Cadre de gestion des risques pour sulfure d’hydrogène (H2S)

Titre officiel : Cadre de gestion des risques pour sulfure d’hydrogène (H₂S)

Numéro de registre du Chemical Abstracts Service

(N^o CAS) : 7783-06-4

Environnement et Changement climatique Canada

Santé Canada

Février 2024

Résumé du cadre de gestion des risques proposé

Le présent document décrit les options envisagées en matière de gestion des risques associés au sulfure d’hydrogène. Cette substance a été évaluée dans le cadre de l’ébauche d'évaluation du sulfure d’hydrogène (H₂S), de l’hydrogénosulfure de sodium (Na(SH)) et du sulfure de sodium (Na₂S). Il est proposé que le sulfure d’hydrogène soit considéré comme nocif pour l’environnement et la santé humaine.

Plus particulièrement, le gouvernement du Canada envisage des options de gestion des risques qui contribueraient à réduire l’exposition de la population générale et du milieu naturel aux rejets accidentels dans l’air de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs pour ramener cette exposition à des niveaux garantissant la protection de la santé humaine et de l’environnement. Il est reconnu que les provinces et plusieurs territoires ont des exigences en vigueur en matière de gestion des puits de pétrole et de gaz. Par conséquent, les régimes et programmes de réglementation actuels seront examinés, notamment les initiatives fédérales qui peuvent contribuer à réduire les rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs, ce qui permettra de déterminer les options envisageables en matière de gestion des risques.

Pour sélectionner et définir adéquatement les options de gestion des risques, des renseignements sur les éléments suivants doivent être fournis (au plus tard le 2 avril 2024) à l’aide des coordonnées indiquées à la section 8 du présent document, afin de faciliter la prise de décisions en matière de gestion des risques :

• inventaires gouvernementaux répertoriant chaque puits de pétrole et de gaz situé au Canada et indiquant le stade actuel de leur cycle de vie (achevé, actif, inactif, suspendu, abandonné, orphelin ou site remis en état), l’âge du puits, les dates de son achèvement et de son abandon et s’ils ont été désignés comme étant « acides »;
• Inventaires gouvernementaux des récents rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz actifs et inactifs, durée d’exposition des personnes ou des populations de plantes et d’animaux terrestres, effets recensés, notamment la concentration de sulfure d’hydrogène rejetée par ces puits et toute activité de suivi qui en résulte;
• impacts ou avantages socio-économiques associés à :
  • des rejets accidentels d’hydrogène sulfuré provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs et à la gestion des risques liés à ces rejets;
  • la suspension des activités des puits de pétrole et de gaz orphelins et à l’abandon de ces derniers, de manière adéquate; l’abandon des puits de pétrole et de gaz inactifs de manière adéquate, notamment à l’élimination des coûts et des facteurs qui peuvent avoir un impact sur ces derniers;
• information technique concernant :
  • la gestion des rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz actifs et inactifs, notamment les programmes ou technologies de surveillance, les bonnes pratiques, etc.;
• les résultats récents d’une étude menée dans le sud de l’Ontario suggèrent que le méthane présent dans le sol pourrait s’être infiltré dans des réservoirs d’eau souterraine contenant des concentrations élevées de sulfate, entraînant la formation biogénique de sulfure d’hydrogène qui peut ensuite s’échapper des anciens puits de pétrole et de gaz abandonnés de la région; on ne sait pas si ces conditions existent aussi dans d’autres régions du Canada; des informations relatives à la production biogénique de sulfure d’hydrogène sont demandées, notamment toute étude analytique, toute étude de cas ou tout travail de recherche sur ce processus, ainsi que l’emplacement des réservoirs d’eau souterraine présentant des concentrations élevées de sulfate au Canada;
• un aperçu des mesures de gestion des risques visant les puits de pétrole et de gaz prise par les gouvernements provinciaux et territoriaux est fourni à la section 7.1.2; il est reconnu qu’il s’agit d’un environnement réglementaire complexe et en évolution rapide et que des corrections ou mises à jour sont donc demandées dans les cas où ces mesures sont caractérisées ou notées de manière incorrecte.

