan one hour; and
(c) l.9 kW/m2, if the period of exposure willbe greater than one hour.
ne dépasse pas une minute;b) de 4,72 kW/m2, si la période d’exposition
est supérieure à une minute sans dépasserune heure;
c) de 1,9 kW/m2, si la période d’expositiondépasse une heure.
Emergency Shutdown System Système d’arrêt d’urgence
18. (1) An installation must have an emergencyshutdown system that is capable of shutting down andisolating all potential sources of ignition and sources offlammable liquids or gases.
18. (1) L’installation doit être munie d’un systèmed’arrêt d’urgence capable de fermer et d’isoler toutesles sources possibles d’inflammation et les sources deliquides ou de gaz inflammables.
(2) An emergency shutdown system must bedesigned and installed so that when activated it causes
(a) an audible and visual signal that indicatesthe cause of its activation and the identityof the equipment that has been shut downand isolated to be given in the appropriatecontrol point; and
(b) an audible alarm to be sounded throughthe general alarm system required bysection 34 unless the alarm is overriddenby the control point operator.
(2) Le système d’arrêt d’urgence doit être conçu etinstallé de façon à déclencher, lorsqu’il est mis enmarche :
a) un signal sonore et visuel au poste decommande approprié qui indique la causede son déclenchement et quelséquipements ont été fermés ou isolés;
b) une alarme sonore qui se fait entendre viale système d’alarme général visé àl’article 34 à moins qu’elle ne soit annuléepar l’opérateur du poste de commandeapproprié.
(3) In the case of a production installation, anemergency shutdown system must be designed to ensure
(a) that there are at least two levels ofshutdown; and
(b) subject to subsection (13), that each of thefollowing will occur within the time and inthe sequence set out in the operationsmanual:
(i) the shutdown of all productionfacilities and associated test facilities,
(ii) the closure of all surface inletmanifold safety valves and productionriser safety valves,
(iii) the closure of all Christmas tree safetyvalves and all downhole safety valves,
(iv) the shutdown of all utilities except theequipment listed in subsection 12(1).
(3) Dans le cas d’une installation de production, lesystème d’arrêt d’urgence doit être conçu de manière :
a) à comporter au moins deux stades d’arrêt;b) sous réserve du paragraphe (13), à
déclencher, selon la séquence et les délaisprescrits au manuel d’exploitation,l’arrêt :
(i) de tout le matériel de production etdu matériel d’essai connexe,
(ii) des soupapes de sûreté du collecteurd’admission de surface et dessoupapes de sûreté des tubesprolongateurs de production,
(iii) des soupapes de sûreté de la têted’éruption et des soupapes de sûretéde fond de puits,
(iv) des utilités, sauf celles énumérées auparagraphe 12(1).
(4) In the case of a production installation, manualoperation of an emergency shutdown system must be inaccordance with American Petroleum Institute RP 14C,Recommended Practice for Analysis, Design,Installation and Testing of Basic Surface Safety Systemsfor Offshore Production Platforms.
(4) Dans le cas de l’installation de production, lefonctionnement manuel du système d’arrêt d’urgencedoit être conforme au document RP 14C de l’AmericanPetroleum Institute intitulé Recommended Practice forAnalysis, Design, Installation and Testing of BasicSurface Safety Systems for Offshore ProductionPlatforms.
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(5) In the case of a drilling installation, anemergency shutdown system must be designed toensure
(a) the shutdown within the time and in thesequence set out in the operations manualof all utilities, except the equipment listedin subsection 12(1); and
(b) that shutdown is possible from at least twostrategic locations.
(5) Dans le cas de l’installation de forage, lesystème d’arrêt d’urgence doit être conçu de manière :
a) à déclencher, selon la séquence et lesdélais prévus au manuel d’exploitation,l’arrêt de toutes les utilités, sauf cellesénumérées au paragraphe 12(1);
b) à permettre le déclenchement de l’arrêt àpartir d’au moins deux endroitsstratégiques.
(6) The emergency shutdown system must bedesigned to permit the selective shutdown of theventilation systems required by section 10, except thefans necessary for supplying combustion air to primemovers for the production of electrical power.
(6) Le système d’arrêt d’urgence doit être conçupour permettre l’arrêt sélectif des systèmes deventilation visés à l’article 10, sauf les ventilateursnécessaires à l’admission de l’air de combustion desmoteurs primaires servant à la production d’énergieélectrique.
(7) At least one of the controls of the emergencyshutdown system must be located outside hazardousareas.
(7) Au moins un des points de commande dusystème d’arrêt d’urgence doit être situé à l’extérieurdes zones dangereuses.
(8) After an emergency shutdown, the emergencyshutdown system must stay in a locked-out conditionuntil it is manually reset.
(8) Après un arrêt d’urgence, le système d’arrêtd’urgence doit demeurer verrouillé jusqu’à ce qu’il soitremis en marche manuellement.
(9) The emergency shutdown system must beconnected to a source of power in such a way that, inthe event of a failure of the primary source of power,there is automatic changeover to an emergency sourceof power and audible and visual alarms indicating thatfailure are given at the appropriate control point.
(9) Le système d’arrêt d’urgence doit être branchéà une source d’énergie électrique de sorte qu’en cas dedéfaillance de la source d’énergie primaire, le passageà la source de secours soit automatique et des alarmessonores et visuelles indiquant cette défaillance soientdéclenchées au poste de commande approprié.
(10) If a hydraulic or pneumatic accumulator isused to operate any part of the emergency system, theaccumulator must
(a) be located as close as is practicable to thepart that it is designed to operate, except ifthe part is part of a subsea productionsystem; and
(b) have capacity for at least three operations.
(10) Si l’accumulateur hydraulique ou pneumatiquesert à faire fonctionner toute partie du système d’arrêtd’urgence, il doit :
a) être situé, autant que possible, près de lapartie du système qu’il est destiné à fairefonctionner, sauf si celle-ci fait partie d’unsystème de production sous-marin;
b) disposer d’une capacité suffisante poursuffire à au moins trois déclenchementsdu système.
(11) In the event of a failure of the accumulatorreferred to in subsection (10), the shutdown valves mustrevert to a fail-safe mode.
(11) En cas de défaillance de l’accumulateur viséau paragraphe (10), les soupapes du système d’arrêtd’urgence doivent revenir à un mode de sécuritéautomatique.
(12) Cables and pneumatic and hydraulic powerlines that are part of the emergency shutdown systemmust
(a) in the case of cables and power lines thatare exposed to the risk of mechanical orfire damage, be protected
(12) Les câbles et les canalisations pneumatiques ethydrauliques du système d’arrêt d’urgence doivent :
a) lorsqu’ils sont exposés à des risques dedommages mécaniques ou d’incendie, êtreprotégés :
(i) soit par des profilés ou des chemises
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(i) by metal channels or casings, or(ii) by being enclosed in a steel conduit
or an equivalent covering; and(b) as far as practicable, be segregated or
routed away from the process and utilitycontrol systems so that any damage tothose systems does not affect theshutdown system.
métalliques,(ii) soit en étant enfermés dans une
conduite en acier ou unrecouvrement analogue;
b) autant que possible, être séparés ou passerà distance des systèmes de régulation duprocédé et des utilités afin que toutdommage subi par ces systèmes n’influepas sur le système d’arrêt.
(13) In the case of a production installation, onactivation of the emergency shutdown system, thesurface-controlled subsurface safety valve must close innot more than two minutes after the Christmas treesafety valve has closed, except if a longer delay isjustified by the mechanical or production characteristicsof the well.
(13) Dans le cas de l’installation de production, lorsde la mise en marche du système d’arrêt d’urgence, lasoupape de sûreté souterraine commandée en surfacedoit se fermer au plus tard deux minutes après lafermeture de la soupape de sûreté de la tête d’éruption,à moins que les caractéristiques mécaniques ou deproduction du puits ne justifient un délai plus long.
Escape Routes Voies de secours
19. (1) On an onshore installation,(a) work areas must have at least two
well-marked separate escape routes thatare situated as far apart as is practicableand that lead to an area away from thedrill site or production site; and
(b) corridors that are more than 5 m long,accommodation areas and, if practicable,work areas must have at least two exits,located as far apart as is practicable, thatlead to escape routes.
19. (1) Dans l’installation à terre :a) les zones de travail doivent avoir au moins
deux voies de secours séparées, bienmarquées, aussi distantes l’une de l’autreque possible et menant à une zoneéloignée de l’emplacement de forage oude production;
b) les corridors de plus de 5 m de longueur,les secteurs d’habitation et, si possible, leszones de travail doivent avoir au moinsdeux sorties, aussi distantes l’une del’autre que possible, menant aux voies desecours.
(2) On a manned offshore installation,(a) work areas must have at least two
well-marked separate escape routes thatare situated as far apart as is practicable;
(b) escape routes must lead to the open deckand from there to an evacuation station;
(c) in addition to the escape routes requiredby paragraph (a), clear passage must beprovided, if practicable, to the helicopterdeck and sea level and other embarkationlocations;
(d) corridors that are more than 5 m long,accommodation areas and, if practicable,work areas must have at least two exits,located as far apart as is practicable, thatlead to escape routes;
(e) escape routes and embarkation stationsmust be free of obstructions, and each exitdoor along each route must be a slidingdoor or designed to open outwards;
(2) Dans l’installation habitée au large des côtes :a) les zones de travail doivent avoir au moins
deux voies de secours séparées, bienmarquées, et aussi distantes l’une del’autre que posssible;
b) les voies de secours doivent mener aupont découvert et, de là, à un posted’évacuation;
c) outre les voies de secours visées àl’alinéa a), un passage dégagé doit mener,si possible, à l’hélipont, au niveau de lamer et aux autres postes d’embarquement;
d) les corridors de plus de 5 m de longueur,les secteurs d’habitation et, si possible, leszones de travail doivent avoir au moinsdeux sorties, aussi distantes l’une del’autre que possible, menant aux voies desecours;
e) les voies de secours et les postesd’embarquement doivent être dégagés et
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(f) every escape route leading to an upperlevel must, if practicable, be provided inthe form of ramps or stairways;
(g) every escape route leading to a lower levelmust, if practicable, be provided in theform of ramps, stairways or chutes ofsufficient width to accommodate stretcherbearers with stretchers;
(h) suitable means must be provided, ifpracticable, for persons to descend fromthe installation to the water;
(i) materials used for escape routes musthave a level of fire durability equivalent tosteel;
(j) the survival craft evacuation stationslocated adjacent to the accommodationareas and the associated escape routesfrom the accommodation areas mustprovide fire protection for a period of atleast two hours; and
(k) escape routes and associated stairwellsmust be appropriately sheltered from theeffects of fire and explosion.
les issues le long de ces voies doivent êtredotées de portes coulissantes ou quis’ouvrent vers l’extérieur;
f) les voies de secours menant à un niveausupérieur doivent, si possible, être desrampes ou des escaliers;
g) les voies de secours menant à un niveauinférieur doivent, si possible, être desrampes, des escaliers ou des glissières delargeur suffisante pour livrer passage auxbrancardiers transportant une civière;
h) des moyens adéquats doivent,si possible,être prévus pour permettre aux personnesde descendre de l’installation jusqu’àl’eau;
i) les voies de secours doivent êtreconstruites avec des matériaux qui ont unerésistance au feu équivalente à celle del’acier;
j) le poste d’évacuation pour lesembarcations de survie situé près dessecteurs d’habitation ainsi que la voie desecours y menant à partir de ces secteursdoivent présenter une résistance au feud’au moins deux heures;
k) les voies d’urgence et les cages d’escalierconnexes doivent être adéquatementprotégées contre les effets du feu et desexplosions.
Protection Against Impact Offshore Protection anti-collision au large des côtes
20. (1) Subject to subsection (4), an offshore platformmust be designed to withstand accidental impacts witha vessel.
20. (1) Sous réserve du paragraphe (4), la plate-formeau large des côtes doit être conçue pour pouvoir résisteraux collisions accidentelles avec un navire.
(2) If practicable, an offshore platform must havea fender system, buoyage system or similararrangement that will permit the transfer of goods toand from the production installation and a vesselwithout endangering that production installation orvessel or any person or goods.
(2) Si possible, la plate-forme au large des côtesdoit disposer d’un système de pare-chocs, d’un systèmede flottaison ou d’un système similaire permettant letransfert de marchandises entre l’installation deproduction et un navire sans mettre en dangerl’installation, le navire, les marchandises ou toutepersonne.
(3) Subject to subsection (4), an offshore platform,including any fender system, must be capable ofabsorbing the impact energy of not less than 4 MJ froma vessel without endangering any person or theenvironment.
(3) Sous réserve du paragraphe (4), la plate-formeau large des côtes, y compris tout système depare-chocs, doit pouvoir absorber au moins 4 MJd’énergie provenant de la collision avec un navire sansmettre en danger les personnes ou l’environnement.
(4) Subsections (1) and (3) do not apply to anunmanned offshore platform if any impact described bythose subsections will not cause major damage.
(4) Est soustraite à l’application desparagraphes (1) et (3) toute plate-forme inhabitée aularge des côtes si la collision visée à ces paragraphes necauserait pas de dommages majeurs.
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(5) An offshore platform must be designed so thatthe impact energy referred to in subsection (3)
(a) can be totally absorbed in the permanentdeformation of the structural elementimpacted and by the elastic deflection ofthe platform; and
(b) will not be absorbed in the permanentdeformation of the vessel.
(5) La plate-forme au large des côtes doit êtreconçue de sorte que l’énergie provenant d’une collisionmentionnée au paragraphe (3) :
a) soit entièrement absorbée par unedéformation permanente de l’élément destructure percuté et par une flexionélastique de la plate-forme;
b) ne soit pas absorbée par la déformationpermanente du navire.
(6) If a fender system is used to comply withsubsection (2), its size and arrangement must be suchthat a vessel cannot be trapped under it at low tide.
(6) Si un système de pare-chocs est utilisé enconformité avec le paragraphe (2), sa forme et sadisposition doivent être telles qu’un navire ne puisserester coincé en dessous à marée basse.
Navigational Equipment Équipement de navigation
21. An offshore installation must be equipped with thenavigation lights and sound signal systems that arerequired by
(a) in the case of a mobile offshore platform,the Collision Regulations made under theCanada Shipping Act, 2001, as if theoffshore installation were a Canadianvessel; or
(b) in the case of a fixed offshore platform,sections 8, 9 and 10 of the NavigableWaters Works Regulations made under theNavigable Waters Protection Act(Canada), as if the offshore installationwere in waters to which those regulationsapply.
21. L’installation au large des côtes doit être munie desfeux de navigation et des systèmes de signaux sonoresqui sont exigés :
a) dans le cas de la plate-forme mobile aularge des côtes, par le Règlement sur lesabordages, pris en vertu de la Loi de 2001sur la marine marchande du Canada,comme si l’installation au large des côtesétait un navire canadien;
b) dans le cas de la plate-forme fixe au largedes côtes, par les articles 8, 9 et 10 duRèglement sur les ouvrages construitsdans les eaux navigables, pris en vertu dela Loi sur la protection des eauxnavigables (Canada), comme sil’installation au large des côtes se trouvaitdans les eaux visées par ce règlement.
Lifesaving Equipment for Offshore Installations Engins de sauvetage de l’installationau large des côtes
22. (1) An offshore installation must be provided with(a) subject to subsection (2), in the case of a
manned installation, two or more totallyenclosed survival craft that have acombined carrying capacity of at least 200per cent of the total number of persons onboard the installation at any one time, andin the case of an unmanned installation,one or more totally enclosed survival craftthat have a combined carrying capacity ofat least 100 per cent of the total number ofpersons on board the installation at anyone time;
(b) one or more inflatable liferafts, that havea combined capacity for accommodatingat least 100 per cent of the total number of
22. (1) L’installation au large des côtes doit êtremunie:
a) sous réserve du paragraphe (2), si elle esthabitée, d’au moins deux embarcations desurvie totalement fermées ayant unecapacité combinée égale à au moins 200pour cent du nombre total des personnes àbord à un moment donné et, si elle estinhabitée, d’une ou de plusieursembarcations de survie totalementfermées ayant une capacité combinéeégale à au moins 100 pour cent du nombretotal de personnes à bord à un momentdonné;
b) d’un ou de plusieurs radeaux de sauvetagepneumatiques ayant une capacité
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persons on board the installation at anyone time, and that
(i) meet the requirements for inflatableliferafts set out in Schedule VIII tothe Life Saving EquipmentRegulations made under the CanadaShipping Act, 2001, as if the liferaftswere in waters to which thoseregulations apply,
(ii) have float free capability,(iii) if embarkation is more than 4.5 m
from the waterline at the survivaldraft, are equipped with a launchingdevice, and
(iv) are equipped with Class Aequipment as described in Schedule Ito the Life Saving EquipmentRegulations made under the CanadaShipping Act, 2001;
(c) in the case of a manned installation,immersion suits for 200 per cent of thetotal number of persons on board theinstallation at any one time, that conformto National Standard of CanadaCAN/CGSB-65.16-M89, MarineAbandonment Immersion Suit Systems,and that are stowed so that one suit isreadily available adjacent to each bed andthe remaining suits are equally distributedamong evacuation stations;
(d) in the case of an unmanned installation,immersion suits for 100 per cent of thetotal number of persons on board theinstallation at any one time, that conformto the National Standard of CanadaCAN/CGSB-65.16-M89, MarineAbandonment Immersion Suit Systems,and that are equally distributed amongevacuation stations;
(e) a life jacket for each of the persons onboard the installation at any one time; and
(f) in the case of a manned installation,(i) a motor-propelled rescue boat that
(A) meets the requirements forrescue boats set out inregulation 47 of Chapter III ofIn t e rna t io n a l Mar i t imeOrganization InternationalConference on Safety of Life atSea,
(B) is located under a devicecapable of launching andretrieving the boat when theboat is fully loaded with
combinée égale à au moins 100 pour centdu nombre total des personnes à bord à unmoment donné qui :
(i) répondent aux exigences pourradeaux pneumatiques figurant àl’annexe VIII du Règlement surl’équipement de sauvetage, pris envertu de la Loi de 2001 sur la marinemarchande du Canada, comme s’ilsse trouvaient dans des eaux viséespar ce règlement,
(ii) sont à flottaison positive, (iii) s’ils se trouvent à plus de 4,5 m du
niveau de l’eau à un tirant d’eau desurvie, sont munis d’un dispositif demise à l’eau,
(iv) sont munis de l’armement classe Avisé à l’annexe I du Règlement surl’équipement de sauvetage, pris envertu de la Loi de 2001 sur la marinemarchande du Canada;
c) s’il s’agit d’une installation habitée, decombinaisons d’immersion conformes à lan o r me n a t i o n a l e d u C a n a d aCAN/CGSB-65.16-M89 intituléeCombinaisons flottantes en cas denaufrage pour 200 pour cent du nombretotal de personnes à bord à un momentdonné et arrimées de sorte qu’unecombinaison soit accessible à proximitéde chaque lit et que le reste soit égalementréparti entre les postes d’évacuation;
d) s’il s’agit d’une installation inhabitée, decombinaisons d’immersion conformes à lan o r me n a t i o n a l e d u C a n a d aCAN/CGSB-65.16-M89 intituléeCombinaisons flottantes en cas denaufrage pour 100 pour cent du nombretotal des personnes à bord à un momentdonné et également réparties entre lespostes d’évacuation;
e) d’un gilet de sauvetage pour chaquepersonne à bord à un moment donné;
f) s’il s’agit d’une installation habitée :(i) d’un canot de secours à moteur :
(A) qui répond aux exigences pourcanot de sauvetage de la règle47 du chapitre III de laConvention internationale pourla sauvegarde de la vie humaineen mer de l’Organisationmaritime internationale,
(B) situé sous un appareil capablede le mettre à l’eau et de le
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equipment and complement,and
(C) is self-righting,(ii) lifebuoys that are distributed on the
decks of the installation, and that arestowed in a bracket or cleats, in atleast the following numbers:(A) 8 lifebuoys for an installation
that is 100 m or less in length,(B) 10 lifebuoys for an installation
that is more than 100 m but lessthan 150 m in length,
(C) 12 lifebuoys for an installationthat is 150 m or more but lessthan 200 m in length,
(D) 14 lifebuoys for an installationthat is 200 m or more in length,
(iii) a rescue basket capable ofaccommodating at least six persons,
(iv) 12 Type A distress signals, asdefined in Schedule III of the LifeSaving Equipment Regulations madeunder the Canada Shipping Act,2001,
(v) a Class I emergency positionindicator radio beacon, as defined inthe EPIRB Regulations (Canada), ineach control station,
(vi) at least two radar transpondersstowed in two widely separatedlocations, except in the case ofsurface mobile offshore platforms,
(vii) in the case of surface mobileoffshore platforms, at least one radartransponder, and
(viii) two buoyant personnel transferbaskets.
récupérer lorsqu’il est chargé àsa capacité maximale enmatériel et en équipage,
(C) autoredressable,(ii) de bouées de sauvetage réparties sur
les ponts et arrimées à des supportsou à des taquets selon le nombreminimal suivant qui est applicable :(A) 8 bouées dans le cas d’une
installation de 100 m ou moinsde longueur,
(B) 10 bouées dans le cas d’uneinstallation de plus de 100 mmais de moins de 150 m delongueur,
(C) 12 bouées dans le cas d’uneinstallation de 150 m ou plusmais de moins de 200 m delongueur,
(D) 14 bouées dans le cas d’uneinstallation de 200 m ou plus delongueur,
(iii) d’un panier de sauvetage d’unecapacité minimale de six personnes,
(iv) de 12 signaux de détresse du type Aau sens du Règlement surl’équipement de sauvetage, pris envertu de la Loi de 2001 sur la marinemarchande du Canada;
(v) à chaque poste de commande, d’uneradiobalise de localisation dessinistres de classe I au sens duRèglement sur les RLS (Canada),
(vi) d’au moins deux transbordeurs radararrimés en deux endroits trèséloignés l’un de l’autre, sauf dans lecas de la plate-forme mobile au largedes côtes qui est une plate-forme desurface,
(vii) dans le cas de la plate-forme mobileau large des côtes qui est uneplate-forme de surface, d’au moinsun transbordeur radar,
(viii) deux nacelles de transbordement dupersonnel.
(2) A totally enclosed survival craft provided onan offshore installation must
(a) meet the requirements for Class I lifeboatsas set out in Schedule V to the Life SavingEquipment Regulations made under theCanada Shipping Act, 2001, as if thesurvival craft were in waters to whichthose regulations apply;
(2) L’embarcation de survie totalement ferméedont est dotée l’installation au large des côtes doit :
a) répondre aux exigences pour embarcationde sauvetage classe I de l’annexe V duRèglement sur l’équipement de sauvetage,pris en vertu de la Loi de 2001 sur lamarine marchande du Canada, comme sil’embarcation de survie se trouvait dans
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(b) be equipped with(i) a compression ignition engine with
two independent starting methodsand with sufficient power to propelthe craft when fully loaded,
(ii) an engine block heater, a head boltheater or any other means ofensuring prompt engine start in coldweather,
(iii) a two-way fixed radio capable ofpermitting communications withother survival, support and rescuecraft,
(iv) a towing attachment,(v) the equipment required by Schedule
I to the Life Saving EquipmentRegulations made under the CanadaShipping Act, 2001, as if theinstallation were a Class I ship towhich those regulations apply,
(vi) a launching device,(vii) a radar reflector,
(viii) a Class II emergency positionindicator radio beacon, as defined inthe EPIRB Regulations (Canada),and
(ix) a hand-held radio;(c) be self-righting;(d) be fire-protected;(e) be capable of a speed of not less than 6
knots;(f) have a self-contained air supply sufficient
for at least 10 minutes;(g) be stored or equipped
(i) in the case of a column-stabilizedmobile offshore platform and a fixedplatform, to launch in a bow outaspect, and
(ii) in the case of a self-elevating mobileoffshore platform, to clear each leg,column, footing, brace or mat andany other similar structure below thehull;
(h) be positioned so that half the survival craftare close to the accommodation areas andthe other half are appropriately located onthe other side of the installation, takinginto consideration the shape of theinstallation and the type of associatedfacilities;
(i) be stowed in a secure and shelteredposition that is protected from damage byfire or explosion; and
(j) be stowed so that two crew members can
les eaux visées par ce règlement;b) être munie :
(i) d’un moteur à allumage parcompression à deux modes dedémarrage indépendants et d’unepuissance suffisante pour propulserl’embarcation en charge,
(ii) d’un chauffe-moteur, d’unréchauffeur de tête ou de tout autredispositif pouvant susciter ledémarrage rapide du moteur partemps froid,
(iii) d’une radio fixe bidirectionnellepermettant les communications avecd’autres embarcations de survie, desoutien et de sauvetage,
(iv) d’une fixation de remorquage,(v) de l’armement exigé par l’annexe I
du Règlement sur l’équipement desauvetage, pris en vertu de la Loi de2001 sur la marine marchande duCanada, comme si l’installation étaitun navire de classe I visé par cerèglement,
(vi) d’un dispositif de mise à l’eau,(vii) d’un réflecteur radar,
(viii) d’une radiobalise de localisation dessinistres de classe II au sens duRèglement sur les RLS (Canada),
(ix) d’un poste radio portatif;c) être autoredressable;d) être protégée contre le feu;e) être capable d’atteindre une vitesse
minimale de 6 noeuds;f) être pourvue d’une source d’air autonome
suffisante pour une durée d’au moins 10minutes;
g) être remisée ou équipée :(i) dans le cas de la plate-forme mobile
au large des côtes stabilisée parcolonnes et de la plate-forme fixe, desorte qu’elle soit mise à l’eau proueen premier,
(ii) dans le cas de la plate-forme mobileau large des côtes auto-élévatrice, desorte qu’elle évite, lors de la mise àl’eau, les montants, colonnes, socles,croisillons ou semelles et toute autrestructure semblable sous la coque;
h) être placée de sorte que la moitié desembarcations de survie soit à proximitédes secteurs d’habitation et que l’autremoitié soit située en des endroitsappropriés de l’autre côté de l’installation,
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carry out preparations for embarkationand launching in less than 5 minutes.
compte tenu de la forme de l’installationet du type de matériel connexe;
i) être arrimée de façon sécuritaire et dansun abri protégé des dommages causés parle feu ou les explosions;
j) être arrimée de façon que deux membresd’équipage puissent effectuer lespréparatifs pour l’embarquement et lamise à l’eau en moins de 5 minutes.