Les options de gestion des risques peuvent évoluer en fonction de la prise en compte des évaluations et des options de gestion des risques publiées pour d’autres substances du Plan de gestion des produits chimiques et dans le cadre d’autres initiatives et programmes fédéraux, selon les besoins, pour que les décisions prises en matière de gestion des risques soient efficaces, coordonnées et cohérentes.

Remarque : Le résumé ci-dessus est une liste abrégée des considérations à prendre en compte pour gérer cette substance et pour rechercher des informations sur les lacunes et les incertitudes relevées. Consultez la section 3 du présent document pour obtenir des informations plus complètes à ce sujet.

1. Contexte

La Loi canadienne sur la protection de l’environnement (LCPE ou la « Loi ») (Canada, 1999) donne aux ministres de l’Environnement et de la Santé (« ministres ») le pouvoir de réaliser des évaluations pour déterminer si des substances sont toxiques pour l’environnement ou nocives pour la santé humaine au sens de l’article 68 de la LCPE^{Note de bas de page 1, Note de bas de page 2} et, si tel est le cas, de gérer les risques associés à ces substances.

Conformément à la Loi, les ministres ont réalisé une ébauche d'évaluation dans le cadre du Plan de gestion des produits chimiques du gouvernement du Canada concernant le sulfure d’hydrogène (H₂S), dont le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (n^o CAS)^{Note de bas de page 3} est 7783-06-4, et deux substances susceptibles de produire du sulfure d’hydrogène dans le milieu aquatique, soit l’hydrogénosulfure de sodium (Na(SH), appelé bisulfure de sodium dans le présent document [n^o CAS : 16721-80-5]), et le sulfure de sodium (Na₂S; n^o CAS : 1313-82-2).

2. Enjeu

En 2017, Santé Canada et Environnement et Changement climatique Canada ont réalisé et publié une version provisoire de l’évaluation scientifique du sulfure d’hydrogène, du bisulfure de sodium et du sulfure de sodium présents au Canada (ECCC, SC, 2017). De nouveaux renseignements reçus après la publication de cette évaluation ont mené à des modifications des conclusions proposées concernant le sulfure d’hydrogène. Par conséquent, Santé Canada et Environnement et Changement climatique Canada ont mis à jour la version provisoire de l’évaluation scientifique et un avis résumant les considérations scientifiques prises en compte a été publié le 3 février 2024 dans la Partie I de la Gazette du Canada. Pour en savoir plus, consultez l'ébauche d'évaluation mise à jour du sulfure d’hydrogène, du bisulfure de sodium et du sulfure de sodium.

2.1 Conclusion de l'ébauche d'évaluation mise à jour

Selon les renseignements disponibles, il est proposé de conclure, dans l'ébauche d’évaluation mise à jour, que le sulfure d’hydrogène est toxique selon les articles 64a) et 64c) de la LCPE, car il peut pénétrer dans l’environnement en une quantité ou concentration ou dans des conditions de nature à avoir, immédiatement ou à long terme, un effet nocif sur l’environnement ou sur la diversité biologique ou à constituer un danger au Canada pour la vie ou la santé humaines (ECCC, SC, 2023).

L'ébauche d'évaluation mise à jour propose de conclure que les deux autres substances, soit le bisulfure de sodium et le sulfure de sodium, ne répondent à aucun des critères énoncés à l’article 64 de la LCPE. L'ébauche d'évaluation mise à jour propose également de conclure que le sulfure d’hydrogène satisfait aux critères de persistance, mais pas aux critères de bioaccumulation, définis dans le Règlement sur la persistance et la bioaccumulation, établi en vertu de la LCPE (Canada, 2000).