(3) The launching devices for the totally enclosedsurvival craft, the rescue boat and the inflatable liferaftsprovided on an offshore installation must
(a) meet the requirements for launchingdevices set out in Schedule IX to the LifeSaving Equipment Regulations madeunder the Canada Shipping Act, 2001, asif the launching devices were located inwaters to which those regulations apply;
(b) be sufficiently strong to permit eachsurvival craft, rescue boat or liferaft to besafely launched or lowered into the waterwhen loaded with its full complement ofpersons and equipment; and
(c) be situated so as to permit each survivalcraft, rescue boat or liferaft to be launchedclear of any obstruction resulting fromdamage of the extent described in theCode referred to in subsection 57(9).
(3) Les dispositifs de mise à l’eau desembarcations de survie totalement fermées, desembarcations de sauvetage et des radeaux de sauvetagepneumatiques de l’installation au large des côtesdoivent :
a) répondre aux exigences concernant lesdispositifs de mise à l’eau visées àl’annexe IX du Règlement surl’équipement de sauvetage, pris en vertude la Loi de 2001 sur la marinemarchande du Canada, comme si lesdispositifs se trouvaient dans des eauxvisées par ce règlement;
b) être suffisamment solides pour permettrela mise à l’eau en toute sécurité de chaqueembarcation ou radeau à la chargemaximale en personnes et en matériel;
c) être situés de façon à permettre la mise àl’eau de chaque embarcation ou radeau enévitant tout obstacle résultant d’avariesdont l’étendue est décrite au documentvisé au paragraphe 57(9).
(4) Half of the lifebuoys provided on an offshoreinstallation must be equipped with self-igniting lights,and at least two of those lifebuoys must be equippedwith self-activating smoke signals.
(4) La moitié des bouées de sauvetage del’installation au large des côtes doivent être munies defeux à auto-allumage et au moins deux d’entre ellesdoivent être munies de signaux fumigènes àdéclenchement automatique.
(5) Two lifebuoys provided on an offshoreinstallation not equipped with lights and smoke signalsmust be fitted with a buoyant lifeline, the length ofwhich must be at least one-and-a-half times the distancefrom the stowage deck to the waterline at the transitdraft, or 30 m, whichever is greater.
(5) Deux des bouées de sauvetage de l’installationau large des côtes non munies de feux ou de signauxfumigènes doivent être dotées d’une ligne de survieflottante dont la longueur doit être égale à au moins unefois et demie la distance entre le pont d’arrimage et leniveau de l’eau au tirant d’eau de transit ou à 30 m, laplus élevée de ces valeurs étant à retenir.
(6) Copies of a plan showing the position of all thelifesaving appliances must be posted on an offshoreinstallation, including in the control station and in theaccommodation areas and work areas.
(6) Un plan de l’emplacement de tous les enginsde sauvetage doit être affiché dans l’installation aularge des côtes, notamment dans la salle de commande,chaque secteur d’habitation et zone de travail.
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Passive Fire and Blast Protection Offshore Protection passive au large des côtes contrel’incendie et les explosions
23. (1) In this section,
"class A-0 division" means a division formed by abulkhead or deck that is constructed
(a) of steel or an equivalent material andsuitably stiffened, and
(b) to prevent the passage of smoke and flameafter 60 minutes of exposure to a standardfire test; (cloisonnement de classe A-0)
"class A-60 division" means a division formed by abulkhead or deck that is
(a) constructed of steel or an equivalentmaterial and suitably stiffened,
(b) constructed to prevent the passage ofsmoke and flame after 60 minutes ofexposure to a standard fire test, and
(c) insulated with non-combustible materialsso that, if either side is exposed to astandard fire test, after 60 minutes theaverage temperature on the unexposedface will not increase by more than 139°Cabove the initial temperature and thetemperature at any point on the unexposedface, including any joint, will not increaseby more than 180°C above the initialtemperature; (cloisonnement de classeA-60)
"class B-15 division" means a division formed by abulkhead, ceiling or lining that is
(a) constructed and erected entirely fromnon-combustible materials,
(b) constructed to prevent the passage offlame after exposure to a standard fire testfor 30 minutes, and
(c) insulated so that if either face is exposedto the first 30 minute period of a standardfire test, the average temperature on theunexposed face will not increase at anytime during the first 15 minutes of the testby more than 139°C above that initialtemperature, and the temperature at anypoint on the unexposed face, includingany joint, will not increase by more than225°C above the initial temperature afterexposure for 15 minutes; (cloisonnementde classe B-15)
"class H-120 division" means a division formed by abulkhead or deck that is
(a) constructed of steel or an equivalent
23. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent auprésent article.
«à faible indice de propagation des flammes» Se ditd’une surface qui limite la propagation des flammes.(low flame spread)
«cloisonnement de classe A-0» Cloisonnement formépar une cloison ou un pont :
a) fait d’acier ou d’un matériau équivalent etconvenablement renforcé;
b) construit de manière à prévenir lapropagation de la fumée et des flammesaprès avoir subi pendant 60 minutes unessai standard de résistance au feu. (classA-0 division)
«cloisonnement de classe A-60» Cloisonnement formépar une cloison ou un pont qui est :
a) fait d’acier ou d’un matériau équivalent etconvenablement renforcé;
b) construit de manière à prévenir lapropagation de la fumée et des flammesaprès avoir subi pendant 60 minutes unessai standard de résistance au feu;
c) isolé au moyen de matériauxincombustibles de sorte que, si l’une oul’autre des faces est soumise à un essaistandard de résistance au feu, au bout de60 minutes, la température moyenne de laface non exposée n’aura pas augmenté deplus de 139 °C par rapport à latempérature initiale et que la températureen tout point de la face non exposée,notamment les articulations, n’aura pasaugmenté de plus de 180 °C par rapport àla température initiale. (class A-60division)
«cloisonnement de classe B-15» Cloisonnement formépar une cloison, un plafond ou un revêtement qui est :
a) fait et mis en place entièrement au moyende matériaux incombustibles;
b) construit de façon à prévenir lapropagation des flammes après avoir subipendant 30 minutes un essai standard derésistance au feu;
c) isolé de sorte que, si l’une ou l’autre desfaces est soumise aux 30 premièresminutes d’un essai standard de résistanceau feu, la température moyenne de la face
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material and suitably stiffened,(b) constructed to prevent the passage of
smoke and flame after exposure to ahydrocarbon fire test for 120 minutes, and
(c) insulated with non-combustible materialso that, if either face is exposed to ahydrocarbon fire test, after 120 minutesthe average temperature on the unexposedface will not increase by more than 139°Cabove the initial temperature, and thetemperature at any point on the unexposedface, including any joint, will not increaseby more than 180°C above the initialtemperature; (cloisonnement de classeH-120)
"hydrocarbon fire test" means a test in which aspecimen division, resembling as closely as possible theintended construction of the division, includes, ifappropriate, at least one joint and has an exposedsurface of not less than 4.65 m2 and a height or a lengthof not less than 2.44 m, is exposed in a test furnace totemperatures corresponding approximately to atime-temperature relationship defined by a smoothcurve drawn through the following temperature pointsmeasured above the initial furnace temperature:
(a) at the end of the first 3 minutes, 880°C,(b) at the end of the first 5 minutes, 945°C,(c) at the end of the first 10 minutes, 1032°C,(d) at the end of the first 15 minutes, 1071°C,(e) at the end of the first 30 minutes, 1098°C,(f) at the end of the first 60 minutes, 1100°C, (g) at the end of the first 120 minutes,
1100°C; (essai de résistance au feud’hydrocarbures)
"low flame spread" in respect of a surface, means thatthe surface restricts the spread of flame; (à faible indicede propagation des flammes)
"standard fire test" means a test conducted inaccordance with regulation 3.2 of Chapter II-2 ofInternational Maritime Organization InternationalConference on Safety of Life at Sea. (essai standard derésistance au feu)
non exposée n’aura pas augmenté, durantles 15 premières minutes, de plus de139° C par rapport à la températureinitiale et que la température en tout pointde la face non exposée, notamment lesarticulations, n’aura pas augmenté de plusde 225 °C par rapport à la températureinitiale au bout de 15 minutesd’exposition. (class B-15 division)
«cloisonnement de classe H-120» Cloisonnement formépar une cloison ou un pont qui est :
a) fait d’acier ou d’un matériau équivalent etconvenablement renforcé;
b) construit de manière à prévenir lapropagation de la fumée et des flammesaprès avoir subi pendant 120 minutes une s s a i d e r é s i s t a n c e a u f e ud’hydrocarbures;
c) isolé au moyen de matériauxincombustibles de sorte que, si l’une oul’autre des faces est soumise à un essai derésistance au feu d’hydrocarbures, au boutde 120 minutes, la température moyennede la face non exposée n’aura pasaugmenté de plus de 139 °C par rapport àla température initiale, et que latempérature en tout point de la face nonexposée, notamment les articulations,n’aura pas augmenté de plus de 180 °Cpar rapport à la température initiale. (classH-120 division)
«essai de résistance au feu d’hydrocarbures» Essai où uncloisonnement type, construit autant que possible commele cloisonnement en cause et comprenant, s’il y a lieu, aumoins une articulation, et ayant une surface exposée d’aumoins 4,65 m2 et une hauteur ou une longueur d’au moins2,44 m, est exposé dans un four à essais à destempératures correspondant approximativement à unrapport température-temps défini par une courbe régulièrepassant par les points de température suivants mesurés enprogression par rapport à la température initiale du four :
a) à la fin des 3 premières minutes, 880 °C;b) à la fin des 5 premières minutes, 945 °C;c) à la fin des 10 premières minutes, 1032°C;d) à la fin des 15 premières minutes, 1071 °C;e) à la fin des 30 premières minutes, 1098 °C;f) à la fin des 60 premières minutes, 1100 °C;g) à la fin des 120 premières minutes, 1100°C.
(hydrocarbon fire test)
«essai standard de résistance au feu» Essai exécutéconformément à la règle 3.2 du chapitre II-2 de la
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Convention internationale pour la sauviegarde de la viehumaine en mer de l’Organisation maritimeinternationale. (standard fire test)
(2) Subject to subsection (3), on an offshoreinstallation,
(a) the wellhead and process areas on aproduction installation must be separatedfrom other areas by class H-120 divisions;
(b) control stations must be separated fromother areas by class A-60 divisions;
(c) accommodation areas must be separatedfrom other areas by class A-60 divisions;
(d) machinery spaces and storeroomscontaining paint, oil, any gaseoussubstance or other flammable materialmust be separated from galleys oraccommodation areas by class A-60divisions and from each other by classA-0 divisions;
(e) galley supply and exhaust ventilatortrunking within the accommodation areasor any other enclosed spaces must bemade of steel covered with a fire-resistantinsulation material of a type and thicknessequivalent to that in a class A-60 division;
(f) decks and their supporting structureswithin the accommodation areas that arenot required to be a class A-60 divisionmust be constructed of material that byitself or due to insulation provided willnot lose its structural stability and fireintegrity when subjected to a 60 minutestandard fire test;
(g) corridor bulkheads that are not required tobe a class A-60 division must be a classB-15 division and extend from deck todeck or, when continuous class B-15divisions that are ceilings are fitted, fromthe deck to the continuous ceiling;
(h) doors in class B-15 divisions that arebulkheads must meet the standard for aclass B-15 division, except that a door toa cabin or to a public space other than astairway may have ventilation openings ora louvre in the lower half;
(i) no door of a division forming any part ofa stairway enclosure shall be providedwith ventilation openings or louvres;
(j) openings in bulkheads and decks in theaccommodation areas must havepermanently attached to them a means ofclosing that will maintain the fire integrityof the bulkheads and decks;
(2) Sous réserve du paragraphe (3), à bord del’installation au large des côtes :
a) les zones de têtes de puits et de traitementde l’installation de production doivent êtreséparées des autres zones par descloisonnements de classe H-120;
b) les postes de commande doivent êtreséparés des autres zones par descloisonnements de classe A-60;
c) les secteurs d’habitation doivent êtreséparés des autres zones par descloisonnements de classe A-60;
d) les zones des machines et les magasinscontenant de la peinture, de l’huile, desgaz ou d’autres matières inflammablesdoivent être séparés des cuisines ou dessecteurs d’habi ta t ion par descloisonnements de classe A-60 et les unsdes autres par des cloisonnements declasse A-0;
e) les entrepôts de nourriture et les gainesdes ventilateurs aspirants à l’intérieur dessecteurs d’habitation ou de tout autreespace fermé doivent être en acier etisolés avec un matériau résistant au feud’un type et d’une épaisseurcorrespondant à ceux d’un cloisonnementde classe A-60;
f) tout pont, ainsi que sa structure de soutien,à l’intérieur des secteurs d’habitation quin’a pas à être un cloisonnement de classeA-60 doit être fait d’un matériau qui, parses qualités intrinsèques ou grâce à sonisolation, conserve sa stabilité structuraleet sa résistance au feu lorsqu’il est soumisà un essai standard de résistance au feud’une durée de 60 minutes;
g) les cloisons de corridor qui n’ont pas àêtre des cloisonnements de classe A-60doivent être des cloisonnements de classeB-15 et s’étendre d’un pont à l’autre ou,en présence de plafonds faits decloisonnements de classe B-15 continus,du pont au plafond;
h) les portes percées dans descloisonnements de classe B-15 quiforment des cloisons doivent êtrec o n f o r me s a u x n o r me s d ’ u ncloisonnement de classe B-15 mais uneporte de cabine ou d’un espace public
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(k) if a class A-0 division, class A-60division, class B-15 division or classH-120 division is pierced for the passageof electric cables, pipes, trunks orstructural elements or for other purposes,arrangements must be made so that thefire resistance of the division is notimpaired;
(l) air spaces enclosed behind ceilings,panelling or linings must be divided byclose-fitting draught stops that are spacednot more than 14 m apart and that arefitted transversely if the length of thespace exceeds 14 m and lengthwise if thewidth exceeds 14 m;
(m) internal stairwells, ladderwells and crewelevator trunks within the accommodationareas must be constructed of steel orequivalent material;
(n) stairwells in the accommodation areasmust be enclosed within a trunkconstructed of class A-60 divisions andmust have self-closing doors, except thata stairwell connecting only two decksneed only be fitted at one deck level witha division that has the same fire integrityand structural stability as the deck andself-closing doors;
(o) for compartments that contain or areaffected by oil and oil vapour, the surfaceof insulating materials fitted to the insideof bulkheads and decks and forming thecasings and crowns must be impervious tooil and oil vapour;
(p) doors and shutters in a bulkhead openingto hatches in the galley and pantry mustbe constructed so that the fire integrity ofthe bulkhead is maintained, and must becapable of being readily closed from aposition outside the galley or pantry;
(q) primary deck coverings must be of a typethat will not readily ignite;
(r) paints, veneers and other finishes used onsurfaces on concealed or inaccessiblespaces and on exposed surfaces, exceptfurniture, furnishings and floor coverings,must be such that the surfaces are of a lowflame spread type;
(s) overboard scuppers, sanitary discharges orother outlets close to the water must be ofmaterial unlikely to fail in the event offire;
(t) load-bearing steel structural elementsmust be fire protected; and
autre qu’une cage d’escalier peut avoirdes aérateurs à lames ou des ouverturesd’aération en sa moitié inférieure;
i) les portes percées dans un cloisonnementfaisant partie d’une cage d’escalier nepeuvent être munies d’aérateurs à lamesou d’ouvertures d’aération;
j) les ouvertures percées dans les cloisons etles ponts des secteurs d’habitation doiventcomporter des dispositifs de fermeturepermanents permettant de maintenir larésistance au feu des cloisons et des ponts;
k) si un cloisonnement de classe A-0, A-60,B-15 ou H-120 est percé pour permettre lepassage de câbles électriques, de tuyaux,de conduites, d’éléments de charpente ouautres, des mesures doivent être prisespour que soit maintenue la résistance aufeu du cloisonnement;
l) les vides d’air entre les plafonds, leslambris ou les garnitures doivent êtreséparés par des dispositifs coupe-feuhermétiques espacés d’au plus 14 m etdisposés transversalement, si la longueurdu v ide dépa s s e 1 4 m, e tlongitudinalement, si la largeur du videdépasse 14 m;
m) les cages des escaliers, échelles etascenseurs du personnel intérieurs au seindes secteurs d’habitation doivent être faitsd’acier ou d’un matériau équivalent;
n) les escaliers des secteurs d’habitationdoivent être contenus dans des puits faitsde cloisonnements de classe A-60 etcomporter des portes à fermetureautomatique, à l’exception des cagesd’escalier reliant seulement deux pontsqui doivent être munies, au niveau d’undes ponts, d’un cloisonnement présentantla même résistance au feu et la mêmestabilité structurale que le pont et lesportes à fermeture automatique;
o) à l’égard des compartiments quicontiennent du pétrole et des vapeurs depétrole ou qui sont touchés par ceux-ci, lasurface des matières isolantes montées àl’intérieur des cloisons et des ponts quiforment les gaines et les couronnesdoivent pouvoir résister aux effets dupétrole et des vapeurs de pétrole;
p) les portes et volets d’une cloison donnantsur des écoutilles dans la cuisine etl’office doivent être construits de sorteque la résistance au feu de la cloison soit
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(u) blast-resistant panels and explosionventing systems must be provided inlocations that are susceptible to anexplosion.
maintenue et doivent pouvoir se fermerfacilement depuis l’extérieur de la cuisineou de l’office;
q) les revêtements primaires des pontsdoivent être d’un type qui ne s’enflammepas facilement;
r) les peintures, placages et autresrevêtements utilisés sur des surfaces dansdes espaces dissimulés ou inaccessibles etsur des surfaces exposées, sauf lesmeubles, les garnitures et les revêtementsde plancher, doivent être d’un type àfaible indice de propagation des flammes;
s) les dalots, décharges sanitaires et autressorties par-dessus bord doivent être faitsd’un matériau à l’épreuve du feu;
t) les éléments structuraux de portance faitsd’acier doivent être protégés contre le feu;
u) les endroits où des explosions sontpossibles doivent être munis de panneauxrésistant aux explosions et de circuitsd’évent d’explosion.
(3) Subsection (2) does not apply to an unmannedoffshore installation, if the passive fire and blaststructural protection provided will prevent majordamage in the case of a fire or explosion.
(3) Le paragraphe (2) ne s’applique pas àl’installation inhabitée au large des côtes dont laprotection structurale passive contre le feu et lesexplosions permet de prévenir les dommages majeursadvenant un incendie ou une explosion.
(4) Galleys on an offshore installation must beprovided with fire blankets.
(4) Les cuisines de l’installation au large des côtesdoivent être équipées de couvertures anti-feu.
(5) Notwithstanding subsections (2) to (4), anoffshore installation must be arranged so that a fire inone area on the installation will be prevented fromspreading to other areas and the consequences of anexplosion on the installation are minimized, taking intoaccount the fire or explosion hazard of any particulararea.
(5) Malgré les paragraphes (2) à (4), l’installationau large des côtes doit être aménagée de façon àempêcher la propagation des flammes d’une zone à uneautre et à réduire au minimum les conséquences d’uneexplosion, compte tenu du risque d’incendie oud’explosion que présente une zone donnée.
Fire Hydrant Systems Systèmes de bouches d’incendie
24. (1) A manned offshore installation must beprovided with a fire hydrant system in accordance withthis section.
24. (1) L’installation habitée au large des côtes doitêtre dotée d’un système de bouches d’incendieconformément au présent article.
(2) The fire hydrant system must be connected toa continuously pressurized wet pipe water main that
(a) is connected to at least two pump systemsthat are situated as far apart as possible;and
(b) when any one of the pump systemsrequired by paragraph (a) is out ofoperation,
(2) Le système de bouches d’incendie doit êtrerelié à une conduite principale d’eau continuellementpressurisée qui :
a) est reliée à au moins deux systèmes depompes éloignés le plus possible l’un del’autre;
b) lorsque l’un des systèmes de pompes visésà l’alinéa (a) est hors d’usage, est
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(i) is capable of delivering at least onejet simultaneously from each of anytwo fire hydrants through the hosesand nozzles, at a pressure at thehydrants of at least 350 kPa,
(ii) is capable of delivering water at asufficient pressure and quantity sothat the aggregate capacity of thepump systems that are still operatingis not less than 120 m3/hour when thepump systems are delivering water tothe fire hydrants, and
(iii) is capable of maintaining a pressureof at least 700 kPa to any foamsystem protecting the helicopterdeck.
capable :(i) de produire au moins un jet
simultané à deux des bouchesd’incendie à une pression d’au moins350 kPa au moyen des tuyaux et deslances,
(ii) de produire un débit d’eau d’unepression et d’une qualité suffisantespour que la capacité combinée dessystèmes de pompes qui restent enservice soit d’au moins 120 m3/hlorsque celles-ci alimentent lesbouches d’incendie,
(iii) de maintenir une pression d’au moins700 kPa pour tout systèmed’extinction à mousse de l’hélipont.
(3) The number and position of the fire hydrants inthe fire hydrant system must be such that water fromany two hydrants, one of which is fitted with only asingle length of fire hose and the other of which is fittedwith one or two lengths of fire hose, can reach everypart of the installation where a fire may occur.
(3) Le nombre et l’emplacement des bouchesd’incendie du système de bouches d’incendie doiventêtre tels que l’eau produite par deux de ces bouches,l’une munie d’une seule longueur de tuyaux à incendieet l’autre d’une ou deux longueurs de tuyaux, puisseatteindre toute partie de l’installation où un incendiepeut se déclarer.
(4) Each fire hydrant in the fire hydrant systemmust be provided with a hose that
(a) is not more than 18 m in length;(b) is equipped with a 19 mm dual purpose
nozzle capable of spray or jet action andwith the necessary couplings; and
(c) meets the requirements of National FireProtection Association 1961, Standard onFire Hose.
(4) Chaque bouche d’incendie du système debouches à incendie doit être dotée d’un tuyaud’incendie qui :
a) a une longueur d’au plus 18 m;b) est muni d’une lance de 19 mm à double
action de pulvérisation ou de jet ainsi quedes raccords nécessaires;
c) répond aux exigences de la norme 1961 dela National Fire Protection Associationintitulée Standard on Fire Hose.
Water Deluge and Water Monitor Systems in Areaswith Petroleum
Système déluge et système de régulation d’eaupour les zones contenant du pétrole
25. (1) In this section,
"water deluge system" means a system capable ofdeluging a space with water from fixed heads; (systèmedéluge)
"water monitor system" means a system capable ofdeluging a space with water from monitors. (système derégulation d’eau)
25. (1) Les définitions qui suivent s’appliquent auprésent article.
«système déluge» Système capable d’inonder un espaceavec de l’eau au moyen de têtes d’arrosage fixes.(water deluge system)
«système de régulation d’eau» Système capabled’inonder un espace au moyen de contrôleurs d’eau.(water monitor system)
(2) A manned offshore production installationmust be equipped with a water deluge system or, in thecase of an open space, a water monitor system, for eachspace in the installation that contains equipment that
(2) L’installation de production habitée au largedes côtes doit être dotée d’un système déluge ou, si ellecomporte un espace ouvert, d’un système de régulationd’eau pour tout espace de l’installation qui contient de
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stores, conveys or processes petroleum not used as fuelon the installation.
l’équipement servant au stockage, au transport ou autraitement du pétrole qui ne constituera pas ducombustible à bord de l’installation.
(3) The systems required by subsection (2) mustbe
(a) connected to a continuously pressurizedwater main that is connected to at leasttwo pump systems; and
(b) capable of discharging water at the rate ofat least 12.2 L/minute/m² over the largestarea served by the system when any oneof the pump systems is out of operation.
(3) Les systèmes visés au paragraphe (2) doiventêtre :
a) reliés à une conduite principale d’eaucontinuellement pressurisée munie d’aumoins deux systèmes de pompes;
b) capables de produire un débit d’eau d’aumoins 12,2 L/minute/m2 pour la plusgrande aire desservie par le systèmelorsque l’un des systèmes de pompes esthors d’usage.
(4) A water deluge system must(a) operate automatically in response to a
signal from the fire detection system;(b) be capable of being operated manually
from the control station and fromlocations close to but outside of eachspace served by it; and
(c) when in operation, automatically activatean audible and visual signal at the fire andgas indicator panel in the control station.
(4) Le système déluge doit :a) être en mesure de fonctionner
automatiquement sur réception d’unsignal du système de détection d’incendie;
b) pouvoir être déclenché manuellement àpartir de la salle de commande etd’endroits situés à proximité des espacesqu’il dessert, mais à l’extérieur de ceux-ci;
c) déclencher automatiquement, lorsqu’il estmis en marche, une alarme sonore etvisuelle au panneau d’indication de gaz etd’incendie de la salle de commande.
(5) A water monitor system must(a) be capable of being activated manually
from the control station and fromlocations close to but outside of eachspace served by it;
(b) have sufficient movement in thehorizontal and vertical planes to permitthe monitor to discharge water into anypart of the space served by it;
(c) be capable of being locked in anyposition; and
(d) be capable of discharging water as a jet orspray.
(5) Le système de régulation d’eau doit :a) pouvoir être déclenché manuellement à
partir de la salle de commande etd’endroits situés à proximité des espacesqu’il dessert, mais à l’extérieur de ceux-ci;
b) avoir suffisamment de mouvement, sur lesplans horizontal et vertical, pour que lecontrôleur puisse débiter de l’eau en toutpoint de l’espace en cause;
c) pouvoir être bloqué dans n’importe quelleposition;
d) pouvoir débiter de l’eau sous forme de jetou de pulvérisation.
(6) A water deluge system provided in accordancewith subsection (2) must meet the requirements ofNational Fire Protection Association 15, Standard forWater Spray Fixed Systems for Fire Protection.
(6) Le système déluge visé au paragraphe (2) doitêtre conforme aux exigences de la norme 15 de laNational Fire Protection Association intitulée Standardfor Water Spray Fixed Systems for Fire Protection.
General Requirements for Fire Pump Systems andWater Mains
Exigences générales visant les systèmes de pompes etles conduites principales d’eau
26. (1) The fire hydrant system referred to insection 24 and a water deluge system referred to insection 25 may be connected to the same water mainand main pump systems.
26. (1) Le système de bouches d’incendie visé àl’article 24 et le système déluge visé à l’article 25peuvent être raccordés à la même conduite principaled’eau et aux mêmes systèmes de pompes principaux.
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(2) A water main referred to in section 24 or 25must
(a) be routed clear of hazardous areas as faras practicable;
(b) be arranged in relation to any thermalbarriers and structural elements of theinstallation to obtain the maximumprotection from damage due to heat;
(c) be equipped with valves that will permit adamaged part of the system to be isolatedfrom the undamaged parts; and
(d) be used solely for the purpose offirefighting.
(2) La conduite principale d’eau visée auxarticles 24 et 25 doit :
a) autant que possible, passer à distance deszones dangereuses;
b) être disposée par rapport aux barrièresthermiques et aux éléments structuraux del’installation de manière à être protégée aumaximum contre les dommages dus à lachaleur;
c) être dotée de soupapes qui permettentd’isoler une section endommagée dusystème des sections intactes;
d) servir uniquement à la lutte contrel’incendie.
(3) A sea suction and source of power for each ofthe pump systems referred to in section 24 or 25 mustbe
(a) designed and arranged to startautomatically in response to
(i) any drop in water pressure thatindicates a demand on the system,
(ii) the receipt of a signal from the firedetection system, and
(iii) the receipt of a signal from anymanual control point;
(b) capable of being started manually fromthe control station and started and stoppedmanually from a location close to thepump system;
(c) capable of functioning continuouslywithout attendance for at least 24 hours;and
(d) designed and arranged so that a fire,explosion or flooding in any one space ofthe installation will not put more than onepump system out of operation.
(3) La source d’énergie et la prise d’eau de mer detout système de pompes visé aux articles 24 et 25doivent :
a) être conçues et installées de façon àdémarrer automatiquement dans chacun descas suivants :
(i) toute baisse de la pression d’eau quiindique l’utilisation du système,
(ii) la réception d’un signal du système dedétection d’incendie,
(iii) la réception d’un signal d’un poste decommande manuel;
b) pouvoir être mises en marche manuellementà partir de la salle de commande et êtremises en marche et arrêtées manuellementà partir d’un endroit à proximité du systèmede pompes;
c) pouvoir fonctionner continuellementpendant au moins 24 heures sanssurveillance;
d) être conçues et installées de sorte qu’unincendie, une explosion ou l’inondationd’un espace de l’installation n’entraîne pasla mise hors d’usage de plus d’un systèmede pompes.
(4) When any of the pump systems referred to insection 24 or 25 is started, an audible alarm must begiven automatically at the pump and an audible andvisual alarm must be given automatically at the fire andgas indicator panel in the control station.
(4) Lors de la mise en marche de tout système depompes visé aux articles 24 et 25, une alarme sonoredoit être déclenchée automatiquement à l’emplacementde la pompe et une alarme sonore et visuelle doit êtredéclenchée automatiquement au panneau de détectionde gaz et d’incendie de la salle de commande.
(5) A pump system provided in accordance withsection 24 or 25 must be located in a part of theinstallation remote from spaces that contain equipmentused for storing, conveying or processing petroleumthat is not used as fuel on the installation.
(5) Le système de pompes installé aux termes desarticles 24 et 25 doit être situé dans une partie del’installation éloignée des espaces contenant del’équipement servant au stockage, au transport ou autraitement du pétrole qui ne constituera pas ducombustible à bord de l’installation.
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Sprinkler System in Accommodation Areas Réseau d’extincteurs dans les secteurs d’habitation
27. (1) The accommodation areas in a mannedoffshore installation must be equipped with a sprinklersystem that is supplied with water from
(a) two dedicated pump systems connected tothe water main referred to in section 24 or25 by way of a lockable screwdownnon-return valve that will preventbackflow from the sprinkler system to thewater main; or
(b) one dedicated sprinkler pump connectedto
(i) the water main referred to in section24 or 25 by way of a lockablescrewdown non-return valve that willprevent backflow from the sprinklersystem to the water main, and
(ii) a pressurized fresh water tank havinga volume equal to at least twice thevolume of water required undersubsection (2) to be supplied for aperiod of one minute.
27. (1) Le secteur d’habitation de l’installation habitéeau large des côtes doit être muni d’un réseaud’extincteurs alimenté en eau par l’un des dispositifssuivants :
a) deux systèmes de pompes réservés etreliés à la conduite principale d’eau viséeaux articles 24 et 25 au moyen d’un clapetà serrage empêchant le retour de l’eau duréseau à la conduite;
b) une pompe du réseau d’extincteursréservée et reliée :
(i) à la conduite principale d’eau viséeaux articles 24 et 25 au moyen d’unclapet à serrage empêchant le retourde l’eau du réseau à la conduite,
(ii) à un réservoir d’eau douce pressuriséayant une capacité égale à au moinsdeux fois le volume d’eau à fournirpendant une minute conformémentau paragraphe (2).
(2) The volume of water supplied by the pumpsystems or pump and fresh water tank described insubsection (1) must be at a pressure sufficient to ensure,at the level of the highest sprinkler, continuouscoverage of at least 280 m2 at the rate of at least 6L/minute/m2.
(2) La quantité d’eau fournie par les systèmes depompes ou par les pompes et le réservoir d’eau doucevisés au paragraphe (1) doit être à une pressionsuffisante, au niveau de la tête d’extincteur la plusélevée, pour permettre l’arrosage continuel d’unesurface d’au moins 280 m2 à un débit d’au moins6L/minute/m2.
(3) The sprinkler pump required byparagraph (1)(b) must
(a) serve only the sprinkler system;(b) be activated automatically by a pressure
drop in the system before the water in thefresh water tank is depleted; and
(c) be powered from at least two sources.
(3) La pompe du réseau d’extincteurs visée àl’alinéa (1)b) doit :
a) desservir uniquement le réseau;b) se mettre en marche automatiquement à la
suite d’une perte de pression du systèmeavant que le réservoir à eau douce soitvidé;
c) avoir au moins deux sources d’énergie.
(4) When the sprinkler system is activated, anaudible and visual alarm that shows the location of theactivated sprinklers must be given automatically at thefire and gas indicator panel in the control station.
(4) Lorsque le réseau d’extincteurs est mis enmarche, une alarme sonore et visuelle montrantl’emplacement des extincteurs en cause doitautomatiquement se déclencher au panneau d’indicationde gaz et d’incendie de la salle de commande.
(5) The sprinkler system must be designed toprevent the passage of sea water into the fresh watertank.
(5) Le réseau d’extincteurs doit être conçu defaçon à empêcher le passage de l’eau de mer dans leréservoir d’eau douce.
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(6) The sprinkler system must be provided with atleast one stop valve for every 200 sprinklers that canprevent the flow of water into those sprinklers withoutaffecting the rest of the system.
(6) Le réseau d’extincteurs doit être muni d’aumoins un clapet d’arrêt pour chaque 200 têtesd’extincteurs de façon à arrêter l’arrivée d’eau à cestêtes sans interrompre l’arrivée d’eau au reste duréseau.
(7) Each of the stop valves provided in accordancewith subsection (6) must be protected from accidentaloperation.
(7) Tout clapet d’arrêt visé au paragraphe (6) doitêtre muni d’un dispositif de sûreté pour en empêcherl’utilisation accidentelle.
(8) A gauge indicating the pressure in the sprinklersystem must be fitted at each stop valve and at thecontrol station.
(8) La jauge indiquant la pression du réseaud’extincteurs doit être installée près de chaque clapetd’arrêt et à la salle de commande.
(9) The sprinkler heads must be placed inpositions and spaced in a pattern that will ensure anaverage application rate of 6 L/minute/m2 throughouteach space in the accommodation areas.
(9) Les têtes d’extincteurs doivent être disposéesselon une configuration qui permette de maintenir untaux de dispersion moyen de 6 L/minute/m2 pourchaque espace des secteurs d’habitation.
(10) The pump system or pump and fresh watertank required by subsection (1) must be situated outsidethe accommodation areas and as far as possible fromthe main machinery space.
(10) Les systèmes de pompes ou les pompes et leréservoir d’eau douce visés au paragraphe (1) doiventêtre situés à l’extérieur des secteurs d’habitation etaussi éloignés que possible de la zone des machinesprincipale.
(11) The sprinkler system must be(a) installed in accordance with National Fire
Protection Association 13, Standard forthe Installation of Sprinkler Systems; and
(b) tested and maintained in accordance withNational Fire Protection Association 13A,Recommended Practice for the Inspection,Testing and Maintenance of SprinklerSystems.
(11) Le réseau d’extincteurs doit être :a) installé conformément à la norme 13 de la
National Fire Protection Associationintitulée Standard for the Installation ofSprinkler Systems;
b) mis à l’essai et entretenu conformément àla norme 13A de la National FireProtection Association intituléeRecommended Practice for the Inspection,Testing and Maintenance of SprinklerSystems.
Fire-extinguishing Systems in Machinery andFlammable Liquid Storage Spaces
Systèmes d’extincteurs d’incendie dans leszones des machines ou de stockage de liquides
inflammables
28. (1) On an offshore installation, a fixed fire-extinguishing system utilizing carbon dioxide, pressurewater spray or, where a fire will not involve any gases,liquefied gases with a boiling point below ambienttemperature or cryogenic liquids, high expansion foammust be installed in every space containing
(a) internal combustion machinery with anaggregate power of at least 750 kW;
(b) an oil- or gas-fired boiler or any otherfired process vessel with a thermal ratingof at least 75 kW;
(c) paint or other flammable liquids asdefined by National Fire Protection
28. (1) Un système fixe d’extincteurs d’incendieutilisant une mousse à grande expansion, lorsquel’incendie ne met pas en cause un gaz ou un gazliquéfié ayant un point d’ébullition inférieur à latempérature ambiante ou un liquide cryogénique, ouutilisant dans les autres cas le gaz carbonique ou un jetd’eau sous pression doit être installé dans les espaces del’installation au large des côtes qui contiennent :
a) soit des machines à combustion interneayant une puissance combinée d’au moins750 kW;
b) soit une chaudière au gaz ou à l’huile outout autre récipient de fabrication chauffé
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Association 321, Standard on BasicClassification of Flammable andCombustible Liquids; or
(d) mud pits or equipment used for removingdrill solids where oil-based mud is used.
ayant une puissance thermique d’au moins75 kW;
c) soit de la peinture ou d’autres liquidesinflammables au sens de la norme 321 dela National Fire Protection Associationintitulée Standard on Basic Classificationof Flammable and Combustible Liquids;
d) soit des bacs à boue ou de l’équipementutilisé pour éliminer les déblais de foragelorsqu’est utilisée de la boue à based’huile.
(2) On an offshore installation, a fixedfire-extinguishing system utilizing carbon dioxide orpressure water spray must be provided in everycompartment containing a pump for the transfer of oil.
(2) Un système fixe d’extincteurs d’incendieutilisant le gaz carbonique ou un jet d’eau sous pressiondoit être installé dans les compartiments del’installation au large des côtes qui contiennent unepompe servant au transfert du pétrole.
(3) A fire-extinguishing system utilizing carbondioxide referred to in subsection (1) or (2) must meetthe requirements of National Fire ProtectionAssociation 12, Standard on Carbon DioxideExtinguishing Systems.
(3) Le système d’extincteurs d’incendie au gazcarbonique visé aux paragraphes (1) ou (2) doitsatisfaire aux exigences de la norme 12 de la NationalFire Protection Association intitulée Standard onCarbon Dioxide Extinguishing Systems.
(4) A fire-extinguishing system utilizing pressurewater spray referred to in subsection (1) or (2) mustmeet the requirements of National Fire ProtectionAssociation 15, Standard for Water Spray FixedSystems for Fire Protection.
(4) Le système d’extincteurs d’incendie à jet d’eausous pression visé aux paragraphes (1) ou (2) doitsatisfaire aux exigences de la norme 15 de la NationalFire Protection Association intitulée Standard for WaterSpray Fixed Systems for Fire Protection.
(5) A fire-extinguishing system utilizing highexpansion foam referred to in subsection (1) must meetthe requirements of National Fire ProtectionAssociation 16, Standard on Deluge Foam-WaterSprinkler and Foam-Water Spray Systems.
(5) Le système d’extincteurs d’incendie à mousseà grande expansion visé au paragraphe (1) doitsatisfaire aux exigences de la norme 16 de la NationalFire Protection Association intitulée Standard onDeluge Foam-Water Sprinkler and Foam-Water SpraySystems.
(6) If a fire-extinguishing system utilizing carbondioxide is provided in accordance with subsection (1)or (2), means must be provided to
(a) stop all ventilation fans serving the spaceprotected by the system automaticallybefore the system is activated; and
(b) close all dampers in the ventilation systemserving the space protected by the systemmanually from a position that is outsidethe space and that will not be madeinaccessible by a fire within the space.
(6) Si le système d’extincteurs d’incendie au gazcarbonique est installé aux termes des paragraphes (1)ou (2), les dispositifs suivants doivent être mis enplace :
a) un dispositif d’arrêt automatique desventilateurs de l’espace protégé par lesystème avant la mise en marche decelui-ci;
b) un dispositif de fermeture manuelle desamortisseurs de ventilation de l’espace,protégé par le système, qui est situé àl’extérieur de cet espace et qui nedeviendra pas inaccessible du fait d’unincendie dans celui-ci.
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(7) A fire-extinguishing system referred to insubsection (1) or (2) must be capable of being activatedmanually
(a) from a location close to but outside eachspace served by it; and
(b) at the location where the extinguishingmedium is stored.
(7) Le système d’extincteurs d’incendie visé auxparagraphes (1) ou (2) doit pouvoir être mis en marchemanuellement :
a) depuis un emplacement hors de chaqueespace desservi mais à proximité decelui-ci;
b) depuis l’emplacement où est stockél’agent d’extinction.
(8) At each access to a space served by afire-extinguishing system referred to in subsection (1)or (2) there must be a notice indicating that the spacecontains such a system and stating whichfire-extinguishing medium is used.
(8) Tout accès à un espace protégé par un systèmed’extincteurs d’incendie visé aux paragraphes (1) ou (2)doit porter un avis indiquant que l’espace est muni d’untel système et précisant l’agent d’extinction employé.
(9) Visual indication of the operational status ofthe fire-extinguishing system referred to insubsection (1) or (2) must be provided at each access toa space served by the system and at the control station.
(9) La salle de commande et tout accès à unespace protégé par un système d’extincteurs d’incendievisé aux paragraphes (1) ou (2) doivent être munisd’indicateurs visuels indiquant l’état de fonctionnementdu système.
(10) An offshore installation provided with afire-extinguishing system referred to in subsection (1)or (2) must be provided with an automatic system thatwill give
(a) an audible warning, in a space served bythe system to which personnel haveaccess, before the fire-extinguishingmedium is released from thefire-extinguishing system; and
(b) an audible and visual signal, outside theaccess to a space served by the system andat the fire and gas indicator panel in thec o n t r o l s t a t i o n , w h e n t h efire-extinguishing system is in operation.
(10) L’installation au large des côtes munie d’unsystème d’extincteurs d’incendie visé auxparagraphes (1) ou (2) doit être équipée d’un systèmeautomatique qui :
a) déclenche une alarme sonore avantl’émission de l’agent d’extinction par lesystème d’extincteurs dans les espacesprotégés par celui-ci auxquels a accès lepersonnel;
b) déclenche pendant le fonctionnement dusystème d’extincteurs une alarme visuelleet sonore à l’extérieur de l’accès à toutespace protégé par le systèmed’extincteurs et au panneau indicateur degaz et d’incendie de la salle decommande.
(11) An offshore installation provided with afire-extinguishing system referred to in subsection (1)or (2) must be provided with means to close allopenings that may admit air to or allow gas to escapefrom a space served by the system.
(11) L’installation au large des côtes munie d’unsystème d’extincteurs d’incendie visé auxparagraphes (1) ou (2) doit être dotée de moyens pourfermer toutes les ouvertures pouvant permettrel’admission d’air dans tout espace protégé par lesystème ou la fuite de gaz d’un tel espace.
Fire Extinguishers Extincteurs d’incendie
29. (1) On an offshore installation a portable fireextinguisher must be provided
(a) within 10 m of any position accessible bypersonnel in a machinery, drilling andproduction and process space;
(b) within 15 m of any position accessible bypersonnel in a space other than a space
29. (1) L’installation au large des côtes doit êtremunie d’un extincteur d’incendie portatif aux endroitssuivants :
a) dans un rayon de 10 m d’un pointaccessible au personnel dans les zones desmachines ou dans celles servant au forage,à la production ou au traitement;
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described in paragraph (a); and(c) near the entrance to each space referred to
in paragraphs (a) and (b).
b) dans un rayon de 15 m d’un pointaccessible au personnel dans une zoneautre que celles visées à l’alinéa a);
c) près de l’entrée des zones visées auxalinéas a) et b).
(2) Subject to subsection (3), the extinguishingmedium employed by an extinguisher provided inaccordance with subsection (1) must be suitable forextinguishing fires in spaces in which it is intended tobe used.
(2) Sous réserve du paragraphe (3), l’agentd’extinction utilisé dans les extincteurs visés auparagraphe (1) doit être du type voulu pour éteindre lesincendies dans les espaces auxquels l’agent est destiné.
(3) An extinguisher provided in accordance withsubsection (1) for use in machinery spaces where oil isused as fuel must be of a type discharging foam, carbondioxide gas or dry powder.
(3) Les extincteurs visés au paragraphe (1)destinés à une zone des machines où l’huile estemployée comme combustible doivent utiliser de lamousse, du gaz carbonique ou une poudre sèche.
(4) The capacity of a portable extinguisherprovided in accordance with this section must be atleast
(a) 9 L, for an extinguisher that dischargesfoam;
(b) 4.5 kg, for an extinguisher that dischargesdry powder;
(c) 6 kg, for an extinguisher that dischargescarbon dioxide gas; and
(d) 9 L, for an extinguisher that dischargeswater.
(4) La capacité de chaque extincteur portatif viséau présent article doit être d’au moins :
a) 9 L dans le cas d’un extincteur à mousse;b) 4,5 kg dans le cas d’un extincteur à
poudre sèche;c) 6 kg dans le cas d’un extincteur au gaz
carbonique;d) 9 L dans le cas d’un extincteur à eau.
(5) A spare charge must be provided for a portableextinguisher provided in accordance with this sectionfor which a duplicate extinguisher has not beenprovided.
(5) Une charge de rechange doit être fournie pourun extincteur portatif visé par le présent article pourlequel il n’y a pas d’extincteur de réserve.
(6) On an offshore installation, a space containinginternal combustion machinery that has an aggregatepower of at least 750 kW must be provided with oneportable foam applicator unit and each of the followingfire extinguishers:
(a) one foam type fire extinguisher of not lessthan 45 L capacity in every engine space;
(b) two portable foam extinguishers, if theaggregate power of the machinery is atleast 750 kW but not more than 1500 kW;
(c) three portable foam extinguishers, if theaggregate power of the machinery is morethan 1500 kW but not more than 2250kW;
(d) four portable foam extinguishers, if theaggregate power of the machinery is morethan 2250 kW but not more than 3000kW;
(e) five portable foam extinguishers, if theaggregate power of the machinery is more
(6) La zone de l’installation au large des côtes quirenferme des machines à combustion interne ayant unepuissance combinée d’au moins 750 kW doit être dotéed’un applicateur de mousse portatif et des extincteursd’incendie suivants :
a) un extincteur à mousse d’une capacitéd’au moins 45 L dans chaque zonerenfermant des moteurs;
b) deux extincteurs à mousse portatifs si lapuissance combinée des machines est d’aumoins 750 kW sans dépasser 1500 kW;
c) trois extincteurs à mousse portatifs si lapuissance combinée des machines est deplus de 1500 kW sans dépasser 2250 kW;
d) quatre extincteurs à mousse portatifs si lapuissance combinée des machines est deplus de 2250 kW sans dépasser 3000 kW;
e) cinq extincteurs à mousse portatifs si lapuissance combinée des machines est deplus de 3000 kW sans dépasser 3750 kW;
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than 3000 kW but not more than 3750kW;
(f) six portable foam extinguishers, if theaggregate power of the machinery is morethan 3750 kW.
f) six extincteurs à mousse portatifs si lapuissance combinée des machines est deplus de 3750 kW.
(7) On an offshore installation, a space containingan oil- or gas-fired boiler or any other fired processvessel that has a thermal rating of at least 75 kW mustbe provided with
(a) two portable foam fire extinguishers plusan additional portable foam fireextinguisher for each burner up to a totalcapacity of 45 L;
(b) one portable dry powder fire extinguisher;and
(c) one portable foam applicator unit.
(7) La zone de l’installation au large des côtescontenant une chaudière au gaz ou à l’huile ou toutautre équipement de traitement chauffé ayant unepuissance thermique d’au moins 75 kW doit êtremunie :
a) de deux extincteurs portatifs à mousse etd’un extincteur additionnel de même typepour chaque brûleur dont la capacité totaleest d’au plus 45 L;
b) d’un extincteur portatif à poudre sèche;c) d’un applicateur portatif de mousse.
(8) A portable foam applicator unit provided inaccordance with this section must be provided with
(a) an air-foam nozzle of an inductor typecapable of being connected to the watermain described in subsection 24(2) and ofproducing foam effect ive forextinguishing an oil fire at the rate of atleast 1.5 m3/minute; and
(b) at least two tanks, each containing at least20 L of foam-making liquid.
(8) L’applicateur portatif de mousse visé auprésent article doit comprendre :
a) un gicleur air-mousse de type inductionpouvant être branché sur la conduiteprincipale d’eau visée au paragraphe 24(2)et pouvant produire une mousse capabled’éteindre un feu d’huile à un débit d’aumoins 1,5 m3/min;
b) au moins deux réservoirs de liquide àmousse, d’une capacité d’au moins 20 Lchacune.
(9) A portable fire extinguisher on an offshoreinstallation must be inspected, maintained andrecharged in accordance with National Fire ProtectionAssociation 10, Standard for Portable FireExtinguishers.
(9) Les extincteurs portatifs de l’installation aularge des côtes doivent être inspectés, entretenus etrechargés conformément à la norme 10 de la NationalFire Protection Association intitulée Standard forPortable Fire Extinguishers.
Firefighting Equipment Équipement de lutte contre l’incendie
30. (1) A manned offshore installation must beprovided with at least ten sets, and an unmanned offshoreinstallation must be provided with at least two sets, of thefollowing firefighter equipment:
(a) protective clothing, including boots andgloves, that
(i) meets the requirements of NationalFire Protection Association 1971,Standard on Protective Clothing forStructural Fire Fighting,
(ii) will protect the skin from beingburned by heat radiating from a fireand by steam,
(iii) has a water-resistant outer surface,(iv) in the case of boots, is made of rubber
or other electrically non-conducting
30. (1) L’installation habitée au large des côtes doit êtrepourvue d’au moins dix ensembles d’équipement pourpompier et l’installation inhabitée au large des côtes doitêtre pourvue d’au moins deux tels ensembles, chaqueensemble devant comprendre :
a) des vêtements de protection, notammentdes bottes et des gants :
(i) qui sont conformes aux exigences dela norme 1971 de la National FireProtection Association intituléeStandard on Protective Clothing forStructural Fire Fighting,
(ii) qui protègent la peau des brûlurescausées par la chaleur rayonnant d’unincendie et par la vapeur,
(iii) dont la surface extérieure est
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material, and(v) in the case of gloves, meets the
requirements of National FireProtection Association 1973, Standardon Gloves for Structural FireFighting;
(b) a firefighter’s helmet with visor that meetsthe requirements of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-Z94.1-92,Industrial Protective Headwear.
imperméable,(iv) dans le cas des bottes, qui sont faites
en caoutchouc ou d’un autre matériaunon conducteur d’électricité,
(v) dans le cas des gants, qui sontconformes aux exigences de la norme1973 de la National Fire ProtectionAssociation intitulée Standard onGloves for Structural Fire Fighting;
b) un casque de pompier avec viseur qui estconforme aux exigences de la normeCAN/CSA-Z94.1-92 de l’Associationcanadienne de normalisation intituléeIndustrial Protective Headwear.
(2) In addition to any firefighting equipmentrequired by the Oil and Gas Occupational Safety andHealth Regulations, a manned offshore installationmust be provided with at least four sets, and anunmanned offshore installation must be provided withat least two sets, of the following equipment:
(a) a self-contained breathing apparatus that(i) is capable of functioning for at least
30 minutes,(ii) meets the requirements of Canadian
Standards Association standardCAN/CSA-Z94.4-93, Selection, Use,and Care of Respirators, andCAN3-Z 180.1-M85, CompressedBreathing Air and Systems, and
(iii) is equipped with two spare bottles;(b) a portable electric safety lamp that
(i) will operate in the conditionsanticipated for a Class I, Division 1,hazardous area,
(ii) is operated from a rechargeablebattery capable of operating for atleast 3 hours, and
(iii) can be easily attached to the clothingof a firefighter, at or above the waistlevel;
(c) an axe with an insulated handle and acarrying belt;
(d) a fire-resistant life and signalling line anda safety belt and harness that meet therequirements of National Fire ProtectionAssociation 1983, Standard on FireService Life Safety Rope, Harness andHardware.
(2) En sus des équipements de lutte contre l’incendieexigés par le Règlement sur la sécurité et la santé autravail (pétrole et gaz), l’installation habitée au large descôtes doit être pourvue d’au moins quatre ensemblescomprenant l’équipement suivant et l’installationinhabitée au large des côtes doit être pourvue d’au moinsdeux tels ensembles :
a) un appareil respiratoire autonome qui :(i) peut fonctionner pendant au moins 30
minutes,(ii) est conforme aux exigences des
normes Z94.4-93 et CAN3-Z180.1-M85 de l’Associationcanadienne de normalisation intituléesrespectivement Selection, Use, andCare of Respirators et Air comprimérespirable : Production et distribution,
(iii) est muni de deux bouteilles derechange;
b) une lampe de sécurité électrique portativequi :
(i) peut fonctionner dans les conditionsprévues pour une zone dangereuse declasse I, division 1,
(ii) est alimentée par une batterierechargeable ayant une durée d’aumoins 3 heures,
(iii) est facile à fixer aux vêtements dupompier à la taille ou plus haut;
c) une hache avec manche isolant et laceinture connexe;
d) une corde d’assurance et de signalisationrésistante au feu, une ceinture de sécurité etun harnais conformes aux exigences de lanorme 1983 de la National Fire ProtectionAssociation intitulée Standard on FireService Life Safety Rope, Harness andHardware.
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(3) Each set of equipment required bysubsections (1) and (2) must be kept ready for use andstored to be readily accessible.
(3) Chaque ensemble d’équipement visé auxparagraphes (1) et (2) doit être tenu prêt à utiliser et êtrerangé de façon à être facilement accessible.
(4) One of each of the sets of equipment requiredby subsections (1) and (2) must be located within easyaccess of the helicopter deck.