Les risques de nocivité pour l’environnement et la santé humaine ont été déterminés à partir de l’étude des rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de certains puits de pétrole et de gaz inactifs. Par conséquent, le présent document se concentrera sur cette source d’exposition spécifique préoccupante (voir la section 5) décrite dans l'ébauche d'évaluation mise à jour.

Il est à noter que les options de gestion des risques proposées et la conclusion proposée dans l'ébauche d’évaluation mise à jour sont préliminaires et pourraient être modifiées.   

2.2 Recommandation proposée en vertu de la LCPE

D’après les conclusions de l’ébauche d’évaluation mise à jour menée en vertu de la LCPE, les ministres proposent de recommander que le sulfure d’hydrogène soit inscrit  à la Partie 2de l’annexe 1 de la LCPE^{Footnote 4} . L’inscription d’une substance à l’annexe 1 de la LCPE permet au gouvernement de proposer certaines mesures de gestion des risques en vertu de la LCPE, pour atténuer les risques pour l’environnement et la santé humaine associés à la substance.

Jusqu’à ce qu’un règlement précisant les critères de classification des substances qui présentent le risque le plus élevé ou qui sont carcinogènes, mutagènes ou toxiques pour la reproduction soit en vigueur, il est proposé de recommander d’inscrire le sulfure d’hydrogène à la partie 2 de l’annexe 1. Une fois les critères susmentionnés établis, la substance peut être déplacée à la partie 1 de l’annexe 1, le cas échéant.

La LCPE définit une approche à deux voies pour gérer les risques.

En vertu du paragraphe 77(3), les ministres doivent proposer de recommander l’inscription d’une substance qui présente le risque le plus élevé, au sens des alinéas a), b) ou c), à la partie 1^{Footnote 5}  de l’annexe 1 de la Loi et, dans le cadre de l’élaboration d’une proposition de règlement ou d’instrument concernant les mesures de prévention ou de contrôle, d’accorder la priorité à l’interdiction totale, partielle ou conditionnelle des activités relatives à la substance ou le rejet de la substance dans l’environnement.

Pour les autres substances dont l’inscription à la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi est recommandée, les ministres accorderont la priorité à la prévention de la pollution, ce qui pourrait entraîner des mesures réglementaires ou non réglementaires [notamment l’interdiction, le cas échéant].

Les ministres tiendront compte des commentaires formulés par les parties prenantes ou intéressées au cours de la consultation publique de 60 jours portant sur l’ébauche d’évaluation mise à jour et sur le présent document relatif au Cadre de gestion des risques.

Si les ministres confirment qu’ils recommandent d’ajouter le sulfure d’hydrogène à la partie de 2 de l’annexe 1, des instruments de gestion des risques devront être proposés dans les 24 mois suivant la date de la recommandation des ministres relative à l’inscription du sulfure d’hydrogène à l’annexe 1 de la LCPE, et terminé dans les 18 mois suivant la date à laquelle les instruments de gestion des risques sont proposés, conformément aux articles 91 et 92 de la LCPE (voir l’article 8 pour le calendrier de publication applicable à ce groupe de substances).

3. Cadre de gestion des risques proposé

3.1 Objectifs proposés en matière d’environnement et de santé humaine

Les objectifs proposés en matière d’environnement et de santé humaine décrivent quantitativement ou qualitativement ce qui doit être réalisé pour que soient prises en compte les préoccupations liées à l’environnement et à la santé humaine.

Pour le sulfure d’hydrogène, les objectifs proposés permettent de prévenir les risques décrits dans la section 5 du présent document. Les objectifs proposés en matière d’environnement et de santé humaine pour le sulfure d’hydrogène sont les suivants :

• réduire les rejets accidentels dans l’air de sulfure d’hydrogène pour les ramener à des niveaux qui garantissent la protection de l’environnement; il est possible d’utiliser comme cibles les concentrations estimées sans effet (CESE) dans l’air ambiant pour les plantes et les mammifères terrestres pour atteindre cet objectif;
• réduire l’exposition de la population générale au sulfure d’hydrogène pour la ramener à un niveau qui garantisse la protection de la santé humaine.