(4) L’un de chacun des ensembles visés auxparagraphes (1) et (2) doit être rangé dans un endroitfacilement accessible à partir de l’hélipont.
Automatic Fire Detection Systems Systèmes automatiques de détection d’incendie
31. (1) A manned offshore installation must beequipped with a fire detection system that is capable ofdetecting the presence of fire in every space where firemay occur, including
(a) corridors, stairways and escape routes inthe accommodation areas;
(b) the control station;(c) work areas; and(d) spaces containing equipment in which
petroleum or any other flammablesubstance is stored, conveyed, processedor consumed.
31. (1) L’installation habitée au large des côtes doitêtre munie d’un système de détection d’incendiecapable de déceler la présence d’un incendie en toutendroit où il peut se déclarer, notamment :
a) les corridors, les escaliers ou les voies desecours des secteurs d’habitation;
b) la salle de commande;c) les zones de travail;d) les zones contenant des équipements dans
lesquels le pétrole ou toute autresubstance inflammable est stocké,transporté, traité ou utilisé.
(2) An unmanned offshore installation must beequipped with a fire detection system that is capable ofdetecting the presence of fire in every space where firemay occur, including
(a) work areas; and(b) spaces containing equipment in which
petroleum or any other flammablesubstance is stored, conveyed, processedor consumed.
(2) L’installation inhabitée au large des côtes doitêtre munie d’un système de détection d’incendiecapable de déceler la présence d’un incendie en toutendroit où il peut se déclarer, notamment :
a) les zones de travail;b) les zones contenant des équipements dans
lesquels le pétrole ou toute autresubstance inflammable est stocké,transporté, traité ou utilisé.
(3) The fire detection systems required bysubsections (1) and (2) must be selected, designed,installed and maintained in accordance with NationalFire Prevention Association 72E, Standard onAutomatic Fire Detectors.
(3) Les systèmes visés aux paragraphes (1) et (2)doivent être choisis, conçus, installés et entretenusconformément à la norme 72E de la National FirePrevention Association intitulée Standard on AutomaticFire Detectors.
(4) The fire detection systems required bysubsections (1) and (2) must, on detection of fire,activate automatically
(a) an audible and visual signal on the fireand gas indicator panel in the controlstation of a manned installation; and
(b) an audible alarm that has a tone differentfrom any other alarm in any part of theinstallation.
(4) Les systèmes visés aux paragraphes (1) et (2)doivent, lorsqu’un incendie est décelé, déclencherautomatiquement :
a) un signal sonore et visuel au panneauindicateur de gaz et d’incendie de la sallede commande de l’installation habitée;
b) une alarme sonore qui a une tonalitédifférente des autres alarmes dans toutepartie de l’installation.
(5) An onshore installation must be equipped witha fire alarm system.
(5) L’installation à terre doit être munie d’unsystème d’alarme-incendie.
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(6) The fire alarm system for a drilling rig at anonshore site must be connected with the fire alarmsystem for the accommodation areas at the site if thedrilling rig is within 50 m of the accommodation areas.
(6) Le système d’alarme-incendie de l’appareil deforage situé à un emplacement à terre doit être relié ausystème d’alarme-incendie des secteurs d’habitation del’emplacement si l’appareil de forage se trouve dans unrayon de 50 m de ces secteurs.
(7) A room in an onshore installation that is usedas sleeping accommodation for a drill crew must beequipped with a smoke detector and alarm.
(7) La pièce de l’installation à terre servant dechambre à coucher pour l’équipe de forage doit êtremunie d’un détecteur de fumée et d’une alarme.
Gas Detection Systems Systèmes de détection de gaz
32. (1) An offshore installation must be equipped witha gas detection system that is capable of detecting, inevery part of the installation in which hydrogensulphide or any type of hydrocarbon gas mayaccumulate, the presence of those gases.
32. (1) L’installation au large des côtes doit êtrepourvue d’un système de détection des gaz capable dedéceler la présence de tout genre d’hydrocarbonegazeux ou d’hydrogène sulfuré gazeux, dans toutepartie de l’installation où ces gaz peuvent s’accumuler.
(2) The gas detection system required bysubsection (1) must, on detection of gas, activateautomatically
(a) an audible and visual signal on the fireand gas indicator panel in the control station of amanned installation; and
(b) an audible alarm that has a tone differentfrom any other alarm in any part of theinstallation.
(2) Le système visé au paragraphe (1) doit,lorsqu’un gaz est décelé, déclencher automatiquement :
a) un signal sonore et visuel au panneauindicateur de gaz et d’incendie de la sallede commande de l’installation habitée;
b) une alarme sonore qui a une tonalitédifférente des autres alarmes dans touteautre partie de l’installation.
(3) An offshore installation must be equipped with(a) at least two portable gas detectors capable
of(i) measuring the concentration of
oxygen in any space, and(ii) detecting hydrogen sulphide and any
type of hydrocarbon gas in anyspace; and
(b) a means of testing the portable gasdetectors described in paragraph (a).
(3) L’installation au large des côtes doit êtremunie :
a) d’au moins deux détecteurs de gazportatifs capables de :
(i) mesurer la concentration en oxygènedans tout espace,
(ii) déceler, dans tout espace, la présenced’hydrogène sulfuré gazeux et detout genre d’hydrocarbone gazeux;
b) de moyens de mise à l’essai des détecteursde gaz portatifs visés à l’alinéa a).
(4) A gas detector must be provided(a) at ventilation inlet ducts leading to a
non-hazardous area on an installation;(b) in Class I, Division 1, hazardous areas on
an onshore installation; and(c) in enclosed hazardous areas on an
offshore installation.
(4) Un détecteur de gaz doit être installé :a) aux conduits d’entrée de ventilation qui
mènent à une zone non dangereuse detoute installation;
b) dans les zones dangereuses de classe I,division 1, de l’installation à terre;
c) dans les zones dangereuses fermées del’installation au large des côtes.
(5) Gas detectors provided in accordance withsubsection (3) must be appropriate for the area andinstalled and operated in accordance with
(a) Appendix C of American PetroleumInstitute RP 14C, Recommended Practice
(5) Les détecteurs de gaz fournis selon leparagraphe (3) doivent convenir à la zone en cause etdoivent être montés et utilisés conformément auxdispositions suivantes :
a) l’annexe C du document RP 14C de
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for Analysis, Design, Installation andTesting of Basic Surface Safety Systemsfor Offshore Production Platforms; and
(b) section 9.2 of American PetroleumInstitute RP 14F, Recommended Practicefor Design and Installation of ElectricalSystems for Offshore ProductionPlatforms.
l’American Petroleum Institute intituléRecommended Practice for Analysis,Design, Installation and Testing of BasicSurface Safety Systems for OffshoreProduction Platforms;
b) l’article 9.2 du document RP 14F del’American Petroleum Institute intituléRecommended Practice for Design andInstallation of Electrical Systems forOffshore Production Platforms.
Alarm Panels and Signals Panneaux et signaux d’alarme
33. (1) A manned offshore installation must beequipped with a fire or gas detection system thatincludes
(a) one or more fire and gas detector indicatorpanels located at the control station, that
(i) indicate the source of fire and gas bymeans of a visual signal,
(ii) are capable of being functionallytested, and
(iii) are fitted with equipment forresetting the fire and gas detectionsystems; and
(b) an audible fire and gas alarm that has acharacteristic tone that distinguishes itfrom the alarms associated withmachinery, safety and control systemfaults or any other alarm system and thatis audible on all parts of the installation.
33. (1) L’installation habitée au large des côtes doitêtre pourvue d’un système de détection d’incendie et dugaz qui comprend :
a) dans la salle de commande, un ouplusieurs panneaux indicateurs de gaz etd’incendie :
(i) qui indiquent la source d’un incendieet du gaz au moyen d’un signalvisuel,
(ii) dont l’état de fonctionnement peutêtre mis à l’essai,
(iii) qui sont munis de l’équipementvoulu pour remettre le système dedétection en état de service;
b) une alarme sonore de gaz et d’incendiequi se fait entendre en tout point del’installation et qui a une tonalitécaractéristique qui la distingue desalarmes reliées à la machinerie et auxsystèmes de sécurité et de contrôle et detout autre système d’alarme.
(2) A fire or gas detection system referred to insubsection (1) must
(a) be capable of being manually activatedfrom each of the following locations,namely,
(i) the space adjacent to each entranceto each machinery and process space,
(ii) each accommodation area,(iii) the office of the manager of the
installation,(iv) every control point in each
machinery and process space, and(v) the control station;
(b) be designed so that, on activation of adetection device in one space, any signalsreceived at the same time from a detectiondevice in another space will register at thefire and gas indicator panel at that sametime;
(2) Le système de détection d’incendie et du gazvisé au paragraphe (1) doit :
a) pouvoir être déclenché manuellement àpartir des endroits suivants :
(i) près de l’entrée des zones desmachines et de traitement,
(ii) les secteurs d’habitation,(iii) le bureau du directeur de
l’installation,(iv) les postes de commande des zones
des machines et de traitement,(v) la salle de commande;
b) être conçu de façon que, lorsqu’undétecteur est déclenché en un endroit, toutsignal reçu au même moment d’undétecteur dans un autre endroit puisse êtrereçu au panneau indicateur de gaz etd’incendie en même temps;
c) être installé et entretenu conformément à
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(c) be installed and maintained in accordancewith National Fire Prevention Association72, Standard for the Installation,Maintenance, and Use of ProtectiveSignaling Systems; and
(d) be arranged so that there will be anautomatic changeover to an emergencysource of electrical power in accordancewith subsection 12(9) in the event of afailure of the primary source of electricalpower and so that failure of the primarysource of electrical power will beindicated both visually and audibly as aseparate fault alarm.
la norme 72 de la National Fire PreventionAssociation intitulée Standard for theInstallation, Maintenance, and Use ofProtective Signaling Systems;
d) en cas de perte de la source primaired ’ é n e r g i e é l e c t r i q u e , p a s s e rautomatiquement à la source d’énergieélectrique de secours selon leparagraphe 12(9) et indiquer la panne dela source d’énergie électrique primaire aumoyen d’une alarme visuelle et sonoredistincte qui indique la défaillance.
General Alarm System Système d’alarme général
34. (1) An installation must be equipped with ageneral alarm system that is capable of alertingpersonnel to any hazardous conditions other than fire orgas that might
(a) endanger the personnel;(b) endanger the installation; or(c) be harmful to the environment.
34. (1) L’installation doit être munie d’un systèmed’alarme général capable d’alerter le personnel en casde situation dangereuse, autre qu’un incendie ou laprésence de gaz, qui pourrait :
a) soit mettre en danger le personnel;b) soit mettre en danger l’installation;c) s o i t ê t r e d a n g e r e u s e p o u r
l’environnement.
(2) The general alarm system referred to insubsection (1) must be
(a) operational and in operation at all timesother than when the system is beinginspected, maintained or repaired;
(b) if applicable, flagged as being subject toinspection, maintenance or repair; and
(c) designed to prevent tampering.
(2) Le système d’alarme général visé auparagraphe (1) doit :
a) être en état de fonctionnement etfonctionner à tout moment, sauf durantune inspection ou des travaux d’entretienou de réparation;
b) le cas échéant, être désigné comme devantêtre inspecté, entretenu ou réparé;
c) être conçu de façon à en prévenirl’altération.
(3) When a general alarm system for aninstallation is being inspected, maintained or repaired,the operator of the installation shall ensure that thefunctions that the system performs are performedmanually.
(3) Lorsque le système d’alarme général del’installation est inspecté, entretenu ou réparé,l’exploitant de l’installation doit s’assurer que lesfonctions du système sont remplies manuellement.
Piping Systems Réseau de tuyauterie
35. (1) The piping system and associated equipmentof an installation must be designed and installed inaccordance with American Petroleum Institute RP 14E,Recommended Practice for Design and Installation ofOffshore Production Platform Piping Systems.
35. (1) Le réseau de tuyauterie et les équipementsconnexes de l’installation doivent être conçus et mis enplace conformément au document RP 14E del’American Petroleum Institute intitulé RecommendedPractice for Design and Installation of OffshoreProduction Platform Piping Systems.
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(2) A pressure vessel or fired vessel on aproduction installation must be designed andconstructed in accordance with the following standards:
(a) American Petroleum Institute Spec 12J,Specification for Oil and Gas Separators;
(b) sections I, II, IV, V, VII, VIII and IX ofAmerican Society of MechanicalEngineers ASME Boiler & PressureVessel Code;
(c) Canadian Standards Association standardB51-M1991, Boiler, Pressure Vessel, andPressure Piping Code.
(2) Le récipient sous pression ou la chaudière del’installation de production doivent être conçus etconstruits conformément aux normes suivantes :
a) le document Spec 12J de l’AmericanPetroleum Institute intitulé Specificationfor Oil and Gas Separators;
b) les articles I, II, IV, V, VII, VIII et IX dudocument de l’American Society ofMechanical Engineers intitulé ASMEBoiler & Pressure Vessel Code;
c) la norme B51-M1991 de l’Associationcanadienne de normalisation intituléeCode des chaudières, appareils ettuyauteries sous pression.
(3) A compressor in hydrocarbon service at aproduction installation must be designed in accordancewith the following standards:
(a) Canadian Standards Association standardCAN/CSA-Z184-M92, Gas PipelineSystems;
(b) American Petroleum Institute standardSTD 617, Centrifugal Compressors forGeneral Refinery Service;
(c) American Petroleum Institute standardSTD 618, Reciprocating Compressors forGeneral Refinery Services;
(d) American Petroleum Institute standardSTD 619, Rotary-Type PositiveDisplacement Compressors for GeneralRefinery Services.
(3) Le compresseur affecté aux opérationstouchant les hydrocarbures de l’installation deproduction doit être conçu conformément aux normessuivantes :
a) la norme CAN/CSA-Z184-M92 del’Association canadienne de normalisationintitulée Réseaux de canalisations de gaz;
b) la norme STD 617 de l’AmericanPetroleum Institute intitulée CentrifugalCompressors for General RefineryService;
c) la norme STD 618 de l’AmericanPetroleum Institute intitulée ReciprocatingCompressors for General RefineryServices;
d) la norme STD 619 de l’AmericanPetroleum Institute intitulée Rotary-TypePositive Displacement Compressors forGeneral Refinery Services.
(4) Materials and procedures used in a productioninstallation used to produce and process sour gas mustconform to National Association of CorrosionEngineers (U.S.) standard MR-01-75, Sulfide StressCracking Resistant Metallic Materials for Oil FieldEquipment.
(4) Le matériel et les méthodes utilisés dansl’installation de production produisant ou traitant dugaz sulfuré doivent être conformes à la normeMR-01-75 de la National Association of CorrosionEngineers (U.S.) intitulée Sulfide Stress CrackingResistant Metallic Materials for Oil Field Equipment.
(5) An operator who handles, treats or processesoil, gas or water that contains hydrogen sulphide shalldo so in accordance with good industry practice tominimize the discharge of hydrogen sulphide into theenvironment and to ensure that the operation is carriedout in a safe and efficient manner.
(5) L’exploitant qui manipule, traite ou transformedu pétrole, du gaz ou de l’eau contenant de l’hydrogènesulfuré le fait selon les règles de l’art afin de limiter auminimum le rejet d’hydrogène sulfuré dansl’environnement et faire en sorte que les opérations sedéroulent efficacement et en toute sécurité.
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Communication Systems Systèmes de communication
36. (1) No person shall operate a manned installationunless the installation is equipped with
(a) a radio or telephone communicationsystem; and
(b) an emergency communications system.
36. (1) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée,à moins que celle-ci ne soit munie :
a) d’un système de communicationradiophonique ou téléphonique;
b) d’un système de communicationd’urgence.
(2) The communication systems referred to insubsection (1) must be operational at all times.
(2) Les systèmes de communication visés auparagraphe (1) doivent être en état de fonctionnementcontinuel.
(3) No person shall operate a manned offshoreinstallation unless the offshore installation is equippedwith a two-way radio communication system that
(a) enables effective communication by radioto be maintained between the installationand helicopters, the shore base, supportvessels, standby vessels, search andrescue aircraft, and other nearby offshoreinstallations; and
(b) enables effective communication withmarine traffic in the vicinity.
(3) Il est interdit d’exploiter l’installation habitéeau large des côtes, à moins que celle-ci ne soit munied’un système de communication radiophoniquebidirectionnelle qui :
a) p e r me t t e d e ma i n t e n i r d e scommunications radiophoniques efficacesentre l’installation et les hélicoptères, labase terrestre, les navires de service, lesnavires de secours, les aéronefs derecherche et de sauvetage et les autresinstallations au large des côtesavoisinantes;
b) permette des communications efficacesavec le trafic maritime aux alentours.
(4) The operator of a manned offshore installationshall ensure that the radio communication systemscomply with the Ship Station (Radio) Regulations,1999, made under the Canada Shipping Act, 2001 andthe Arctic Waters Pollution Prevention Act (Canada),and the Ship Station (Radio) Technical Regulations,1999, made under the Canada Shipping Act, 2001, as ifthe installation were a ship to which those regulationsapply.
(4) L’exploitant de l’installation habitée au largedes côtes s’assure que les systèmes de communicationradiophonique sont conformes au Règlement de 1999sur les stations radio de navires (Canada), pris en vertude la Loi de 2001 sur la marine marchande du Canadaet de la Loi sur la prévention de la pollution des eauxarctiques (Canada) et au Règlement de 1999 techniquesur les stations (radio) de navires (Canada), pris envertu de la Loi de 2001 sur la marine marchande duCanada , comme si l’installation était un navire visé parces règlements.
(5) An offshore installation must comply with theVHF Radiotelephone Practices and ProceduresRegulations made under the Canada Shipping Act,2001, as if the installation were a ship to which thoseregulations apply.
(5) L’installation au large des côtes doit êtreconforme au Règlement sur les pratiques et les règlesde radiotéléphonie en VHF (Canada), pris en vertu dela Loi de 2001 sur la marine marchande du Canada,comme si l’installation était un navire visé par cerèglement.
(6) No person shall operate a manned installationunless the installation is equipped with
(a) an internal telephone system;(b) a public address system with loudspeakers
located so that a voice transmission can beheard throughout the installation; and
(6) Il est interdit d’exploiter l’installation habitée,à moins que celle-ci ne soit munie :
a) d’un réseau téléphonique interne;b) d’un système de sonorisation dont les
haut-parleurs sont placés de façon que lesmessages puissent être entendus dans
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(c) a means of transmitting written data to theshore base of the installation.
toute l’installation;c) d’un système de transmission des données
écrites à la base terrestre de l’installation.
(7) No person shall operate an installation that isusually unmanned unless the installation is equippedwith
(a) an operational two-way radiocommunication system during any periodwhen the installation is manned; and
(b) a system capable of detecting underambient conditions any hazardousconditions that could endanger the safetyof the installation or damage theenvironment and of alerting the controlstation about the hazardous conditions.
(7) Il est interdit d’exploiter l’installationnormalement inhabitée, à moins que celle-ci ne soitmunie :
a) d’un système de communicationradiophonique bidirectionnelle en état defonctionnement durant toute période oùl’installation est habitée;
b) d’un système capable de déceler, dans lesconditions ambiantes, une situationdangereuse qui pourrait mettre en dangerl’installation ou causer des dommages àl’environnement et de transmettre unealerte au sujet des conditions dangereusesà la salle de commande.
PART 2ANALYSIS AND DESIGN
PARTIE 2ANALYSE ET CONCEPTION
General Design Considerations Considérations générales en matière de conception
37. (1) An installation and all components of aninstallation must be designed in accordance with goodengineering practice, taking into account
(a) the nature of the activities on and aroundthe installation;
(b) the type and magnitude of functionalloads, environmental loads, andforeseeable accidental loads;
(c) operating and ambient temperatures;(d) corrosion conditions that may be
encountered during the construction,operation and maintenance of theinstallation;
(e) the avoidance of damage to any part of theinstallation that may lead to theprogressive collapse of the wholeinstallation; and
(f) soil conditions.
37. (1) L’installation et tous ses éléments doivent êtreconçus selon les règles de l’art en ingénierie, comptetenu de ce qui suit :
a) la nature des activités effectuées àl’installation et autour de celle-ci;
b) le type et l’ampleur des charges defonctionnement, environnementales etaccidentelles prévisibles;
c) les températures ambiante etd’exploitation;
d) les conditions de corrosion qui peuventsurvenir durant la construction,l’exploitation et la maintenance del’installation;
e) la prévention des avaries à toute partie del’installation pouvant en entraînerl’affaissement progressif;
f) les conditions du sol.
(2) The design of an installation must be based onthe analyses or model tests of the installation, includingsimulations to the extent practicable, necessary topermit the determination of the behaviour of theinstallation and of the soils that support the installationor anchoring systems, under all foreseeabletransportation, installation and operating conditions.
(2) La conception de l’installation doit être fondéesur des analyses ou des essais avec modèle, notammentdes simulations, dans la mesure du possible, pourdéterminer le comportement de l’installation et du solqui la supporte ou des systèmes d’ancrage dans toutesles conditions de transport, d’installation etd’exploitation prévisibles.
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Design of Offshore Installations Conception des installations au large des côtes
38. An offshore installation must be designed inaccordance with
(a) section 4 of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S471-92,General Requirements, Design Criteria,the Environment, and Loads;
(b) for the foundation, section 5 of CanadianStandards Association standardCAN/CSA-S472-92, Foundations,Offshore Structures;
(c) for a steel platform, section 7 of CanadianStandards Association standardCAN/CSA-S473-92, Steel Structures,Offshore Structures;
(d) for a concrete platform, sections 3 and 7of Canadian Standards Associationpreliminary standard S474-M1989,Concrete Structures; and
(e) in respect of its transportation andinstallation, sections 5, 6 and 7 ofCanadian Standards Associationpreliminary standard S475-M1989, SeaOperations.
38. L’installation au large des côtes doit être conçueconformément aux normes suivantes de l’Associationcanadienne de normalisation :
a) l ’ a r t i c l e 4 d e l a n o r m eCAN/CSA-S471-92 intitulée Exigencesgénérales, critères de calcul, conditionsenvironnementales et charges;b)dans lecas des fondations, l’article 5 de la normeCAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations;
c) dans le cas d’une plate-forme en acier,l ’ a r t i c l e 7 d e l a n o r m eCAN/CSA-S473-92 intitulée SteelStructures, Offshore Structures;
d) dans le cas d’une plate-forme en béton, lesarticles 3 et 7 de la norme préliminaireS474-M1989 intitulée ConcreteStructures;
e) pour le transport et la mise en place del’installation, les articles 5, 6 et 7 de lanorme préliminaire S475-M1989 intituléeSea Operations.
Design of Offshore Platforms Conception des plates-formes au large des côtes
39. An offshore platform must be designed inaccordance with
(a) for composite ice-resisting walls,section 13 of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S473-92,Steel Structures, Offshore Structures;
(b) for the foundation, section 5 of CanadianStandards Association standardCAN/CSA-S472-92, Foundations,Offshore Structures;
(c) for a steel platform, sections 9, 10, 11, 12and 16 of Canadian Standards Associationstandard CAN/CSA-S473-92, SteelStructures, Offshore Structures;
(d) for a concrete platform, sections 8, 9, 10and 12 of Canadian Standards Associationpreliminary standard S474-M1989,Concrete Structures; and
(e) for a gravity base, fill, fill-retention orpiled platform, section 6, 7, 8 or 9 ofCanadian Standards Association standardCAN/CSA-S472-92, Foundations,Offshore Structures, as applicable.
39. La plate-forme au large des côtes doit être conçueconformément aux dispositions suivantes des normesde l’Association canadienne de normalisation :
a) dans le cas des parois composites àrésistance aux glaces, l’article 13 de lanorme CAN/CSA-S473-92 intitulée SteelStructures, Offshore Structures;
b) dans le cas des fondations, l’article 5 de lanorme CAN/CSA-S472-92 intituléeFondations;
c) dans le cas d’une plate-forme en acier, lesarticles 9, 10, 11, 12 et 16 de la normeCAN/CSA-S473-92 intitulée SteelStructures, Offshore Structures;
d) dans le cas d’une plate-forme en béton, lesarticles 8, 9, 10 et 12 de la normepréliminaire S474-M1989 intituléeConcrete Structures;
e) dans le cas d’une plate-forme àembase-poids, à remblai, à rétention deremblai ou sur piles, les articles 6, 7, 8 ou9, selon le cas, de la normeCAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations.
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Design of Onshore Installations Conception des installations sur terre
40. Onshore installations must be designed inaccordance with the National Building Code of Canadaand the National Fire Code of Canada, issued by theNational Research Council of Canada.
40. L’installation sur terre doit être conçueconformément au Code national du bâtiment duCanada et au Code national de prévention desincendies du Canada publiés par le Centre national derecherches du Canada.
Offshore Analyses Analyses au large des côtes
41. (1) Analyses undertaken in respect of an offshoreinstallation for the purposes of subsection 37(2) mustcover all relevant structural elements of the offshoreinstallation, must be based on good engineeringpractice and must include
(a) a structural analysis;(b) a fatigue analysis;(c) a structural element stability analysis;(d) an overall installation stability analysis;(e) for a mobile offshore platform, an intact
and damage stability analysis; and(f) a hydrodynamic analysis.
41. (1) Les analyses réalisées à l’égard del’installation au large des côtes en application duparagraphe 37(2) doivent porter sur tous les éléments destructure de l’installation, être effectuées selon lesrègles de l’art en ingénierie et comprendre :
a) un calcul des constructions;b) une analyse de fatigue;c) une analyse de la stabilité des éléments de
structure;d) une analyse de la stabilité globale de
l’installation;e) dans le cas de la plate-forme mobile au
large des côtes, une analyse de stabilité encondition intacte et en condition avariée;
f) une analyse hydrodynamique.
(2) Analyses undertaken in respect of an offshoreplatform for the purposes of subsection 37(2) must becarried out in accordance with
(a) section 4.6.7 of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S471-92,General Requirements, Design Criteria,the Environment, and Loads;
(b) for a steel platform, section 8 of CanadianStandards Association standardCAN/CSA-S473-92, Steel Structures,Offshore Structures; and
(c) for a concrete platform, sections 8 and 9 ofCanadian Standards Association preliminarystandard CAN/CSA-S474-M1989, ConcreteStructures.
(2) Les analyses réalisées à l’égard de la plate-formeau large des côtes en application du paragraphe 37(2)doivent être effectuées conformément aux normessuivantes de l’Association canadienne de normalisation :
a) l’article 4.6.7 de la normeCAN/CSA-S471-92 intitulée Exigencesgénérales, critères de calcul, conditionsenvironnementales et charges;
b) dans le cas d’une plate-forme en acier,l’article 8 de la norme CAN/CSA-S473-92intitulée Steel Structures, OffshoreStructures;
c) dans le cas d’une plate-forme en béton, lesarticles 8 et 9 de la norme préliminaireS474-M1989 intitulée Concrete Structures.
(3) A fatigue analysis undertaken in respect of anoffshore platform for the purpose of subsection 37(2)must be carried out in accordance with
(a) for a steel platform, section 14 ofCanadian Standards Association standardCAN/CSA-S473-92, Steel Structures,Offshore Structures; and
(b) for a concrete platform, section 8.5 ofCanadian Standards Associationpreliminary standard S474-M1989,Concrete Structures.
(3) L’analyse de fatigue de la plate-forme au largedes côtes réalisée en application du paragraphe 37(2)doit être effectuée conformément aux normes suivantesde l’Association canadienne de normalisation :
a) dans le cas d’une plate-forme en acier,l ’ a r t i c l e 1 4 d e l a n o r m eCAN/CSA-S473-92 intitulée SteelStructures, Offshore Structures;
b) dans le cas d’une plate-forme en béton,l’article 8.5 de la norme préliminaireS474-M1989 intitulée ConcreteStructures.
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(4) The foundation of major machinery andequipment on an offshore installation must be analysedto determine if the resulting deflection, stresses andvibration are within the limits of the structural designcriteria for the equipment.
(4) L’assise des machines et des équipementsimportants de l’installation au large des côtes doit êtreanalysée pour déterminer si les déviations, lescontraintes et les vibrations résultantes sont en deçà deslimites nominales de résistance structurale del’équipement.
Innovations for Offshore Installations Innovations pour les installations au large des côtes
42. The design of an offshore installation must notinvolve the use of any design method, material, joiningtechnique, or construction technique that has notpreviously been used in comparable situations, unless
(a) there have been engineering studies orprototype or model tests that demonstratethe adequacy of the method, material ortechnique; and
(b) the operator implements a performancemonitoring and inspection program that isdesigned to permit the determination ofthe correctness of the method, material ortechnique.
42. Des méthodes de conception, des matériaux, destechniques d’assemblage ou des méthodes deconstruction qui n’ont pas été préalablement utilisésdans des situations comparables ne doivent pas êtreutilisés lors de la conception de l’installation au largedes côtes, à moins que :
a) des études d’ingénierie, des essais avecprototypes ou modèles ne démontrent lecaractère adéquat de ces méthodes,matériaux ou techniques;
b) l’exploitant met en application un plan desurveillance et d’inspection destiné àdéterminer l’à-propos de ces méthodes,matériaux ou techniques.
Removal and Abandonment of Fixed OffshoreProduction Installations
Enlèvement et abandon des installations fixes deproduction au large des côtes
43. If the removal of a fixed offshore productioninstallation is a condition of a development planapproval, the operator shall incorporate in the design ofthe installation the measures necessary to facilitate itsremoval from the site without causing a significanteffect on navigation or the marine environment.
43. Si l’enlèvement de l’installation fixe de productionau large des côtes est une condition de l’approbation duplan de mise en valeur, l’exploitant doit incorporer dansla conception de l’installation les mesures nécessairespour en faciliter l’enlèvement sans que cela entraîne deconséquences importantes pour la navigation oul’environnement marin.
Concept Safety Analysis for OffshoreProduction Installations
Analyse de sécurité conceptuelle pour installationsde production au large des côtes
44. (1) An operator shall, when the operator appliesfor a development plan approval in respect of anoffshore production installation, submit to the Chief aconcept safety analysis of the offshore productioninstallation in accordance with subsection (5), thatconsiders all components and all activities associatedwith each phase in the life of the productioninstallation, including the construction, installation,operation and removal phases.
44. (1) Au moment de demander l’approbation d’unplan de mise en valeur à l’égard de l’installation deproduction au large des côtes, l’exploitant soumet audélégué conformément au paragraphe (5) l’analyse desécurité conceptuelle de l’installation qui tient comptede tous les composants et activités connexes à chaquephase de la durée de vie de l’installation, notamment saconstruction, sa mise en place, son exploitation et sonenlèvement.
(2) The concept safety analysis referred to insubsection (1) must
(a) be planned and conducted so that theresults form part of the basis for decisionsthat affect the level of safety for all
(2) L’analyse de sécurité conceptuelle visée auparagraphe (1) doit :
a) être conçue et effectuée de sorte que lesrésultats puissent être pris enconsidération dans les décisions sur le
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activities associated with each phase inthe life of the production installation; and
(b) take into consideration the qualityassurance program selected in accordancewith section 4.
niveau de sécurité de toutes les activitésliées à chaque phase de la durée de vie del’installation de production;
b) tenir compte du programme d’assurancede la qualité choisi conformément àl’article 4.
(3) Target levels of safety for the risk to life andthe risk of damage to the environment associated withall activities within each phase of the life of theproduction installation must be defined and must besubmitted to the Chief when the operator applies for adevelopment plan approval.
(3) Pour ce qui est des risques à la vie et àl’environnement, les niveaux de sécurité cibles propresaux activités de chaque phase de la durée de vie del’installation de production doivent être déterminés etsoumis au délégué lorsque l’exploitant demandel’approbation du plan de mise en valeur.
(4) The target levels of safety referred to insubsection (3) must be based on assessments that are
(a) quantitative, if it can be demonstrated thatinput data are available in the quantity andof the quality necessary to demonstratethe reliability of the results; and
(b) qualitative, if quantitative assessmentmethods are inappropriate or not suitable.
(4) Les niveaux de sécurité visés auparagraphe (3) doivent être fondés sur des évaluations:
a) quantitatives, s’il peut être montré que desdonnées initiales sont disponibles enquantité et en qualité suffisantes pourdémontrer la fiabilité des résultats;
b) qualitatives, si une méthode d’évaluationquantitative n’est pas appropriée.
(5) The concept safety analysis referred to insubsection (1) must include
(a) for each potential accident, a determinationof the probability or susceptibility of itsoccurrence and its potential consequenceswithout taking into account the plans andmeasures described in paragraphs (b) to(d);
(b) for each potential accident, contingencyplans designed to avoid the occurrence of,mitigate or withstand the accident;
(c) for each potential accident, personnelsafety measures designed to
(i) protect, from risk to life, all personneloutside the immediate vicinity of theaccident site,
(ii) provide for the safe and organizedevacuation of all personnel from theproduction installation, if the accidentcould lead to an uncontrollablesituation,
(iii) provide for a safe location forpersonnel until evacuation procedurescan be implemented, if the accidentcould lead to an uncontrollablesituation, and
(iv) ensure that the control station,communications facilities or alarmfacilities directly involved in theresponse to the accident remainoperational throughout the time that
(5) L’analyse de sécurité conceptuelle visée auparagraphe (1) doit comprendre :
a) pour chaque accident potentiel, unedétermination de sa probabilité ou de sapossibilité et de ses conséquencespotentielles, compte non tenu des plans etdes mesures visés aux alinéas b) à d);
b) pour chaque accident potentiel, les plansd’urgence qui permettront de prévenir oud’atténuer un tel accident ou d’y faire face;
c) pour chaque accident potentiel, les mesuresde sécurité relatives au personnel quipermettront :
(i) de protéger la vie de tout le personnelhors des environs immédiats des lieuxde l’accident,
(ii) d’effectuer une évacuation sécuritaireet ordonnée de tout le personnel del’installation de production sil’accident risque d’entraîner unesituation impossible à maîtriser,
(iii) de fournir un emplacement sécuritairepour le personnel en attendant la miseen marche de l’évacuation si l’accidentrisque d’entraîner une situationimpossible à maîtriser,
(iv) de vérifier que la salle de commande,les installations de communications oules dispositifs d’alarme directement encause dans l’intervention faisant suiteà l’accident demeurent en
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personnel are at risk;(d) for each potential accident, appropriate
measures designed to minimize the risk ofdamage to the environment;
(e) for each potential accident, an assessmentof the determination referred to inparagraph (a) and of the implementation ofthe plans and measures described inparagraphs (b) to (d);
(f) a determination of the effects of anypotential additional risks resulting from theimplementation of the plans and measuresdescribed in paragraphs (b) to (d); and
(g) a definition of the situations and conditionsand of the changes in operating proceduresand practices that would necessitate anupdate of the concept safety analysis.
fonctionnement pendant que lepersonnel est en danger;
d) pour chaque accident potentiel, les mesuresà prendre qui réduiront au minimum lesrisques de dommages à l’environnement;
e) pour chaque accident potentiel, uneévaluation de la détermination visée àl’alinéa a) et de la mise en oeuvre des planset des mesures visés aux alinéas b) à d);
f) une détermination de l’effet de toutdommage additionnel potentiel résultant dela mise en oeuvre des plans et des mesuresvisés aux alinéas b) à d);
g) un énoncé des situations et des conditions,ainsi que des changements aux procéduresou pratiques d’exploitation, quinécessiteraient une mise à jour de l’analysede sécurité conceptuelle.
(6) The determinations and assessments requiredby paragraphs (5)(a) and (e), respectively, must be
(a) quantitative, if it can be demonstrated thatinput data is available in the quantity andof the quality necessary to demonstratereliability of the results; and
(b) qualitative, if quantitative assessmentmethods are inappropriate or not suitable.
(6) Les déterminations et les évaluations viséesaux alinéas (5)a) et e) doivent être respectivement :
a) quantitatives, s’il peut être montré que desdonnées initiales sont disponibles enquantité et en qualité suffisantes pourdémontrer la fiabilité des résultats;
b) qualitatives, si une méthode d’évaluationquantitative n’est pas appropriée.
(7) The plans and measures identified inparagraphs (5)(b) to (d) must be designed to ensure thatthe target levels of safety as defined in accordance withsubsection (3) are met.
(7) Les plans et les mesures visés aux alinéas (5)b)à d) doivent être conçus pour permettre d’atteindre lesniveaux de sécurité cibles visés au paragraphe (3).
(8) The operator shall maintain and update theconcept safety analysis referred to in subsection (1) inaccordance with the definition of situations, conditionsand changes referred to in paragraph (5)(g) to reflectoperational experience, changes in activity or advancesin technology.
(8) L’exploitant maintient et met à jour l’analyse desécurité conceptuelle visée au paragraphe (1) selonl’énoncé des situations, des conditions et des changementsvisé à l’alinéa (5)g) pour tenir compte de l’expérienceacquise en cours d’exploitation, des changementssurvenus aux activités ou des progrès technologiques.
Offshore Environmental Criteria and Loads Charges et critères environnementaux au large descôtes
45. (1) For the purposes of undertaking the analysesreferred to in section 41, the determination ofenvironmental criteria and loads on an offshoreinstallation must be made in accordance with sections 5and 6.5 to 6.13 of Canadian Standards Associationstandard CAN/CSA-S471-92, General Requirements,Design Criteria, the Environment, and Loads.
45. (1) Aux fins de la réalisation des analyses viséesà l’article 41, la détermination des charges et descritères environnementaux de l’installation au large descôtes doit être effectuée conformément aux articles 5 et6.5 à 6.13 de la norme CAN/CSA-S471-92 del’Association canadienne de normalisation intituléeExigences générales, critères de calcul, conditionsenvironnementales et charges.
(2) For the purposes of undertaking the analysesreferred to in section 41, permanent loads, operational
(2) Aux fins de la réalisation des analyses viséesà l’article 41, les charges permanentes, d’exploitation et
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loads and accidental loads must be determined inaccordance with sections 6.2, 6.3 and 6.4, respectively,of Canadian Standards Association standardCAN/CSA-S471-92, General Requirements, DesignCriteria, the Environment, and Loads.
accidentelles doivent être déterminées conformémentaux articles 6.2, 6.3 et 6.4 respectivement de la normeCAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne denormalisation intitulée Exigences générales, critères decalcul, conditions environnementales et charges.
(3) For the purposes of undertaking the analysesreferred to in section 41, for offshore installations, loadcombinations must be determined in accordance withsection 6.14 of Canadian Standards Associationstandard CAN/CSA-S471-92, General Requirements,Design Criteria, the Environment, and Loads.
(3) Aux fins de la réalisation des analyses viséesà l’article 41, dans le cas de l’installation au large descôtes, les charges combinées doivent être déterminéesconformément à l’article 6.14 de la normeCAN/CSA-S471-92 de l’Association canadienne denormalisation intitulée Exigences générales, critères decalcul, conditions environnementales et charges.
Offshore Site Investigations Études visant les emplacements au large des côtes
46. (1) For the purposes of undertaking the analyses insection 41, offshore site investigations must be carriedout in accordance with section 4 of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S472-92, Foundations,Offshore Structures.
46. (1) Aux fins de la réalisation des analyses viséesà l’article 41, les études visant un emplacement au largedes côtes doivent être faites conformément à l’article 4de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Associationcanadienne de normalisation intitulée Fondations.
(2) If permafrost is present at a production site, thegeotechnical investigation for the purposes ofundertaking the analyses referred to in section 41 mustinclude sampling of the permafrost.
(2) Aux fins de la réalisation des analyses viséesà l’article 41, dans le cas où du pergélisol se trouve àl’emplacement de production, l’étude géotechnique doitcomprendre un échantillonnage du pergélisol.
(3) The analysis of all fill sources for an offshoreinstallation must meet the requirements of section 7.3.2of Canadian Standards Association standardCAN/CSA-S472-92, Foundations, Offshore Structures,and must include sampled boreholes and laboratorytesting of the recovered samples.
(3) L’analyse des sources de matériau deremblayage de l’installation au large des côtes doitrépondre aux exigences de l’article 7.3.2 de la normeCAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne denormalisation intitulée Fondations et doit comprendredes échantillons prélevés dans les trous de sondage etdes essais en laboratoire de ces échantillons.
Geotechnical Parameters for the Offshore Paramètres géotechniques du fond marin
47. For the purposes of undertaking the analysesreferred to in section 41, the geotechnical parametersused for stability, deformational and thermal analysesmust be selected in accordance with section 5.2.5 ofCanadian Standards Association standardCAN/CSA-S472-92, Foundations, Offshore Structures.
47. Aux fins de la réalisation des analyses visées àl’article 41, le choix des paramètres géotechniques àutiliser dans les analyses de stabilité, de déformation etthermales doit être effectué conformément à l’article 5.2.5de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Associationcanadienne de normalisation intitulée Fondations.
Soil Deformation Offshore Déformation du fond marin
48. For the purposes of undertaking the analysesreferred to in section 41, the analysis for determiningthe deformation of foundations offshore must be madein accordance with sections 5.2.4, 6.1.3, 7.1.3, 8.1.3and 9.2.4 of Canadian Standards Association standardCAN/CSA-S472-92, Foundations, Offshore Structures.
48. Aux fins de la réalisation des analyses visées àl’article 41, l’analyse effectuée en vue de déterminer ladéformation de fondations au large des côtes doit êtreeffectuée conformément aux articles 5.2.4, 6.1.3, 7.1.3,8.1.3 et 9.2.4 de la norme CAN/CSA-S472-92 del’Association canadienne de normalisation intituléeFondations.
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Erosion Offshore Érosion du fond marin
49. (1) For the purposes of undertaking the analysesreferred to in section 41, the analysis of the erosionoffshore must be made in accordance withsections 6.2.3, 7.2.2 and 9.3.5 of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S472-92, Foundations,Offshore Structures.
49. (1) Aux fins de la réalisation des analyses viséesà l’article 41, l’analyse de l’érosion du fond marin doitêtre effectuée conformément aux articles 6.2.3, 7.2.2 et9.3.5 de la norme CAN/CSA-S472-92 de l’Associationcanadienne de normalisation intitulée Fondations.
(2) If there is a potential for erosion around anoffshore platform to a degree that would affect thestability of the platform, the platform must be
(a) provided with means of erosion protectionthat eliminate or prevent that degree oferosion; or
(b) designed assuming all materials that arenot resistant to erosion, determined fromphysical or numerical modelling, areremoved.
(2) Lorsque le degré d’érosion potentielle autourde la plate-forme au large des côtes risquerait de nuireà la stabilité de cette plate-forme, celle-ci doit être :
a) soit dotée des moyens de protectionpermettant d’éliminer ou de prévenir cedegré d’érosion;
b) soit conçue pour qu’en théorie, soientéliminés tous les matériaux non résistantsà l’érosion déterminés selon des modèlesphysiques ou numériques.
(3) The operator of an offshore platform or drillingunit that is placed so close to an existing offshoreplatform as to cause erosion that affects the stability ofthe existing platform shall take measures to prevent theerosion.
(3) L’exploitant de la plate-forme ou de l’unité deforage au large des côtes placée assez proche d’uneplate-forme au large des côtes existante pour causer del’érosion qui nuit à la stabilité de cette dernière doitprendre les mesures voulues pour prévenir cetteérosion.
Materials for Offshore Installations Matériaux pour installations au large des côtes
50. (1) Notwithstanding compliance with thestandards referred to in this Part, all materials used inan offshore installation must be suitable for the servicein which, and for the conditions under which, they areused.
50. (1) Malgré l’observation des normes prévues dansla présente partie, tous les matériaux utilisés dansl’installation au large des côtes doivent convenir auxconditions auxquelles ils sont soumis et aux usagesauxquels ils sont destinés.
(2) No materials other than non-combustiblematerials shall be used in an offshore installation exceptif a special property is required that cannot be obtainedby using a non-combustible material.
(2) Les matériaux qui ne sont pas incombustiblesne peuvent être utilisés dans l’installation au large descôtes, à moins que ne soient requises des propriétésspéciales qui ne peuvent être obtenues d’un matériauincombustible.
(3) Subject to subsection (4), materials, such asorganic foam insulation, that may give off toxic fumesor smoke when ignited must not be used in an offshoreinstallation.
(3) Sous réserve du paragraphe (4), les matériaux, tell’isolant à mousse organique, susceptibles de dégager desvapeurs ou de la fumée toxiques lorsqu’ils prennent feu nepeuvent être utilisés dans l’installation au large des côtes.
(4) Combustible foam insulation may be used forcold storage or refrigerated spaces on an offshoreinstallation if
(a) the foam is of a fire retardant type;(b) the foam is totally enclosed in stainless
steel or another corrosion-resistantmaterial that has all joints sealed; and
(c) the insulation and its casing does not form
(4) L’isolant à mousse combustible utilisé dans leschambres froides et les locaux réfrigérés del’installation au large des côtes peut être utilisé si lesconditions suivantes sont réunies :
a) la mousse est de type ignifuge;b) la mousse est entièrement enfermée dans
de l’acier inoxydable ou tout autrematériau anticorrosif aux joints scellés;
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any part of the accommodation deck orbulkhead.
c) l’isolation et sa gaine ne font pas partie dupont d’habitation ou d’une cloison.
(5) All structural concrete used in an offshoreinstallation must be in accordance with sections 4, 5and 6 of Canadian Standards Association preliminarystandard S474-M1989, Concrete Structures.
(5) Le béton de structure de l’installation au largedes côtes doit être conforme aux articles 4, 5 et 6 de lanorme préliminaire S474-M1989 de l’Associationcanadienne de normalisation intitulée Concrete Structures.
(6) All structural steel used in an offshoreinstallation must be in accordance with sections 5, 6and 17 of Canadian Standards Association standardCAN/CSA-S473-92, Steel Structures, OffshoreStructures.
(6) L’acier de construction de l’installation aularge des côtes doit être conforme aux articles 5, 6 et 17de la norme CAN/CSA-S473-92 de l’Associationcanadienne de normalisation intitulée Steel Structures,Offshore Structures.
Air Gap and Freeboard Tirant d’air et franc-bord
51. (1) Subject to subsection (2), the air gap for anoffshore installation, except for a surface platform,must be determined in accordance with section 4.8 ofCanadian Standards Association standardCAN/CSA-S471-92, General Requirements, DesignCriteria, the Environment, and Loads.
51. (1) Sous réserve du paragraphe (2), le tirant d’airde l’installation au large des côtes, sauf une plate-formede surface, doit être déterminé conformément àl’article 4.8 de la norme CAN/CSA-S471-92 del’Association canadienne de normalisation intituléeExigences générales, critères de calcul, conditionsenvironnementales et charges.
(2) The air gap for a column-stabilized mobileoffshore platform may be calculated assuming theplatform is at survival draft and at its lowest positionrelative to sea level, as determined from its motioncharacteristics.
(2) Le tirant d’air de la plate-forme mobile aularge des côtes stabilisée par colonnes peut être calculéen posant comme hypothèse que la plate-forme est autirant d’eau de survie et à sa position la plus basserelativement au niveau de la mer déterminée selon sescaractéristiques de mouvement.
(3) A surface mobile offshore platform must havesufficient freeboard, taking into consideration theenvironmental criteria and loads at the drill orproduction site determined under section 45.
(3) La plate-forme mobile au large des côtes quiest une plate-forme de surface doit avoir un franc-bordsuffisant, compte tenu des charges et des critèresenvironnementaux de l’emplacement de production oude forage déterminés selon l’article 45.
(4) A fixed offshore production platform musthave sufficient freeboard to prevent ice rubble or wavesfrom flowing over the side of the platform unless it isdesigned to withstand the loads due to water and icewithout major damage, under the most severeconditions as determined under section 45.
(4) À moins d’être conçue pour résister aux chargesdues à l’eau et aux glaces sans dommage majeur dans lesconditions les plus rigoureuses déterminées en vertu del’article 45, la plate-forme fixe au large des côtes doitavoir un franc-bord qui empêche les amas de glaces oules vagues de passer par-dessus ses flancs.
Offshore Load Measuring System Système de mesure des charges au large des côtes
52. Each leg on a self-elevating mobile offshoreplatform must have a load measuring system that willpermit
(a) registration of the load on the leg at anytime during jacking operations; and
(b) measurement of the load on the legperiodically.
52. Chaque jambe de la plate-forme mobileauto-élévatrice au large des côtes doit comporter unsystème de mesure des charges qui permette :
a) d’enregistrer à tout moment la chargeexercée sur la jambe durant les opérationsd’élévation;
b) de mesurer périodiquement la chargeexercée sur la jambe.
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Gravity-Base, Fill, Fill-Retention and Self-elevatingPlatforms in the Offshore
Plates-formes au large des côtes à embase-poids, àremblai, à rétention de remblai et auto-élévatrices
53. A gravity-base, fill, fill-retention and self-elevatingplatform must be designed in accordance with sections5, 6, 7 and 8, respectively, of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S472-92, Foundations,Offshore Structures, and section 5.2.2 of CanadianStandards Association special publication S472.1-1992,Commentary to CSA Standard CAN/CSA-S472-92,Foundations.
53. Les plates-formes à embase-poids, à remblai, àrétention de remblai et auto-élévatrices doivent êtreconçues conformément aux articles 5, 6, 7 et 8respectivement de la norme CAN/CSA-S472-92 del’Association canadienne de normalisation intituléeFondations et à l’article 5.2.2 de la publication spécialeS472.1-1992 de l’Association canadienne denormalisation intitulée Commentary to CSA StandardCAN/CSA-S472-92, Foundations.
Pile Foundations Fondations sur pilotis
54. Pile foundations of a fixed offshore platform and,if applicable, subsea production system must bedesigned in accordance with section 9 of CanadianStandards Association standard CAN/CSA-S472-92,Foundations, Offshore Structures, and section 5.2.2 ofCanadian Standards Association special publicationS472.1-1992, Commentary to CSA StandardCAN/CSA-S472-92, Foundations.
54. Les fondations sur pilotis de la plate-forme fixe aularge des côtes et, s’il y a lieu, du système deproduction sous-marin doivent être conçuesconformément à l’article 9 de la normeCAN/CSA-S472-92 de l’Association canadienne denormalisation intitulée Fondations et à l’article 5.2.2 dela publication spéciale S472.1-1992 de l’Associationcanadienne de normalisation intitulée Commentary toCSA Standard CAN/CSA-S472-92, Foundations.
Structural Strength of Mobile Offshore Platforms Résistance structurale des plates-formes mobiles aularge des côtes
55. (1) A floating platform that is intended to be usedin areas in which sea ice is present must be able to
(a) withstand, without major damage, the iceloads to which it may be subjected whenit is operating in accordance with theoperations manual;
(b) stay on location in the ice concentrationand under the ice forces to which it maybe subjected, as stated in the operationsmanual; and
(c) be moved from the production site or drillsite in the ice concentration to which itmay be subjected, as stated in theoperations manual.
55. (1) La plate-forme flottante censée être utilisée enprésence de glaces doit pouvoir :
a) résister, sans dommage majeur, auxcharges des glaces auxquelles elle peutêtre soumise lorsqu’elle est exploitéeconformément au manuel d’exploitation;
b) demeurer en place en présence desconcentrations et des charges des glacesauxquelles elle peut être soumise, tel qu’ilest précisé dans le manuel d’exploitation;
c) être déplacée de l’emplacement deproduction ou de forage en présence desconcentrations des glaces auxquelles ellepeut être soumise, tel qu’il est précisédans le manuel d’exploitation.
(2) In an analysis undertaken in accordance withsubsection 37(2) for the purpose of determining theresistance to overturning and the resistance to sliding ofa self-elevating mobile offshore platform,
(a) a lattice type leg may be analysed usingequivalent single-beam hydrodynamiccoefficients as determined in accordancewith Det Norske Veritas ClassificationNotes, Note No. 31.5 — Strength Analysisof Main Structures of Self-Elevating
(2) Dans une analyse effectuée aux termes duparagraphe 37(2) afin de déterminer la résistance aubasculement et au glissement de la plate-forme mobileauto-élévatrice au large des côtes :
a) une jambe du type à treillis peut êtreanalysée en utilisant les coefficientshydrodynamiques équivalents d’unepoutre simple établis selon le documentClassification Notes, Note No. 31.5 duDet Norske Veritas intitulé Strength
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Units, when determining(i) the hydrodynamic loads to be used in
calculating overturning forces andsliding forces, if a vertical load equalto 5 per cent of the horizontal load isapplied at the centre of the leg, and
(ii) the hydrodynamic forces to be usedin any detailed finite elementanalysis of the upper legs and hull;
(b) the overturning moments and slidingforces must be assessed assuming nospudcan fixity and using the most criticalcombinat ion and direct ion ofenvironmental and functional loads;
(c) the reaction point for an independent legplatform must be taken as the pointlocated at a distance above the spudcan tipthat is equal to the lesser of
(i) half the height of the spudcan, and(ii) half the total penetration; and
(d) the reaction point for a mat-supportedplatform must be determined consideringthe soil characteristics determined in thesite investigation undertaken inaccordance with section 46.