3.2 Objectif de gestion des risques proposé et options envisagées

Les objectifs proposés en matière de gestion des risques permettent de définir des cibles quantitatives ou qualitatives qui doivent être atteintes grâce à la mise en œuvre de réglementations en matière de gestion des risques ou d’autres instruments visant une ou plusieurs substances données. Dans le cas présent, l’objectif de gestion des risques proposé est de réduire les rejets accidentels dans l’air de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs pour les ramener à des niveaux permettant de protéger la santé humaine et l’environnement, tout en tenant compte de la faisabilité technique et économique et des facteurs socio-économiques.

Cet objectif sera ajusté en fonction des contributions des parties prenantes ou intéressées et des informations reçues concernant le Cadre de gestion des risques proposé, les résultats de l’ébauche d'évaluation et les considérations socio-économiques et techniques (voir la section 6). Les objectifs révisés en matière d’environnement et de santé humaine ainsi que l’objectif de gestion des risques seront présentés dans le document relatif à l’approche de la gestion des risques qui sera publié en même temps que l’ébauche d'évaluation de cette substance.

Pour atteindre l’objectif proposé en matière de gestion des risques et travailler à la réalisation des objectifs proposés en ce qui concerne l’environnement et la santé humaine, il est envisagé d’élaborer des outils réglementaires ou non réglementaires. Comme l’indique la section 7, toutes les provinces et certains territoires appliquent une série d’exigences et de programmes relatifs à la gestion des puits de pétrole et de gaz. Il peut notamment s’agir d’exigences en matière de prévention et de gestion des rejets de méthane et de sulfure d’hydrogène provenant de puits actifs pendant le forage et la production (par exemple, l’obligation d’utiliser des équipements de détection des fuites), de méthodes appropriées d’abandon des puits de pétrole et de gaz et de programmes visant les puits orphelins. Par conséquent, les régimes et programmes de réglementation actuels et proposés seront examinés, notamment les initiatives qui peuvent contribuer à réduire les rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs. Les lacunes recensées permettront de définir des options possibles en matière de gestion des risques. Grâce à cette approche, le gouvernement du Canada a l’intention d’explorer les options pouvant permettre de combler les lacunes recensées et d’intégrer les bonnes pratiques issues des initiatives fédérales, provinciales et territoriales existantes.

Pour que la population en général soit protégée, la priorité pourrait être donnée aux options qui mettent en particulier l’accent sur les puits de pétrole et de gaz inactifs situés dans des régions à forte densité de population ou à des endroits où des incidents se sont déjà produits ou sont en cours. Pour que la protection de l’environnement soit assurée, la priorité peut être accordée aux options qui mettent l’accent sur les puits de pétrole et de gaz inactifs situés à proximité de terres naturelles ou écologiquement sensibles.

Après la publication du présent document relatif au Cadre de gestion des risques, des renseignements supplémentaires obtenus durant la consultation publique et provenant d’autres sources ainsi que ceux contenus dans le présent document seront pris en compte dans le cadre du processus de sélection et d’élaboration des instruments^{Footnote 6} . Les options de gestion des risques peuvent évoluer en fonction de la prise en compte des évaluations et des options de gestion des risques publiées pour d’autres substances du PGPC — ou d’autres initiatives du gouvernement du Canada — pour que les décisions prises en matière de gestion des risques soient efficaces, coordonnées et cohérentes.   