Analysis of Main Structures ofSelf-Elevating Units lorsque sontdéterminées :
(i) d’une par t , l es cha rgeshydrodynamiques à employer pourcalculer les forces de basculement etde glissement, si une charge verticaleégale à 5 pour cent de la chargehorizontale est appliquée au centrede chaque jambe,
(ii) d’aut re par t , l es forceshydrodynamiques à utiliser dans uneanalyse détaillée des éléments finisde la partie supérieure des jambes etde la coque;
b) les moments de basculement et les forcesde glissement doivent être évalués enexcluant toute stabilité des caissons desupport et en utilisant la combinaison etl’orientation les plus critiques des chargesenvironnementales et de fonctionnement;
c) le point de réaction d’une plate-forme àjambes indépendantes doit être le pointsitué à la distance au-dessus de l’extrémitédu caisson de support égale au moindredes valeurs suivantes :
(i) la moitié de la hauteur du caisson desupport,
(ii) la moitié de la pénétration totale;d) le point de réaction pour une plate-forme
sur semelle doit être déterminé en tenantcompte des caractéristiques du sol établiesconformément à l’étude de l’emplacementeffectuée aux termes de l’article 46.
(3) If any wave frequency or seismic groundmotion predicted for the production site of aself-elevating mobile offshore production platform isclose to the frequency of oscillation of the platform, adynamic response calculation must be performed aspart of the analyses required by section 37 and thedynamic loads determined by those analyses must beincluded in the relevant stress and fatigue analyses.
(3) Si la fréquence des vagues ou le mouvementsismique du sol prédits pour l’emplacement deproduction de la plate-forme mobile auto-élévatrice deproduction au large des côtes sont très proches de lafréquence d’oscillation de la plate-forme, un calcul deréponse dynamique doit être effectué dans le cadre desanalyses exigées par l’article 37 et les chargesdynamiques ainsi déterminées doivent être comprisesdans les analyses pertinentes de contrainte et de fatigue.
(4) The connection between each spudcan andeach leg of a self-elevating mobile offshore platformmust be designed to withstand without failure the loadsoccurring at the full spudcan fixity condition.
(4) Le raccord entre chaque caisson de support etjambe de la plate-forme mobile auto-élévatrice au largedes côtes doit être conçu de façon à résister sansdéfaillance aux charges dans des conditions de stabilitécomplète des caissons.
(5) Each spudcan and each connection betweeneach spudcan and each leg of a self-elevating mobileoffshore platform must be designed for all possible
(5) Les caissons de support et les raccords entrechaque caisson et jambe de la plate-forme mobileauto-élévatrice au large des côtes doivent être conçus
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penetrations or conditions ranging from tip penetrationto full spudcan penetration as determined by the siteinvestigation undertaken in accordance with section 46,and the shape of the spudcan.
en fonction de toutes les conditions ou pénétrationspossibles allant de la pénétration de la pointe à la pleinepénétration des caissons, selon l’étude del’emplacement effectuée conformément à l’article 46 etla forme du caisson.
(6) A spudcan of a self-elevating mobile offshoreplatform must have sufficient strength to withstandstorm-induced horizontal loads, vertical loads, and onehalf of the lower guide bending moment that iscalculated assuming the leg is pinned.
(6) Les caissons de support de la plate-forme mobileauto-élévatrice au large des côtes doivent êtresuffisamment solides pour résister aux chargeshorizontales et verticales dues aux tempêtes et à la moitiédu moment fléchissant de l’entretoise calculée en posantcomme hypothèse que la jambe est à chevilles.
(7) The secondary bending effects of the legs of aself-elevating mobile offshore platform must be takeninto account in the performance of an analysis undersection 37.
(7) Toute analyse effectuée en vertu de l’article 37doit tenir compte des effets secondaires de flexion desjambes de la plate-forme mobile auto-élévatrice aularge des côtes.
(8) The analysis required under section 37 toverify whether a self-elevating mobile offshoreplatform is capable of withstanding the loads imposedduring transportation must be performed in accordancewith Part 3, Chapter 2, Sections 3 C-100 and D-300 ofDet Norske Veritas Rules for Classification of MobileOffshore Units.
(8) L’analyse exigée par l’article 37 pour vérifiersi la plate-forme mobile auto-élévatrice au large descôtes peut résister aux charges dues à son transport doitêtre effectuée conformément aux articles 3 C-100 etD-300, chapitre 2, partie 3 du document du Det NorskeVeritas intitulé Rules for Classification of MobileOffshore Units.
(9) A self-elevating mobile offshore platform withindependent footing support must be designed towithstand the loads that may be imposed during preloadoperations, including if there is
(a) loss of foundation support for one leg fora distance of at least 4 m; and
(b) offset support of 1.5 m from the centre ofthe spudcan tip.
(9) La plate-forme mobile auto-élévatrice au largedes côtes à embase indépendante doit être conçue pourrésister aux charges auxquelles elle peut être soumiseau cours des opérations préalables au chargement,notamment dans les situations suivantes :
a) une perte complète du support desfondations pour une jambe sur unedistance d’au moins 4 m;
b) le décalage de support de 1,5 m parrapport au centre de l’extrémité du caissonde support.
(10) The legs, spudcans and mats of aself-elevating mobile offshore platform must bedesigned for any impact load that might occur onsetdown, in accordance with Part 3, Chapter 2,Section 3 E-400 of Det Norske Veritas Rules forClassification of Mobile Offshore Units, using themaximum environmental and functional loadingconditions for setdown operations, as specified in theoperations manual.
(10) Les jambes, caissons de support et semelles dela plate-forme mobile auto-élévatrice au large des côtesdoivent être conçus en fonction des charges de collisionqui pourraient se produire lors de la mise en placeconformément à l’article 3 E-400, chapitre 2, partie 3 dudocument du Det Norske Veritas, intitulé Rules forClassification of Mobile Offshore Units, compte tenu desconditions afférentes aux charges environnementales etd’exploitation maximales spécifiées dans le manueld’exploitation pour de telles opérations.
(11) The legs of a self-elevating mobile offshoreplatform must be preloaded to at least 1.1 times thereaction expected at the footing or mat at the extremeloading condition.
(11) Les jambes de la plate-forme mobileauto-élévatrice au large des côtes doivent être chargéesau préalable à au moins 1,1 fois la réaction prévue àl’embase ou à la semelle dans des conditions de chargeextrêmes.
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Motion Response Characteristics Réaction caractéristique au mouvement
56. The motion response characteristics of a floatingplatform must be determined by analytical methods orby model tests for the six degrees of freedom for allrelevant operational, transit and survival drafts.
56. La réaction caractéristique au mouvement de laplate-forme flottante doit être déterminée par desméthodes analytiques ou par des essais avec modèlepour les six degrés de liberté des tirants d’eauopérationnels, des tirants d’eau de transit et des tirantsd’eau de survie pertinents.
Stability of Mobile Offshore Platforms Stabilité des plates-formes mobiles au large des côtes
57. (1) In this section, "lightship", in relation to amobile offshore platform, means a platform with all itspermanently installed machinery, equipment and outfit,including permanent ballast, spare parts normallyretained on board and liquids in machinery and pipingat their normal working levels, but not including liquidsin storage or in reserve supply tanks, items ofconsumable or variable loads, stores and crew and theireffects.
57. (1) Pour l’application du présent article, «lège» sedit de la plate-forme mobile au large des côtes dotée detous ses éléments montés en permanence : machines,matériel, armement, notamment lest fixe, pièces derechange habituellement conservées à bord, liquidesdans les machines et les canalisations à leur niveau defonctionnement normal, mais exception faite desliquides stockés et contenus dans les réservoirsd’appoint, des articles à charge consommable ouvariable, des provisions et des membres d’équipage etde leurs effets personnels.
(2) Subject to subsection (3), an inclining test mustbe carried out to determine the lightship weight and thelocation of the centre of gravity on a mobile offshoreplatform.
(2) Sous réserve du paragraphe (3), un essaid’inclinaison doit être effectué pour déterminer le poidslège et l’emplacement du centre de gravité de laplate-forme mobile au large des côtes.
(3) Detailed weight calculations showing thedifferences of weight and centres of gravity may beused in lieu of the inclining test required bysubsection (2), in respect of a surface or self-elevatingmobile offshore platform of a design that is identicalwith regard to hull form and arrangement to that of aplatform for which an inclining test has been carriedout, if the accuracy of the calculations is confirmed bya deadweight survey.
(3) Des calculs de poids détaillés montrant lesdifférences de poids et de centres de gravité peuventêtre utilisés au lieu de l’essai d’inclinaison exigé par leparagraphe (2), pour la plate-forme mobile au large descôtes soit de surface, soit auto-élévatrice, dont la coqueest de conception identique, en ce qui a trait à sa formeet à son aménagement, à une plate-forme ayant subi unessai d’inclinaison, si la précision des calculs estconfirmée par une étude de port en lourd.
(4) Subject to subsection (6), during each five-yearsurvey that is required and carried out by aclassification society of a surface or self-elevatingmobile offshore platform, a deadweight survey must becarried out and, if there is a significant discrepancybetween the measurement obtained from the survey andthe weight change as calculated from weight records,
(a) in the case of a surface platform, aninclining test must be carried out; and
(b) in the case of a self-elevating platform,the allowable variable load in the elevatedcondition must be adjusted in accordancewith the deadweight survey and thestability in the floating mode must becalculated.
(4) Sous réserve du paragraphe (6), au cours dechaque inspection quinquennale exigée et exécutée parla société de classification relativement à la plate-formemobile au large des côtes soit de surface, soitauto-élévatrice, une étude de port en lourd doit êtreeffectuée et, en cas de différence importante entre lavaleur obtenue par cette étude et la variation de poidsdéterminée selon les registres de poids :
a) dans le cas de la plate-forme de surface,un essai d’inclinaison doit être effectué;
b) dans le cas de la plate-formeauto-élévatrice, la charge variableadmissible en position élevée doit êtreréglée conformément à l’étude de port enlourd et la stabilité en mode flottant doitêtre calculée.
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(5) Subject to subsection (6), an inclining test mustbe carried out during each five-year survey that isrequired and carried out by a classification society fora column-stabilized mobile offshore platform, exceptthat after the second inclining test, the subsequent testsneed only be carried out during every alternatefive-year survey if there was no significant discrepancybetween the weight records and the results of thesecond test.
(5) Sous réserve du paragraphe (6), un essaid’inclinaison doit être effectué au cours de chaqueinspection quinquennale exigée et exécutée par lasociété de classification relativement à la plate-formemobile au large des côtes stabilisée par colonnes, saufque, après le deuxième essai, les essais subséquentspeuvent être effectués toutes les deux inspections enl’absence de différences importantes entre les registresdes poids et les résultats du deuxième essai.
(6) An inclining test is not required undersubsection (4) or (5) if the platform is equipped withinstrumentation that is capable of accurately measuringor providing data that permit an accurate calculation ofthe centre of gravity.
(6) Un essai d’inclinaison n’a pas à être effectuéaux termes des paragraphes (4) ou (5) si la plate-formeest munie d’instruments capables de fournir desdonnées permettant un calcul précis du centre degravité.
(7) A comprehensive and up-to-date record mustbe kept of every change to a mobile offshore platformthat involves a change in weight or position of weight.
(7) Il doit être tenu un registre complet et à jourdes modifications apportées à la plate-forme mobile aularge des côtes comportant un changement de poids oude position du poids.
(8) If the weight of a mobile offshore platformchanges by more than 1 per cent of the lightship weight,a deadweight survey must be carried out at the earliestopportunity and an up-to-date value of the lightshipcentre of gravity must be recorded in the operationsmanual.
(8) Si le poids de la plate-forme mobile au largedes côtes varie de plus de 1 pour cent par rapport aupoids lège, une étude de port en lourd doit êtreeffectuée dès que possible et une valeur à jour du centrede gravité lège doit être inscrite dans le manueld’exploitation.
(9) Subject to subsections (10) to (13), the analysisof intact and damage stability of a mobile offshoreplatform undertaken for the purpose ofparagraph 41(1)(e) must include a verification as towhether the platform complies with Chapter 3 ofInternational Maritime Organization Code for theConstruction and Equipment of Mobile OffshoreDrilling Units, 1989.
(9) Sous réserve des paragraphes (10) à (13),l’analyse de stabilité de la plate-forme mobile au largedes côtes en condition intacte ou en condition avariéeeffectuée aux fins de l’alinéa 41(1)e) doit comprendreune vérification de la conformité de la plate-forme auchapitre 3 du document de l’Organisation maritimeinternationale intitulé Recueil des règles relatives à laconstruction et à l’équipement des unités mobiles deforage au large, 1989.
(10) A mobile offshore platform must be designedso that, in the intact condition, when subjected to thewind heeling moments described in the Code referredto in subsection (9), it has a static angle of heel of notmore than 15 degrees in any direction.
(10) La plate-forme mobile au large des côtes doitêtre conçue de sorte que, en condition intacte,lorsqu’elle est soumise aux moments d’inclinaison dusau vent décrits dans le code visé au paragraphe (9), elleait un angle statique de gîte d’au plus 15° en tous sens.
(11) A column-stabilized mobile offshore platformmust be designed so that, in the intact condition, it hasa metacentric height of at least 1 m when it is in theoperating and transit draft and a metacentric height ofat least 0.3 m in all other draft conditions.
(11) La plate-forme mobile au large des côtesstabilisée par colonnes doit être conçue de sorte que, encondition intacte, elle ait une hauteur métacentrique d’aumoins 1 m, à tirant d’eau d’exploitation et à tirant d’eaude transit, et d’au moins 0,3 m, à tout autre tirant d’eau.
(12) A surface and self-elevating mobile offshoreplatform must be designed so that, in the intactcondition, it has a metacentric height of at least 0.5 m.
(12) La plate-forme mobile au large des côtes soitauto-élévatrice, soit de surface doit être conçue defaçon que, en condition intacte, elle ait une hauteurmétacentrique d’au moins 0,5 m.
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(13) A mobile offshore platform must be designedso that, in the damaged condition or if any compartmentis flooded, the final angle of heel does not exceed15 degrees in any direction and the area under therighting moment curve is at least equal to the areaunder the heeling moment curve.
(13) La plate-forme mobile au large des côtes doitêtre conçue de sorte que, en condition avariée ou lorsdu noyage de tout compartiment, l’angle de gîte finaln’excède pas 15° en tous sens et que la surface sous lacourbe du moment du redressement soit au moins égaleà celle sous la courbe de gîte.
Ballast and Bilge Systems Systèmes de lest et de cale
58. (1) A mobile offshore platform must be equippedwith ballast tanks, the number, location and degree ofsubdivision of which, together with the associatedequipment, are
(a) capable of ballasting and trimming theplatform efficiently under all reasonablyanticipated environmental conditions; and
(b) designed to be fail safe.
58. (1) La plate-forme mobile au large des côtes doitêtre munie de réservoirs de lest qui, du fait de leurnombre, emplacement et compartimentage, et de leurmatériel associé :
a) permettent de lester et d’asseoir laplate-forme efficacement dans toutes lesconditions environnementales prévisibles;
b) sont conçus pour être à sécuritéautomatique.
(2) A floating platform must have a ballast systemarranged so that any ballast tank can be filled oremptied by any one of at least two ballast pumps or bycontrolled free flow.
(2) La plate-forme flottante doit comprendre unsystème de lest disposé de sorte que les réservoirs delestage puissent être remplis et vidés par flux librecontrôlé ou par au moins l’une des pompes de lest quidoivent être au moins au nombre de deux.
(3) Each lower hull on a floating platform withtwo lower hulls must be provided with at least twoballast pumps each with the capacity to fill or emptyany ballast tank in the hull.
(3) Chaque coque inférieure de la plate-formeflottante à deux coques inférieures doit être munie d’aumoins deux pompes de lest, chacune pouvant remplir etvider tout réservoir de lestage situé dans la coque encause.
(4) The ballast system for a column-stabilizedmobile offshore platform must be designed to preventuncontrolled transfer of water between tanks or throughsea-connected inlets or discharges in any one of thefollowing situations:
(a) the failure of any valve or valve actuatorfor the system;
(b) the failure in the means of control orindication for the system;
(c) the flooding of any space that containsequipment associated with the system.
(4) Le système de lest de la plate-forme mobile aularge des côtes stabilisée par colonnes doit être conçupour empêcher le transfert non restreint de l’eau entreles réservoirs ou par des entrées ou des sorties reliées àla mer dans n’importe laquelle des situations suivantes :
a) la défaillance des vannes ou desactionneurs de vannes du système;
b) la défaillance des moyens de contrôle oude surveillance du système;
c) le noyage de tout compartiment contenantdu matériel lié au système de lest.
(5) Ballast piping in a ballast system for a floatingplatform that leads from a pump to more than one tankmust be led from readily accessible manifolds.
(5) Les canalisations de lest d’un système de lestde la plate-forme flottante qui mènent d’une pompe àplus d’un réservoir doivent être acheminées à partir decollecteurs facilement accessibles.
(6) Power-operated sea inlets, discharge valvesand ballast tank isolating valves on a floating platformmust be designed to close automatically on loss ofcontrol power and remain closed when power isre-established until specific action is taken to openthem.
(6) Les prises d’eau de mer, les vannes dedécharge et les clapets d’arrêt à commande desréservoirs de lestage de la plate-forme flottante quifonctionnent à l’électricité doivent être conçus pour sefermer automatiquement en cas de coupure du courantde commande et demeurer fermés lorsque le courant est
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rétabli jusqu’à ce que des mesures spécifiques soientprises pour les rouvrir.
(7) If crude oil is to be stored in a floatingplatform, the platform must have enough ballastcapacity, segregated from the crude storage, to be ableto float at minimum operating draft with no crude oil onboard.
(7) Si du pétrole brut doit être entreposé à bord dela plate-forme flottante, celle-ci doit posséder unecapacité de lestage suffisante, outre la capacité destockage de pétrole brut, pour pouvoir flotter au tirantd’eau d’exploitation minimal sans pétrole brut à bord.
(8) A floating platform must be provided with amain ballast control station equipped with
(a) an effective means of communication withother spaces that contain equipmentrelating to the operation of the ballastsystem;
(b) a ballast pump control and status system;(c) a ballast valve control and status system;(d) a tank level indicating system;(e) a draft indicating system;(f) emergency lighting;(g) heel and trim indicators;(h) bilge and flood alarms; and(i) remote control indicators for watertight
closing appliances.
(8) La plate-forme flottante doit être dotée d’unposte de commande du lest principal muni :
a) d’un moyen efficace pour communiqueravec les autres compartiments contenantdu matériel lié au fonctionnement dusystème de lest;
b) d’un système d’indication d’état et decommande des pompes de lest;
c) d’un système d’indication d’état et decommande des vannes de lest;
d) d’un système d’indication du niveau desréservoirs;
e) d’un système d’indication du tirant d’eau;f) d’un éclairage de secours;g) d’indicateurs de gîte et d’assiette;h) d’alarmes de noyage et de cale;i) d’indicateurs à distance des appareils de
fermeture étanches à l’eau.
(9) A column-stabilized mobile offshore platformmust be equipped with a secondary ballast controlstation equipped with
(a) an effective means of communication withother spaces that contain equipmentrelating to the operation of the ballastsystem;
(b) a ballast pump control and status system;(c) a ballast valve control and status system;(d) a tank level indicating system;(e) emergency lighting;(f) heel and trim indicators; and(g) a permanently mounted ballast schematic
diagram.
(9) La plate-forme mobile au large des côtesstabilisée par colonnes doit être dotée d’un poste decommande du lest secondaire muni :
a) d’un moyen efficace pour communiqueravec les autres compartiments contenantdu matériel lié au fonctionnement dusystème de lest;
b) d’un système d’indication d’état et decommande des pompes de lest;
c) d’un système d’indication d’état et decommande des vannes de lest;
d) d’un système d’indication du niveau desréservoirs;
e) d’un éclairage de secours;f) d’indicateurs de gîte et d’assiette;g) d’un schéma du système de lestage monté
en permanence.
(10) The main and secondary ballast controlstations required by subsections (8) and (9) must belocated above the waterline in the final condition ofequilibrium after flooding when the platform is in adamaged condition.
(10) Les postes de commande du lest principal etsecondaire exigés par les paragraphes (8) et (9) doiventêtre situés au-dessus de la ligne de flottaison dans lacondition finale d’équilibre à la suite d’un noyagelorsque la plate-forme est en condition avariée.
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(11) A column-stabilized mobile offshore platformmust have a ballast system that is capable, with anyballast pump out of operation,
(a) of providing safe handling and operationof the platform under normal operatingand transit conditions;
(b) of restoring the platform to a normaloperating or transit draft and level trimfrom an inclination of 15 degrees in anydirection; and
(c) of raising the platform from the deepestoperating draft to severe storm draftwithin three hours.
(11) La plate-forme mobile au large des côtesstabilisée par colonnes doit comporter un système de lestcapable, n’importe quelle pompe de lest étant horsd’usage :
a) d’assurer la manoeuvre et l’exploitationsécuritaires de la plate-forme en conditionsnormales de transit et d’exploitation;
b) de remettre la plate-forme à un tirant d’eaud’exploitation ou de transit normal et deredresser l’assiette à partir d’une inclinaisonde 15° en tous sens;
c) de faire passer la plate-forme, en moins detrois heures, du tirant d’eau d’exploitation leplus profond au tirant d’eau de tempêtegrave.
(12) A floating platform must be equipped with abilge system that has at least two bilge pumpsconnected to the bilge main and that is capable, underall conditions from upright to 15 degrees in anydirection, of pumping or draining any watertightcompartment except for those spaces permanentlydesignated for the storage of fresh water, water ballast,fuel oil or liquid cargo and for which other effectivemeans of pumping are provided.
(12) La plate-forme flottante doit être munie d’unsystème de cale qui est doté d’au moins deux pompesd’assèchement reliées au collecteur principal de cale etqui est capable à tous les angles d’inclinaison de laverticale à 15° en tous sens de pomper ou de vider toutcompartiment étanche à l’eau, à l’exception descompartiments destinés en permanence au stockage del’eau douce, de l’eau de lest, du mazout ou decargaisons liquides pour lesquels d’autres moyensefficaces de pompage sont prévus.
(13) No floating platform is in compliance with thissection until the ballast and bilge system has beenassessed through a failure modes and effects analysis.
(13) La plate-forme flottante ne peut êtreconsidérée comme conforme au présent article tant queles systèmes de lest et de cale n’ont pas fait l’objetd’une analyse des modes de pannes et de leurs effets.
Watertight Integrity of Floating Platforms Étanchéité à l’eau des plates-formes flottantes
59. (1) The boundaries of watertight compartments ina floating platform shall contain no more openings thannecessary for the operation of the platform and, ifpenetration of those boundaries is necessary for access,ventilation, piping and cables or any other similarpurpose, arrangements must be made to maintain thestrength and watertight integrity of the boundaries.
59. (1) Aucune cloison des compartiments étanches àl’eau de la plate-forme flottante ne doit contenir plusd’ouvertures qu’il n’en faut pour l’exploitation de laplate-forme et si de telles ouvertures s’imposent pourl’accès, l’aération ou le passage de canalisations et decâbles ou pour tout autre but analogue, des mesuresdoivent être prises pour maintenir la résistance etl’étanchéité à l’eau de la cloison.
(2) A watertight boundary and associated closingappliance on a floating platform must be of sufficientstrength and tightness of closure to withstand withoutfailure the pressure and other loads likely to occur inservice.
(2) La cloison d’étanchéité à l’eau et les dispositifsconnexes de verrouillage à bord de la plate-formeflottante doivent être suffisamment résistants etétanches pour pouvoir résister sans défaillance à lapression et aux autres charges susceptibles de surveniren cours d’exploitation.
(3) All watertight doors and hatches on a floatingplatform must be operable locally from both sides ofthe associated bulkhead or deck.
(3) Toutes les portes et écoutilles étanches à l’eaude la plate-forme flottante doivent pouvoir être utiliséessur place à partir des deux côtés de la cloison ou dupont en cause.
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(4) Side scuttles and windows on a floatingplatform must be of the non-opening type, fitted withinternal hinged deadlight covers.
(4) Les crapaudines et tous les hublots de laplate-forme flottante doivent être d’un type qui nes’ouvre pas et être munis de panneaux decontre-hublots à gonds internes.
(5) All pipes and ducts on a floating platformmust, if possible, be routed clear of those compartmentsthat are vulnerable to penetration damage or, if suchrouting is not possible, positive means of closure of thepipes and ducts must be provided for each watertightboundary.
(5) Tous les tuyaux et les conduits de laplate-forme flottante doivent, si possible, passer àdistance des compartiments vulnérables aux avaries parpénétration, sinon, des moyens sûrs de fermeture de cestuyaux et conduits doivent être prévus à chaque cloisonétanche.
(6) A valve required at a watertight boundary ona floating platform must be remotely operable from theballast control station or by a mechanical means fromanother readily accessible position that is above thewaterline in the final condition of equilibrium thatcould result when the platform is in a damagedcondition.
(6) Les vannes requises aux cloisons étanches àl’eau de la plate-forme flottante doivent pouvoir êtretélécommandées du poste de commande du lest ou pardes moyens mécaniques d’un autre point facilementaccessible qui est au-dessus de la ligne de flottaisondans la condition finale d’équilibre lorsque laplate-forme est en condition avariée.
(7) An inlet or discharge port on a floatingplatform that is submerged at maximum operatingdraught must be fitted with a valve that is remotelycontrolled from the ballast control station, and the valvemust close automatically when the source of powerfails, unless safety considerations require that it remainopen.
(7) Les orifices d’entrée et de sortie de laplate-forme flottante qui est submergée au tirant d’eaud’exploitation maximal doivent être munis d’une vannetélécommandée du poste de commande du lest, et lavanne doit se fermer automatiquement en cas decoupure de la source d’énergie, à moins que, parmesure de sécurité, elle ne doive demeurer ouverte.
(8) A discharge port on a floating platform thatpenetrates a boundary to a compartment intended to bewatertight must be fitted with an automatic non-returnvalve and with a second automatic non-return valve orwith a device by which the port may be closed from aposition outside and above the compartment.
(8) Les orifices de sortie de la plate-formeflottante qui sont percés dans la cloison d’uncompartiment destiné à être étanche à l’eau doivent êtremunis d’une vanne de retenue automatique et d’uneautre vanne identique ou d’un dispositif qui permet defermer l’orifice d’un point extérieur situé au-dessus ducompartiment.
(9) A door or hatch on a floating platform used toensure the watertight integrity of internal accessopenings during the operation of the platform must,while the platform is afloat, be equipped with anindicator at the ballast control station to indicatewhether the door or hatch is open or closed.
(9) Les portes et écoutilles de la plate-formeflottante utilisées pour assurer l’étanchéité à l’eau desouvertures d’accès interne durant l’exploitation de laplate-forme à flot doivent être munies d’un dispositif auposte de commande du lest indiquant qu’elles sontouvertes ou fermées.
(10) A door or hatch on a floating platform that isnormally closed while the platform is afloat must beequipped
(a) with an alarm system that is triggered in amanned control station when the door orhatch is open; and
(b) with a notice affixed to the door or hatchcover to the effect that the door or hatchcover is not to be left open while theplatform is afloat.
(10) Les portes et écoutilles de la plate-formeflottante normalement fermées lorsque la plate-formeest à flot doivent :
a) être dotées d’un système d’alarme qui sedéclenche à un poste de commande habitélorsque l’une d’elles est ouverte;
b) porter un avis indiquant que leurcouvercle ne doit pas demeurer ouvertlorsque la plate-forme est à flot.
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(11) All external openings on a floating platform,except manholes that are fitted with close-boltedwatertight covers and that are kept permanently closedwhile the platform is afloat, must, in the intactcondition or in a damaged condition, be completelyabove any waterline associated with the platform beingheeled because of wind forces.
(11) À l’exception des trous d’homme ayant uncouvercle étanche à l’eau à boulons rapprochés etfermés en permanence quand la plate-forme est à flot,les ouvertures extérieures de la plate-forme flottantedoivent se trouver complètement au-dessus de touteligne de flottaison à laquelle la plate-forme, encondition intacte ou avariée, gîte sous la force desvents.
(12) An external opening on a floating platformthat becomes wholly or partially submerged when theplatform is at the maximum angle of heel that couldoccur while the platform meets the area ratiorequirement for intact and damage stability set out inthe Code referred to in subsection 57(9) or that maybecome intermittently submerged because of waveaction when the platform is in a damaged conditionmust
(a) be designed and constructed to withstandany sea condition without penetration;
(b) in the case of an opening that may becomeintermittently submerged when theplatform is in a damaged condition,
(i) c lose automatical ly whensubmerged,
(ii) be readily and quickly closable atany time, or
(iii) be assumed to be open in the damagestability calculations made inaccordance with section 57;
(c) in the case of an external opening thatcannot be quickly closed,
(i) be assumed to be open in damagestability calculations made inaccordance with section 57, or
(ii) be permanently closed when theplatform is afloat;
(d) in the case of a door or hatch that may beused during operation of the platform, beequipped with closing appliances that areoperable locally from both sides of thebulkhead or deck;
(e) in the case of a door or hatch that maybecome intermittently submerged whenthe platform is in a damaged condition,
(i) be equipped with an indicationsystem to show in the ballast controlstation the status of the closingappliances,
(ii) be self-closing on being submerged,or readily and quickly closable, and
(iii) bear a notice to the effect that thedoor or hatch is not to be left openduring operation of the platform;
(12) Les ouvertures extérieures de la plate-formeflottante qui sont complètement ou partiellementimmergées quand la plate-forme est à son angle maximalde gîte tout en satisfaisant aux exigences du rapport dezone quant à la stabilité en condition intacte ou avariéeselon le code visé au paragraphe 57(9) ou qui peuvents’immerger par intermittence sous l’action des vaguesquand la plate-forme est en condition avariée doivent :
a) être conçues et construites pour résister sanspénétration à toutes les conditions de lamer;
b) dans le cas des ouvertures susceptibles des’immerger par intermittence quand laplate-forme est en condition avariée :
(i) soit se fermer automatiquementlorsqu’elles sont immergées,
(ii) soit pouvoir se fermer facilement etrapidement à tout moment,
(iii) soit être considérées comme ouvertesaux fins des calculs de résistance auxavaries faits conformément àl’article 57;
c) dans le cas des ouvertures extérieures quine peuvent se fermer rapidement :
(i) soit être considérées comme ouvertesaux fins des calculs de stabilité aprèsavaries faits aux termes de l’article 57,
(ii) soit demeurer fermées en permanencequand la plate-forme est à flot;
d) dans le cas de portes ou d’écoutillespouvant être utilisées lorsque la plate-formeest en exploitation, être munies dedispositifs de fermeture manoeuvrables surplace des deux côtés de la cloison ou dupont;
e) dans le cas de portes ou d’écoutillessusceptibles de s’immerger parintermittence lorsque la plate-forme est encondition avariée :
(i) être munies d’un système d’indicationde l’état des dispositifs de fermetureau poste de commande du lest,
(ii) être à fermeture automatique lors deleur immersion ou à fermeture facileet rapide,
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(f) in the case of a ventilator or ventilationintake or outlet that may be used duringoperation of the platform,
(i) be equipped with a self-activatinganti-flooding device, or
(ii) if it is an intake or outlet not subjectto intermittent submergence whenthe platform is in a damagedcondition, be fitted with a manuallyoperated means of closure that isreadily accessible;
(g) in the case of a closing appliance that isnot to be opened during operation of theplatform, bear a notice to that effect;
(h) in the case of air pipes to a ballast tank, beequipped with an anti-flooding device;and
(i) in the case of a chain locker opening on acolumn-stabilized platform, except if thechain locker is kept full of water or isdesigned to be free-flooding, be fittedwith a device that will prevent significantingress of water in the event ofsubmergence and with a suitable meansfor pumping out, both of which areremotely operable from a ballast controlstation.
(iii) porter un avis indiquant qu’elles nedoivent pas demeurer ouvertes durantl’exploitation de la plate-forme;
f) dans le cas de ventilateurs, de prises d’airou de sorties d’air qui peuvent être utilisésdurant l’exploitation de la plate-forme :
(i) soit être munies d’un dispositifautodéclencheur d’antinoyage,
(ii) soit dans le cas de prises d’air ou desorties d’air qui ne sont pas soumisesà une immersion intermittente quandla plate-forme est en condition avariée,être munies d’un dispositif defermeture manuel facilementaccessible;
g) dans le cas de dispositifs de fermeture quine doivent pas être ouverts durantl’exploitation de la plate-forme, porter unavis à cet effet;
h) dans le cas de canalisations à air menant àun réservoir de lest, être munies d’undispositif antinoyage;
i) dans le cas d’un puits à chaîne s’ouvrant surune plate-forme stabilisée par colonnes,sauf si le puits à chaîne est maintenu pleind’eau ou est conçu pour être librementinondé, être munies d’un dispositifempêchant l’admission importante d’eau encas d’immersion et de moyens adéquats depompage, tous deux étant télécommandés àun poste de commande du lest.
(13) The closing appliances required bysubsection (12) must be able to withstand withoutfailure any wave impact load to which they may besubjected.
(13) Les dispositifs de fermeture exigés par leparagraphe (12) doivent pouvoir résister sansdéfaillance à l’action des vagues à laquelle ils peuventêtre soumis.
(14) A compartment on a floating platform requiredto remain watertight to comply with the intact anddamage stability criteria described in section 57 mustincorporate a device suitably positioned to detectflooding and, if flooding occurs, trigger an alarm in aballast control station.
(14) Les compartiments de la plate-forme flottantequi doivent demeurer étanches à l’eau pour seconformer aux critères de stabilité de la plate-forme encondition intacte ou en condition avariée visés àl’article 57 doivent comporter un dispositif placé defaçon à déceler une inondation et à déclencher unealarme à un poste de commande du lest lors d’uneinondation.
Mooring Amarrage
60. (1) The mooring system for a floating platformmust
(a) provide an anchor pattern that keeps allanchor lines, anchor chains and anchors asafe distance from existing pipelines, flowlines and other platforms;
60. (1) Le système d’amarrage de la plate-formeflottante doit :
a) comporter un réseau d’ancrage quipermette de disposer les amarres, leschaînes d’ancrage et les ancres à unedistance sécuritaire des pipelines et des
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(b) provide an anchor pattern that gives clearaccess to any support vessel intended tobe used in operations and that clearslifeboat launching areas;
(c) be sufficiently stiff so that the excursionsof the platform are within the limitsestablished for the risers in accordancewith section 62 under all operatingconditions; and
(d) be sufficiently strong so that the failure ofany anchor line during operations will notlead to major damage.
conduites d’écoulement existants et desautres plates-formes;
b) comporter un réseau d’ancrage qui donnelibre accès à tout navire de soutien censéservir aux opérations et qui n’obstrue pasles zones de mise à l’eau desembarcations de sauvetage;
c) être suffisamment rigide pour que lesdéplacements de la plate-forme demeurenten deçà des limites établies pour lescolonnes montantes conformément àl’article 62 dans toutes les conditionsd’exploitation;
d) être suffisamment résistant pour que ladéfaillance d’une amarre durantl’exploitation n’entraîne pas de dommagemajeur.
(2) The load factor for tension in the mooring linesof a floating platform, based on a quasi-static analysis,must be
(a) in the operating condition with all linesintact, 3.0;
(b) in the operating condition with one linefailed, 2.0;
(c) in the survival condition with all linesintact, 2.0;
(d) in the survival condition with one linefailed, if the platform will not threatenanother platform used for the explorationor exploitation of subsea resources, l.4;and
(e) in the survival condition with one linefailed, if the platform may threatenanother platform used for the explorationor exploitation of subsea resources, 2.0.
(2) Le coefficient de charge relativement à latension des amarres de la plate-forme flottante qui estfondé sur une analyse de quasi-statisme doit être :
a) de 3,0 en condition d’exploitation, toutesles amarres étant intactes;
b) de 2,0 en condition d’exploitation, uneamarre ayant rompu;
c) de 2,0 en condition de survie, toutes lesamarres étant intactes;
d) de 1,4 en condition de survie, une amarreayant rompu, si la plate-forme ne met pasen danger une autre plate-forme utiliséepour la recherche ou l’exploitation desressources sous-marines;
e) de 2,0 en condition de survie, une amarreayant rompu, si la plate-forme peut mettreen danger une autre plate-forme utiliséepour la recherche ou l’exploitation desressources sous-marines.
(3) The fatigue life of the mooring system of afloating platform must be equal to at least 15 years.
(3) La durée de vie en fatigue du systèmed’amarrage de la plate-forme flottante doit être égale àau moins 15 ans.
(4) The mooring system of a floating platform thatis to remain at the production site or drill site for longerthan five years must be designed so that its componentscan be inspected and replaced.
(4) Le système d’amarrage de la plate-formeflottante qui doit demeurer à l’emplacement deproduction ou de forage durant plus de cinq ans doitêtre conçu de sorte que ses éléments puissent êtreinspectés et remplacés.
(5) The design of the mooring system of a floatingplatform that is intended to remain moored in thesurvival condition must be based on an appropriatemodel test or numerical analysis.
(5) La conception du système d’amarrage de laplate-forme flottante qui est censée demeurer amarréeen condition de survie doit être fondée sur un essai avecmodèle ou une analyse numérique appropriés.
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(6) If there is an annual probability of 10-2 of iceor icebergs being present at the site of a floatingplatform, the mooring system of the platform must
(a) incorporate a primary quick releasesystem with a remote triggering deviceand at least one back-up system; and
(b) have been demonstrated to be capable ofpermitting the quick release of theplatform from its moorings and risers.
(6) Si la présence de glaces ou d’icebergs àl’emplacement de la plate-forme flottante comporte uneprobabilité annuelle de 10-2, le système d’amarrage dela plate-forme doit :
a) comprendre un système primaire dedéclenchement rapide à distance et aumoins un système d’appoint;
b) avoir fait l’objet d’une démonstrationétablissant qu’il est capable de libérerrapidement la plate-forme de ses amarreset de ses tubes prolongateurs.
(7) Except if the floating platform may threatenanother platform used for the exploration orexploitation of subsea resources, the following factorsmay be taken into account in determining whether athruster-assisted mooring system using a remote controlthruster system complies with subsection (2):
(a) if the remote control is manual,(i) zero thrust, for the operating
condition,(ii) 70 per cent of the net thrust effect
from all except one thruster, for thesurvival condition,
(iii) zero thrust, for one mooring linefailed in the operating condition, and
(iv) 70 per cent of the net thrust effectfrom all thrusters, for one mooringline failed in the survival condition;
(b) if the remote control is automatic,(i) the net thrust effect from all except
one thruster, for the operatingcondition,
(ii) the net thrust effect from all exceptone thruster, for the survivalcondition,
(iii) the net thrust from all thrusters, forone mooring line failed in theoperating condition, and
(iv) the net thrust from all thrusters, forone mooring line failed in thesurvival condition.
(7) Sauf si la plate-forme flottante met en dangerune autre plate-forme utilisée pour la recherche oul’exploitation des ressources sous-marines, il peut êtretenu compte des facteurs suivants pour déterminer si unsystème d’amarrage à propulseurs télécommandés estconforme au paragraphe (2) :
a) s’il s’agit d’une télécommande manuelle(i) une poussée zéro en condition
d’exploitation,(ii) 70 pour cent de l’effet de poussée
nette de tous les propulseurs, sauf un,en condition de survie,
(iii) une poussée zéro en conditiond’exploitation, une amarre ayantrompu,
(iv) 70 pour cent de l’effet de pousséenette de tous les propulseurs encondition de survie, une amarreayant rompu;
b) s’il s’agit d’une télécommandeautomatique :
(i) l’effet de poussée nette de tous lespropulseurs, sauf un, en conditiond’exploitation,
(ii) l’effet de poussée nette de tous lespropulseurs, sauf un, en condition desurvie,
(iii) la poussée nette de tous lesp r o p u l s e u r s e n c o n d i t i o nd’exploitation, une amarre ayantrompu,
(iv) la poussée nette de tous lespropulseurs en condition de survie,une amarre ayant rompu.
(8) Mooring system components on a floatingplatform that interface with the mooring chain or rope,except the attachment in the chain locker for anchorchain and the steel rope attachment on the drum, mustbe designed to withstand the forces due to tensionrequired to break the chain or rope.
(8) Les éléments du système d’amarrage de laplate-forme flottante servant d’interface avec la chaîneou le câble d’amarrage, à l’exception des attaches dupuits à chaînes destinées à la chaîne d’ancrage et desattaches sur tambour du câble d’acier, doivent êtreconçus pour résister aux tensions de rupture de lachaîne ou du câble.
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(9) The mooring system for a floating platformmust be designed to keep the platform on location,under any ice loads to which it may be subjected asdetermined under section 45, and the chain or ropemust be able to withstand, without significant damage,the abrasion forces imposed by such loads.
(9) Le système d’amarrage de la plate-formeflottante doit être conçu pour maintenir celle-ci en placequelles que soient les charges dues aux glaces établiesen vertu de l’article 45, et la chaîne ou le câble doitpouvoir résister sans dommage important à l’abrasiondue à de telles charges.
(10) The load factors between the estimated anchorholding power in the mooring system of a floatingplatform and maximum mooring line tension at theanchor must be at least
(a) in the operating condition with all linesintact, 2.1;
(b) in the operating condition with one linefailed, 1.4;
(c) in the survival condition with all linesintact, 1.4;
(d) in the survival condition with one linefailed, if the platform will not threatenanother platform used for the explorationor exploitation of subsea resources, 1.0;and
(e) in the survival condition with one linefailed, if the platform may threatenanother platform used for the explorationor exploitation of subsea resources, 1.4.
(10) Les rapports entre la force de maintienestimative des ancres du système d’amarrage de laplate-forme flottante et la tension maximale desamarres au niveau des ancres doivent être d’au moins :
a) 2,1 en condition d’exploitation, toutes lesamarres étant intactes;
b) 1,4 en condition d’exploitation, uneamarre ayant rompu;
c) 1,4 en condition de survie, toutes lesamarres étant intactes;
d) 1,0 en condition de survie, une amarreayant rompu, si la plate-forme ne met pasen danger une autre plate-forme utiliséepour la recherche ou l’exploitation desressources sous-marines;
e) 1,4 en condition de survie, une amarreayant rompu, si la plate-forme met endanger une autre plate-forme utilisée pourla recherche ou l’exploitation desressources sous-marines.
(11) For the purposes of paragraphs (2)(d) and (e),subsection (7) and paragraphs (10)(d) and (e), oneplatform is considered to threaten another platform ifthe platform may drift or be pushed, by environmentalconditions, into the other platform when all lines fail,taking into account any action likely to be taken tobring the platform under control.
(11) Pour l’application des alinéas (2)d) et e), duparagraphe (7) et des alinéas (10)d) et e), uneplate-forme en met une autre en danger si les conditionsenvironnementales peuvent la faire dériver ou lapousser vers l’autre plate-forme, toutes les amarresayant rompu, compte tenu de toutes les mesuressusceptibles d’être prises pour maîtriser la plate-forme.
(12) Anchor winches and their stoppers, brakes,fairleads and sheaves, their attachments to the hull, andassociated load-bearing structural elements for afloating platform must be designed to withstand,without risk of permanent deformation or failure or ofloss of ability to operate, the application of the breakingload of the associated anchor line with the anchor linein the most unfavourable direction.
(12) Les treuils d’ancre, ainsi que leurs bosses,freins, chaumards, poulies, attaches à la coque, et tousles éléments de structure connexes de la plate-formeflottante doivent être conçus pour résister, sans risquede déformation permanente, de défaillance ou de pertede capacité de fonctionnement, à l’application de lacharge de rupture sur l’amarre en cause lorsque celle-cise trouve dans la direction la plus défavorable.
(13) The catenary mooring system on a floatingplatform must be inspected in accordance with therequirements of American Petroleum Institute RP 21,Recommended Practice for In-Service Inspection ofMooring Hardware for Floating Drilling Units.
(13) Le système d’amarrage caténaire de laplate-forme flottante doit être inspecté conformémentaux exigences du document de l’American PetroleumInstitute intitulé RP 21 Recommended Practice forIn-Service Inspection of Mooring Hardware forFloating Drilling Units.
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Dynamic Positioning Positionnement dynamique
61. (1) The dynamic positioning system used to holda floating platform in position at the production site ordrill site must be designed, constructed and operated sothat the failure of any main component with an annualfailure rate of greater than 0.1, as determined from adetailed reliability analysis, cannot result in majordamage to the platform, as determined from a failuremodes and effects analysis of the main components,unless
(a) operational procedures for the dynamicpositioning system avoid or take intoaccount the effect of the failure of thesingle component; or
(b) every such component is routinelyreplaced so that the failure rate, asdetermined from the detailed reliabilityanalysis, is no greater than 0.1 for theperiod between replacements.
61. (1) Le système de positionnement dynamiqueservant à maintenir la plate-forme flottante en place àl’emplacement de production ou de forage doit êtreconçu, construit et exploité de sorte que la défaillance detout élément principal ayant un taux de défaillance annuelsupérieur à 0,1, déterminé selon une analyse de fiabilitédétaillée, ne puisse entraîner de dommage majeur à laplate-forme, tel qu’il est établi par une analyse des modesde panne des éléments principaux et leurs effets, saufdans l’une ou l’autre des situations suivantes :
a) des méthodes d’exploitation du système depositionnement dynamique permettentd’éviter ou de tenir compte de l’effet de ladéfaillance d’un seul élément;
b) chaque élément est remplacé de façoncourante afin que le taux de défaillance,déterminé selon l’analyse de fiabilitédétaillée, ne dépasse pas 0,1 par périodeentre les remplacements.
(2) A floating platform with a dynamic positioningsystem must be equipped with an alert and responsedisplay system that demonstrates
(a) the position of the platform relative to theproduction site or drill site; and
(b) the percentage of the available power thatis necessary to maintain the platform in aposition relative to the site and that willpermit the installation to continue tooperate.
(2) La plate-forme flottante à système depositionnement dynamique doit être munie d’un systèmed’affichage d’alerte et d’intervention indiquant :
a) la position de la plate-forme par rapport àl’emplacement de production ou de forage;
b) le pourcentage de la puissance disponiblenécessaire au maintien de la plate-formedans une position par rapport àl’emplacement qui permettra à l’installationde continuer à fonctionner.
Subsea Production Systems Systèmes de production sous-marins
62. (1) A subsea production system must be designedto withstand major damage under the loads listed inPart B, Section 4, of Det Norske Veritas GuidelineNo. 1-85, Safety and Reliability of Subsea ProductionSystems.
62. (1) Le système de production sous-marin doit êtreconçu pour résister à des dommages majeurs lorsqu’ilest soumis aux charges énumérées à l’article 4, partie B,du document Guideline No. 1-85 du Det Norske Veritasintitulé Safety and Reliability of Subsea ProductionSystems.
(2) If the concept safety analysis required bysection 44 indicates a risk of damage to the subseaproduction system components from ice, droppedobjects, trawl board nets or anchors, the design of thesystem must include measures to minimize suchdamage.
(2) Si l’analyse de sécurité conceptuelle exigée parl’article 44 indique pour les éléments du système deproduction sous-marin un risque de dommage dû auxglaces, à la chute d’objets, aux filets de chaluts ou auxancres, la conception du système doit inclure desmesures pour réduire ces risques.
(3) The rigid risers in the subsea production systemof a fixed offshore platform and the steel flowlines andflowline connectors in every subsea production systemmust comply with National Standard of Canada standardCAN/CSA-Z187-M87, Offshore Pipelines.
(3) Les tubes prolongateurs rigides du système deproduction sous-marin de la plate-forme fixe au largedes côtes ainsi que les conduites d’écoulement en acieret leurs raccords du système de production sous-marindoivent être conformes à la norme nationale du Canada
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CAN/CSA-Z187-M87 intitulée Pipelines offshore.
(4) A subsea production system and itscomponents must be subjected to equipment integrationtests in accordance with section 7.2 of AmericanPetroleum Institute RP 17A, Recommended Practice forDesign and Operation of Subsea Production Systems.
(4) Le système de production sous-marin et seséléments doivent être soumis aux essais d’intégrationde l’équipement conformément à l’article 7.2 dudocument RP 17A de l’American Petroleum Instituteintitulé Recommended Practice for Design andOperation of Subsea Production Systems.
(5) A subsea production system must be installedin accordance with section 7.3 of American PetroleumInstitute RP 17A, Recommended Practice for Designand Operation of Subsea Production Systems.
(5) Le système de production sous-marin doit êtremis en place conformément à l’article 7.3 du documentRP 17A de l’American Petroleum Institute intituléRecommended Practice for Design and Operation ofSubsea Production Systems.
(6) A subsea wellhead system and subsea treelocated in a caisson, silo, or glory hole must bedesigned and installed so that
(a) the effect of silting is minimized; and(b) if practicable, inspection and maintenance
during its production or injection life ispossible.
(6) Les têtes de production sous-marines et lesystème de tête de puits sous-marin situés dans uncaisson, un silo ou un trou de protection doivent êtreconçus et installés de façon :
a) à réduire au minimum les effets del’envasement;
b) à permettre, si possible, leur inspection etleur maintenance au cours de leur duréede vie de production ou d’injection.
(7) A subsea production riser must be designedand operated in accordance with section 6 of AmericanPetroleum Institute RP 17A, Recommended Practice forDesign and Operation of Subsea Production Systems.
(7) Les tubes prolongateurs de productionsous-marins doivent être conçus et exploitésconformément à l’article 6 du document RP 17A del’American Petroleum Institute intitulé RecommendedPractice for Design and Operation of SubseaProduction Systems.
(8) A subsea production riser must be designed(a) to withstand the maximum pressure to
which the riser may be subjected duringits service life;
(b) so that every component that is used totransport oil or gas from the seafloor tothe production installation can withstandwithout failure the wellhead shut-inpressure, except if the component isequipped with an isolation valve at theseafloor and a pressure relief system at theplatform to relieve the internal pressure ofthe component; and
(c) to withstand any ice loads to which it maybe subject as determined in accordancewith section 45, except if failure of theriser will not lead to uncontrolledpollution.
(8) Le tube prolongateur de production sous-marindoit être conçu de façon :
a) à résister à la pression maximale àlaquelle il peut être soumis durant sa vieutile;
b) à permettre à chaque élément utilisé dansle transport du pétrole ou du gaz du fondmarin à l’installation de production derésister sans défaillance à la pression entête de puits, sauf si l’élément est munid’une vanne d’isolement au fond marin etd’un système de décharge à la plate-formepour réduire sa pression interne;
c) à résister à toutes les charges dues auxglaces auxquelles il peut être soumis telqu’il est déterminé conformément àl’article 45, sauf lorsque sa défaillancen’entraînera pas de pollution incontrôlée.
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(9) Flexible flowlines and risers in a subseaproduction system must be designed in accordance withDet Norske Veritas Technical Note TNA 503, FlexiblePipes and Hoses for Submarine Pipeline Systems.
(9) Les conduites d’écoulement et les tubesprolongateurs souples du système de productionsous-marin doivent être conçus conformément à la notetechnique TNA 503 du Det Norske Veritas intituléeFlexible Pipes and Hoses for Submarine PipelineSystems.
(10) The end fittings of flexible flowlines or risersin a subsea production system must have pressureintegrity and load-bearing capacities greater than that ofthe pipe.
(10) Les raccords des conduites d’écoulement oudes tubes prolongateurs souples du système deproduction sous-marin doivent posséder une résistanceà la pression et aux charges plus grande que celle dutuyau.
(11) The fatigue life of risers in a subseaproduction system must be at least three times theservice life of the production riser.
(11) La durée de vie en fatigue des tubesprolongateurs du système de production sous-marin doitêtre au moins égale à trois fois la durée de vie utile dutube prolongateur de production.
(12) Adequate provision must be made in thedesign of the risers in a subsea production system andin the configuration of their individual components,including production, injection, control andinstrumentation lines and their attachment assemblies,for the safe and efficient maintenance and inspection ofthe risers and their components during their service life.
(12) La conception des tubes prolongateurs dusystème de production sous-marin et la configuration deleurs divers éléments, notamment les conduites deproduction, d’injection, de commande, d’instrumentationet leurs attaches, doivent s’effectuer en accordant toutel’attention voulue à la maintenance et à l’inspectionefficaces et sécuritaires des tubes prolongateurs et de leurséléments au cours de leur durée de vie utile.
(13) The analysis required by section 41 of therisers in a subsea production system in relation tofatigue and stress of the riser components and risk tothe personnel and equipment as a result of failure ormalfunction of individual components of the risers mustbe performed using the methodology specified insection 6.5 of American Petroleum Institute RP 17A,Recommended Practice for Design and Operation ofSubsea Production Systems.
(13) L’analyse exigée par l’article 41 à l’égard destubes prolongateurs du système de productionsous-marin relativement à la fatigue des éléments destubes prolongateurs, aux contraintes subies par ceux-ciet aux risques auxquels sont exposés le personnel et lematériel à la suite d’une défaillance ou d’un mauvaisfonctionnement de ces éléments doit être effectuéeselon la méthode indiquée à l’article 6.5 du documentRP 17A de l’American Petroleum Institute intituléRecommended Practice for Design and Operation ofSubsea Production Systems.
(14) A riser in a subsea production system must beequipped so that it can be disconnected
(a) before heave or excursion limits specifiedin the operations manual are exceeded; or
(b) when ice conditions pose a threat of majordamage to the production platform.
(14) Les tubes prolongateurs du système deproduction sous-marin doivent être munis de dispositifspermettant de les détacher :
a) avant que les limites de gonflement ou dedéplacement établies au manueld’exploitation ne soient dépassées;
b) lorsque l’état des glaces présente unrisque de dommage important pour laplate-forme de production.
(15) A riser on a subsea production system must beequipped so that after it has been disconnected andreconnected it can be pressure tested in accordance withthe procedures stipulated in the operations manual.
(15) Le tube prolongateur du système de productionsous-marin doit être muni de dispositifs tels qu’aprèsavoir été détaché et de nouveau rebranché, il puissesubir une épreuve sous pression conformément auxméthodes stipulées dans le manuel d’exploitation.
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(16) A component of the riser in a subseaproduction system that is used to convey the pool fluidsto the surface, inject fluids or chemicals into the pool,or transport processed or treated fluids to or from theproduction installation must be designed and equippedso that when the fluids pose a threat to the environment,the component can be displaced with water or securelyisolated before the riser is disconnected.
(16) L’élément d’un tube prolongateur du systèmede production sous-marin utilisé pour le transport defluides du gisement à la surface, pour l’injection defluides ou de produits chimiques dans le gisement oupour le transport des fluides traités ou transformés entrel’installation de production et d’autres points doit êtreconçu et équipé de sorte que lorsque les fluidesprésentent un risque pour l’environnement, il puisseêtre déplacé avec de l’eau ou isolé de façon sûre avantque le tube prolongateur soit détaché.
(17) The templates and manifolds in a subseaproduction system must be designed and operated inaccordance with section 5 of American PetroleumInstitute RP 17A, Recommended Practice for Designand Operation of Subsea Production Systems.
(17) Les gabarits et les collecteurs du système deproduction sous-marin doivent être conçus et exploitésconformément à l’article 5 du document RP 17A del’American Petroleum Institute intitulé RecommendedPractice for Design and Operation of SubseaProduction Systems.
(18) The control systems, including control linesand pressurized control fluids, of a subsea productionsystem must be designed and operated in accordancewith section 4 of American Petroleum Institute RP 17A,Recommended Practice for Design and Operation ofSubsea Production Systems.
(18) Les systèmes de régulation, y compris lesconduites de commande et les fluides de commandepressurisés, du système de production sous-marin,doivent être conçus et exploités conformément àl’article 4 du document RP 17A de l’AmericanPetroleum Institute intitulé Recommended Practice forDesign and Operation of Subsea Production Systems.
(19) A subsea production system intended formanned intervention in an atmospheric chamber mustbe designed in accordance with the requirements of PartB, Section 11, of Det Norske Veritas GuidelineNo. 1-85, Safety and Reliability of Subsea ProductionSystems.
(19) Le système de production sous-marin destinéà une intervention humaine en chambre atmosphériquedoit être conçu conformément aux exigences del’article 11 de la partie B du document Guideline No.1-85 du Det Norske Veritas intitulé Safety andReliability of Subsea Production Systems.
PART 3CONSTRUCTION AND
INSTALLATION OFFSHORE
PARTIE 3CONSTRUCTION ET MISE EN PLACE AU
LARGE DES CÔTES
General Dispositions générales
63. (1) An offshore platform must be fabricated andconstructed in accordance with
(a) for a steel platform, sections 17, 18, 19,20 and 21 of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S473-92,Steel Structures, Offshore Structures;
(b) for a concrete platform, section 11 ofCanadian Standards Associationpreliminary standard S474-M1989,Concrete Structures;
(c) for a gravity-base, fill, fill-retention orpiled platform, sections 6.3, 7.3, 8.3 or9.4, respectively, of Canadian StandardsAssociation standard CAN/CSA-S472-92,Foundations, Offshore Structures; and
63. (1) La fabrication et la construction de laplate-forme au large des côtes doivent être conformesaux dispositions suivantes des normes de l’Associationcanadienne de normalisation :
a) dans le cas d’une plate-forme en acier,aux articles 17, 18, 19, 20 et 21 de lanorme CAN/CSA-S473-92 intitulée SteelStructures, Offshore Structures;
b) dans le cas d’une plate-forme en béton, àl’article 11 de la norme préliminaireS474-M1989 intitulée ConcreteStructures;
c) dans le cas d’une plate-forme àembase-poids, à remblai, à rétention deremblai ou sur pilotis, aux articles 6.3,
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(d) in respect of the foundation, section 5.4 ofCanadian Standards Association standardCAN/CSA-S472-92, Foundations,Offshore Structures.
7.3, 8.3 ou 9.4 respectivement de la normeCAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations;
d) pour ce qui est des fondations, àl ’ a r t i c l e 5 . 4 d e l a n o r m eCAN/CSA-S472-92 intitulée Fondations.
(2) A vessel or barge used for the construction,transportation, up-ending or positioning of an offshoreinstallation or a component of an offshore installationmust
(a) be classified by a classification society orhave documentation to prove that asimilar verification process has takenplace;
(b) if manned, be equipped with lifesavingappliances in accordance with the LifeSaving Equipment Regulations madeunder the Canada Shipping Act, 2001, asif it were in waters to which thoseregulations apply; and
(c) be certified by the owner as being capableof performing the assigned task or taskssafely and as being otherwise fit for theservices it is expected to provide.
(2) Le navire ou chaland utilisé pour laconstruction, le transport, le redressement ou lepositionnement de l’installation au large des côtes ou del’un de ses éléments doit :
a) être classé par une société declass i f ica t ion ou posséder ladocumentation prouvant qu’un processusde vérification semblable a été effectué;
b) être, s’il est habité, muni d’engins desauvetage conformément au Règlementsur l’équipement de sauvetage, pris envertu de la Loi de 2001 sur la marinemarchande du Canada, comme s’il setrouvait dans des eaux visées par cerèglement;
c) faire l’objet d’une attestation par sonpropriétaire portant qu’il est capable deremplir les fonctions assignées en toutesécurité et qu’il convient par ailleurs auxopérations prévues.
(3) All slings, wire cables, shackles and any othercomponent used for lifting and for securing loadsduring the construction, transportation, up-ending orpositioning of an offshore installation or a componentof an offshore installation must have a minimum loadfactor of 3.
(3) Les élingues, câbles métalliques, manilles etautres éléments destinés au levage et à l’assujettissementdes charges durant la construction, le transport, leredressement et le positionnement de l’installation aularge des côtes ou de l’un de ses éléments doivent avoirun coefficient de charge minimal de 3.
(4) If loads developed during movement of anoffshore platform from the construction site to theproduction site or drill site or during installationoperations are in excess of those that will beencountered after installation, the platform must beprovided with load- and strain-measuring devicesduring the movement or installation of the platform.
(4) Si les charges créées par le déplacement de laplate-forme au large des côtes du chantier deconstruction à l’emplacement de production ou de forageou par les opérations de mise en place excèdent lescharges qui surviendront après la mise en place, laplate-forme doit être munie d’appareils de mesure descharges et des contraintes durant son déplacement ou samise en place.
PART 4 OPERATIONSAND MAINTENANCE OFFSHORE
PARTIE 4EXPLOITATION ET MAINTENANCE AU
LARGE DES CÔTES
Manual, Plans and Programs for OffshoreInstallations
Manuel, plans et programmes des installations au largedes côtes
64. (1) Subject to subsection (2), an operator shallprepare, adhere to and maintain, in respect of anoffshore installation, an operations manual that containsthe following data:
64. (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant doitpréparer, respecter et conserver pour l’installation au largedes côtes un manuel d’exploitation qui contient les donnéessuivantes :
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(a) limitations on the operation of theinstallation and its equipment;
(b) information as to environmentalconditions at the site where theinstallation will be installed and the effectof those conditions on the installation,including
(i) environmental conditions for whichan offshore installation will beevacuated and the meteorologicalforecast following which anevacuation will be initiated,
(ii) the amount of snow and ice that maybe allowed to accumulate on theinstallation,
(iii) the amount of marine growth thatmay be allowed to accumulate on theinstallation, and
(iv) for a mobile offshore platform, anyoperating limits imposed byenvironmental conditions and theeffect of wind, sea, snow, ice andmarine growth on the strength,stability and seaworthiness of theplatform while in transit, in theoperating condition or in the survivalcondition;
(c) for a fixed offshore platform, thecharacteristics of the platform foundation,bottom penetration and the maximumpermitted amount of scour or otherchanging seabed conditions;
(d) for a mobile offshore platform that issupported by the seabed,
(i) information concerning the differentseabed conditions acceptable for theinstallation, including the varyingcapacity of the seabed, limitingvalues of seabed slope, andmaximum and minimum penetrationsof footings, and
(ii) a program for inspecting for scour atregular intervals and after storms ofa specified intensity;
(e) for a floating mobile offshore platform,information concerning stability,including all data and instructionsnecessary to determine whether anyintended configuration of, or change to,the loading or ballasting will satisfy thestability requirement for the platform;
(f) information concerning permissible deckloads, variable load limits and preloading;
(g) details of any colour coding system used
a) les limites d’exploitation de l’installation etde son équipement;
b) des données sur les conditionsenvironnementales à l’emplacement oùl’installation sera mise en place et leur effetsur elle, notamment :
(i) les conditions environnementales danslesquelles l’installation au large descôtes sera évacuée ainsi que lesprévisions météorologiques quidonneront lieu à une telle évacuation,
(ii) la quantité permise de neige et deglace qui peuvent s’accumuler surl’installation,
(iii) la quantité permise de flore et de faunemarines qui peuvent s’accumuler surl’installation,
(iv) dans le cas de la plate-forme mobileau large des côtes, toute limited’exploitation imposée par lesconditions environnementales ainsique les effets du vent, de la mer, de laneige, de la glace et de la flore et de lafaune marines sur la résistance, lastabilité et la navigabilité de laplate-forme en transit, et en conditiond’exploitation et de survie;
c) dans le cas de la plate-forme fixe au largedes côtes, les caractéristiques de lafondation de la plate-forme et de lapénétration dans le fond marin et lemaximum permis en cas d’affouillement oud’autres conditions variables du fond marin;
d) dans le cas de la plate-forme mobile aularge des côtes reposant sur le fond marin:
(i) des données sur les différentesconditions du fond marin quiconviennent pour l’installation, ycompris les variations de la capacitéportante du fond marin, les angleslimites des pentes du fond marin et lapénétration maximale et minimale dessocles,
(ii) un programme d’inspection desaffouillements à intervalles réguliers etaprès toute tempête d’une certaineintensité précisée;
e) dans le cas de la plate-forme mobileflottante au large des côtes, des données surla stabilité, y compris toutes les données etinstructions nécessaires pour déterminer siune configuration particulière dechargement ou de lestage ou unemodification à celle-ci permettra de
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on the installation for the safety ofpersonnel;
(h) information on corrosion protectionsystems used and any requirements for thesafety and maintenance of the systems;
(i) details of openings and means of closurein watertight compartments;
(j) drawings that show(i) the general arrangement of the deck
structure, accommodation areas,helideck and equipment contained onthe topside facilities,
(ii) for a fixed steel platform, the jacket,piling, risers and conductors,
(iii) for a gravity-base platform and afill-retention platform, the lowerconcrete or steel platform includingany skirt arrangements or piling, thedeck structure connection to thelower structure, the risers and theconductors,
(iv) for a self-elevating mobile offshoreplatform, the main and supportingplatforms, the equipment for theelevating and lowering of the deckstructure and any arrangements fortowing,
(v) for a column-stabilized mobileoffshore platform, the main andsupport structure, the method formaintaining the station andarrangement for towing,
(vi) for a surface mobile offshoreplatform and any similar-shapedplatform, the hull structure and thepositioning equipment,
(vii) for a fill platform, the erosionprotection and a cross-section of theplatform including the locations ofthe conductors,
(viii) the locations of escape routes, fixedfire-extinguishing systems andlife-saving appliances,
(ix) the fire divisions and the location ofassociated equipment, such as firedampers,
(x) the location of the hazardous areason the installation, and
(xi) for a floating mobile offshoreplatform, the ballast and bilgesystems and all openings and meansof closure that could affect thestability of the platform;
(k) the operating and maintenance
satisfaire aux exigences de stabilité de laplate-forme;
f) des données sur les charges de pont, leslimites de charge variables et le chargementpréalable permis;
g) le détail de tout système de codage parcouleur utilisé à bord de l’installation pourla sécurité du personnel;
h) des données sur les systèmes de protectioncontre la corrosion utilisés de même que surles exigences en matière de sécurité etd’entretien de ces systèmes;
i) le détail des ouvertures dans lescompartiments étanches à l’eau et desmoyens de fermeture de ces compartiments;
j) des diagrammes montrant :(i) la disposition générale des structures
de ponts, des secteurs d’habitation, del’hélipont et de l’équipement contenusur la superstructure,
(ii) dans le cas de la plate-forme fixe enacier, les treillis, les piles, les colonnesmontantes et les tubes prolongateurs,
(iii) dans le cas de la plate-forme àembase-poids et à rétention deremblai, la plate-forme inférieure enbéton ou en acier, y compris ladisposition des jupes ou des piles, lesdétails de connexion entre la structureinférieure et la structure des ponts, lescolonnes montantes et les tubesprolongateurs,
(iv) dans le cas de la plate-forme mobileauto-élévatrice au large des côtes, laplate-forme principale et celle desupport, les équipements de levage etde descente de la structure des pontsainsi que les dispositions deremorquage,
(v) dans le cas de la plate-forme mobileau large des côtes stabilisée parcolonnes, la plate-forme principale etcelle de support, la méthode demaintien du positionnement ainsi queles dispositifs de remorquage,
(vi) dans le cas de la plate-forme mobilede surface au large des côtes et deplates-formes de forme similaire, lastructure de la coque et l’équipementde positionnement,
(vii) dans le cas de la plate-forme àremblai, la protection contre l’érosionet une vue en coupe de la plate-formemontrant entre autres l’emplacement
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requirements for all life-saving applianceson the installation;
(l) the maximum helicopter weight and wheelcentres, and maximum size of thehelicopter for which the helicopter deckon the installation has been designed,including the extent of the obstacle-freeapproach zone for the helicopter;
(m) special arrangements or facilities for theinspection and maintenance of theinstallation, any equipment or plant, andany crude oil storage facilities on or in theinstallation;
(n) special precautions or instructions to befollowed when repairs or alterations to theinstallation are to be carried out;
(o) any special operational or emergencyrequirements covering essential featuresof the installation, including the shutdownsystems;
(p) a description of any equipment forelevating and lowering the installation andof any special types of joints, includingdetails of their purpose, proper operationand maintenance;
(q) for a fixed offshore platform, details ofthe air gap or freeboard;
(r) for a mobile offshore platform, the meansof ensuring that the air gap requirementsdetermined in accordance withsubsection 51(1) are met;
(s) the environmental loads the anchors cansustain to keep the installation moored inplace, including the estimated holdingpower of the anchors in relation to the soilat the drill site or production site;
(t) for a floating platform,(i) procedures for dealing with the
excursion of the platform because ofthe failure of any anchor line, asdetermined by analysis,
(ii) if there is a thruster-assisted mooringsystem, procedures to controloperations when thruster power islost, and
(iii) if there is a dynamic positioningsystem, a description of thecapability of that system in alloperational and survival conditionswithin stated tolerances, when anysingle source of thrust has failed andfull power is being supplied for allforeseeable operations andemergency services;
des tubes prolongateurs,(viii) l’emplacement des voies de secours,
des systèmes fixes d’extincteursd’incendie et des équipements desurvie,
(ix) les zones d’incendie et l’emplacementde l’équipement connexe tel lesdispositifs d’obturation coupe-feu,
(x) l’emplacement des zones dangereusesde l’installation,
(xi) dans le cas de la plate-forme mobileflottante au large des côtes, le systèmede lest et de cale ainsi que toutes lesouvertures et les méthodes defermeture qui pourraient influer sur lastabilité de la plate-forme;
k) les exigences d’exploitation et demaintenance des équipements de survie àbord de l’installation;
l) le poids maximum de l’hélicoptère etl’emplacement des roues ainsi que lesdimensions maximales de l’hélicoptèrepour lequel a été conçu l’hélipont de laplate-forme, y compris l’étendue de la zoned’approche dégagée pour l’hélicoptère;
m) les arrangements ou aménagementsspéciaux pour l’inspection et lamaintenance de l’installation, deséquipements ou matériels et desaménagements pour le stockage du pétrolebrut sur ou dans l’installation;
n) les instructions ou précautions spéciales àsuivre ou à prendre lorsque sont effectuéesdes réparations ou des modifications àl’installation;
o) toute mesure spéciale d’exploitation oud’urgence qui touche à des élémentsessentiels de l’installation tels les systèmesde mise hors service;
p) la description de tout équipement de levageet de descente de l’installation et de touttype d’accouplement spécial, y compris leurobjet, leur mode de fonctionnement et leurmaintenance;
q) dans le cas de la plate-forme fixe au largedes côtes, le détail du tirant d’air ou dufranc-bord;
r) dans le cas de la plate-forme mobile aularge des côtes, les moyens employés poursatisfaire aux exigences de tirant d’airdé te rminées conformément auparagraphe 51(1);
s) les charges environnementales que lesancres peuvent supporter quand elles
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(u) details of the number of persons to beaccommodated during normal operations;
(v) brief particulars of all equipment on theinstallation, including flow sheets andinstructions for the installation, operationand maintenance of the equipment;
(w) the procedure for preparing, and thedescription and format for, periodicreports concerning the integrity of theinstallation;
(x) a procedure for notifying the Chief of anysituation or event described in section 68.
maintiennent en place une installationamarrée, notamment la force de tractionestimative des ancres par rapport au sol àl’emplacement de production ou de forage;
t) dans le cas de la plate-forme flottante :(i) la marche à suivre en cas de
mouvement de la plate-forme dû aubris d’un câble d’ancrage, tel qu’il estdéterminé par analyse,
(ii) dans le cas du système d’amarrage àpropulseurs, la marche à suivre pourcontrôler les opérations en cas de pertede puissance des propulseurs,
(iii) dans le cas d’un système depositionnement dynamique, ladescription des capacités du systèmedans toutes les conditionsd’exploitation et de survie à l’intérieurdes limites établies lorsqu’il y a perted’une des sources de poussée et quel’ensemble des services prévisiblesd’urgence et d’exploitation sontalimentés à pleine puissance;
u) le nombre de personnes à loger durant lesopérations normales;
v) un bref énoncé des caractéristiques de tousles équipements de l’installation, y comprisles diagrammes et les instructionsconcernant leur mise en place, leurexploitation et leur maintenance;
w) la marche à suivre pour préparer lesrapports périodiques sur l’intégrité del’installation, ainsi que leur format et leurprésentation;
x) la marche à suivre pour aviser le délégué detoute situation ou condition visée àl’article 68.
(2) The part of the operations manual relating tothe subsea production system must comply with therequirements of sections 7.4 and 7.5 of AmericanPetroleum Institute RP 17A, Recommended Practice forDesign and Operation of Subsea Production Systems.
(2) La partie du manuel d’exploitation serapportant au système de production sous-marin doit êtreconforme aux exigences des articles 7.4 et 7.5 dudocument RP 17A de l’American Petroleum Instituteintitulé Recommended Practice for Design andOperation of Subsea Production Systems.
65. A mobile offshore platform must be certified inaccordance with the International Convention on LoadLines, 1966.
65. La plate-forme mobile au large des côtes doit êtrecertifiée selon la convention internationale intituléeConférence internationale de 1966 sur les lignes de charge.
66. An operator of an offshore installation shall at alltimes operate the installation in accordance withlimitations imposed by the certificate of fitness and bythese regulations and in accordance with the operationsmanual.
66. L’exploitant de l’installation au large des côtes doitexploiter celle-ci conformément aux restrictionsimposées par le certificat de conformité et le présentrèglement et conformément au manuel d’exploitation.
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67. An operator of an offshore installation shalldevelop and implement an inspection and monitoring,a maintenance and a weight control program.
67. L’exploitant de l’installation au large des côtes doitpréparer et mettre en oeuvre un programme d’inspectionet de surveillance, un programme de maintenance et unprogramme de contrôle des poids.
Repair, Replacement and Modification ofOffshore Installations
Réparations, remplacements et modifications desinstallations au large des côtes
68. (1) Subject to subsection (2), no holder of acertificate of fitness in respect of an offshoreinstallation shall make any repair, replacement ormodification to the installation, or bring on board anyequipment that could affect the strength, stability,integrity, operability or safety of the installation,without the approval of the Chief and the certifyingauthority.
68. (1) Sous réserve du paragraphe (2), il est interditau titulaire d’un certificat de conformité relatif à uneinstallation au large des côtes d’effectuer des réparations,des remplacements ou des modifications à l’égard del’installation ou d’amener à bord de l’équipementsusceptibles de modifier la résistance, la stabilité,l’intégrité, le fonctionnement ou la sécurité del’installation, sans l’approbation du délégué et del’autorité.
(2) In an emergency, the operator of an offshoreinstallation may repair or modify the installation whenthe manager of the installation considers that the delayrequired to comply with subsection (1) would endangerpersonnel or the environment.
(2) En cas d’urgence, l’exploitant de l’installationau large des côtes peut réparer ou modifier l’installationsi le directeur de celle-ci considère que le délai exigépour se conformer au paragraphe (1) mettrait en dangerle personnel ou l’environnement.
(3) If an operator makes a repair or modificationto an installation under subsection (2), the operatorshall immediately notify the Chief and the certifyingauthority.
(3) L’exploitant qui effectue des réparations oudes modifications à l’égard de l’installationconformément au paragraphe (2) doit sans délai eninformer le délégué et l’autorité.
(4) The operator of an offshore installation shallnotify the certifying authority and the Chiefimmediately if the operator notices any deterioration ofthe installation that could impair the safety of theinstallation or damage the environment.
(4) L’exploitant de l’installation au large des côtesdoit sans délai aviser l’autorité et le délégué s’il décèleune détérioration de l’installation susceptible de nuire àla sécurité de l’installation ou d’endommagerl’environnement.
Remedial Action Mesures correctives
69. If an inspection reveals conditions that threaten theintegrity of the foundation or platform of an offshoreinstallation, the operator shall take remedial action torestore the integrity of the installation to the satisfactionof the certifying authority.
69. Si une inspection permet de relever des conditionsprésentant un risque pour l’intégrité des fondations ou dela plate-forme de l’installation au large des côtes,l’exploitant doit prendre les mesures correctives vouluespour rétablir l’intégrité de l’installation d’une manièrejugée satisfaisante par l’autorité.
PART 5RECORDS AND REPORTING
PARTIE 5REGISTRES ET RAPPORTS
General Dispositions générales
70. The international system of units (SI) must be usedfor recording the data and preparing the reports requiredby these regulations.
70. Le système international des unités de mesure (SI)doit être utilisé pour l’enregistrement des données et lapréparation des rapports exigés en vertu du présentrèglement.
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Report of Loss, Emergency or Accident Rapport de perte, d’urgence ou d’accident
71. (1) An operator shall inform the Chief, by themost rapid and practical means, of any situation orevent involving any danger or accident to a person orproperty, including loss of life, a missing person,serious injury to a person, an imminent threat to safetyof personnel or the public, fire, explosion, loss of wellcontrol, hydrocarbon or toxic fluid spills, or significantdamage to a pipeline, equipment or an installation.
71. (1) L’exploitant informe le délégué, par lesmoyens les plus rapides et les plus pratiques, de toutévénement ou situation comportant un danger ou unaccident qui met en cause une personne ou un bien,notamment la perte de vies, la disparition de personnes,des personnes grièvement blessées, une menaceimminente pour la sécurité du personnel ou du public, unincendie, une explosion, la perte de maîtrise d’un puits,des déversements d’hydrocarbures ou de fluides toxiquesou des dommages majeurs à un pipeline, à unéquipement ou à une installation.
(2) An operator shall submit a full written reportto the Chief of any situation or event referred to insubsection (l) as soon as practicable.
(2) L’exploitant soumet au délégué aussitôt quepossible un rapport écrit complet de tout événement ousituation visés au paragraphe (1).
(3) An operator shall inform the Chief by the mostrapid and practical means, at least twenty-four hoursbefore any of the following events is scheduled to takeplace, of the time and place and the nature of the event:
(a) start of “tow out” of an installation;(b) any lift at a production site in excess of
500 tonnes;(c) the up-ending or setting on bottom of an
installation.
(3) Au moins 24 heures avant le début de l’une desopérations suivantes, l’exploitant informe le délégué, parles moyens les plus rapides et les plus pratiques, del’heure, du lieu et de la nature de l’opération :
a) le début du remorquage d’une installationvers son emplacement;
b) le levage de plus de 500 tonnes métriquesà un emplacement de production;
c) le redressement ou la mise en place d’uneinstallation.
PART 6OFFENCES
PARTIE 6INFRACTIONS
72. The contravention of any of the provisions ofParts 4 and 5 is an offence under the Act.
72. Toute contravention aux dispositions des parties 4ou 5 constitue une infraction à la Loi.
TRANSITIONAL DISPOSITIONS TRANSITOIRES
73. On the coming into force of these regulations, areference to a standard or specification is to be readas a reference to the most recent version of thestandard or specification.
73. Dès l’entrée en vigueur du présent règlement, lerenvoi à une norme ou à une spécification vautmention de la norme ou la spécification dans saversion la plus récente.
COMING INTO FORCE ENTRÉE EN VIGUEUR
74. These regulations come into force April 1, 2014. 74. Le présent règlement entre en vigueur le1er avril 2014.
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Yellowknife, N.W.T./2014©
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