3.3 Lacunes dans les renseignements sur la gestion des risques

La collecte de renseignements provenant de sources accessibles au public a permis de recenser le nombre de puits de pétrole et de gaz situés au Canada (voir le tableau 1) et, dans la mesure du possible, de connaître la répartition géographique et l’étape actuelle du cycle de vie de ces puits. Il subsiste toutefois des lacunes dans les données acquises. Afin de prendre des décisions éclairées concernant le cadre proposé pour la gestion des risques et de prendre des mesures au niveau fédéral en ce qui concerne la source d’exposition préoccupante concernée — soit les rejets accidentels provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs — il est nécessaire d’élaborer une carte complète indiquant l’emplacement et le niveau d’activité des puits aux échelles fédérale, provinciale et territoriale. Il faut donc obtenir plus d’informations sur les points suivants :

• inventaires gouvernementaux des rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz actifs ou inactifs :
  • dates et lieux de ces rejets accidentels;
  • concentrations de sulfure d’hydrogène mesurées lors de ces événements;
  • durée de l’exposition réelle ou potentielle de personnes ou de populations de plantes et d’animaux terrestres au sulfure d’hydrogène;
  • effets recensés sur les personnes réellement ou potentiellement exposées ou sur la faune et la flore terrestres;
  • toutes les mesures de suivi prises à la suite des incidents;

ces informations peuvent aider les ministères à déterminer les endroits où le risque de rejets accidentels à proximité de zones peuplées ou sensibles et de zones naturelles est le plus élevé et à définir des priorités, pour que des options de gestion des risques soient proposées;

les autorités sont encouragées à fournir ces renseignements afin de permettre un recensement plus complet des rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant des puits de pétrole et de gaz inactifs situés au Canada;

• impacts ou avantages socio-économiques associés à :
  • des rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs;
  • la suspension des activités des puits de pétrole et de gaz orphelins et à l’abandon de ces derniers, de manière adéquate;
  • l’abandon des puits de pétrole et de gaz inactifs de manière adéquate, notamment à l’élimination des coûts et des facteurs qui peuvent avoir un impact sur ces derniers;
• les facteurs techniques liés aux éléments suivants :
  • la gestion des rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs, notamment aux programmes ou technologies de surveillance, aux meilleures pratiques, etc.;

les informations sur les impacts techniques et les facteurs socio-économiques (taille de l’industrie, contribution au marché canadien, etc.) seront prises en compte et aideront à sélectionner et concevoir un ou plusieurs instruments de gestion des risques pour que l’objectif de gestion des risques soit atteint;

• le sulfure d’hydrogène peut également s’échapper de puits de pétrole et de gaz sans toutefois provenir du gisement de pétrole; les résultats récents d’une étude menée dans le sud de l’Ontario semblent indiquer que le méthane présent dans le sol pourrait s’être infiltré dans des réservoirs d’eau souterraine présentant des concentrations élevées de sulfate, ce qui entraînerait la formation biogénique de sulfure d’hydrogène, qui pourrait ensuite s’échapper des anciens puits de pétrole et de gaz abandonnés de la région, puits qui se seraient dégradés avec le temps (Jackson et coll., 2020); cette formation biogénique de sulfure d’hydrogène pourrait être la source du sulfure d’hydrogène présent en Ontario et certains rejets accidentels observés dans cette province ont été décrits dans la l'ébauche d’évaluation mise à jour; on ne sait pas si ces conditions existent aussi dans d’autres régions du Canada; des informations relatives à la production biogénique de sulfure d’hydrogène sont demandées, notamment toute étude analytique, toute étude de cas ou tout travail de recherche sur ce processus, ainsi que l’emplacement des réservoirs d’eau souterraine présentant des concentrations élevées de sulfate au Canada;
• un aperçu des mesures de gestion des risques visant les puits de pétrole et de gaz prise par les gouvernements provinciaux et territoriaux est fourni à la section 7.1.2; il est reconnu qu’il s’agit d’un environnement réglementaire complexe et en évolution rapide et que des corrections ou mises à jour sont donc demandées dans les cas où ces mesures sont caractérisées ou notées de manière incorrecte.

3.4 Mesure du rendement et évaluation

La mesure du rendement consiste à évaluer les mesures prises pour gérer les risques liés aux substances toxiques pour déterminer si ces mesures restent efficaces et pertinentes^{Footnote 7} . ECCC et SC ont élaboré une Stratégie d’évaluation de la mesure du rendement qui définit l’approche à adopter pour évaluer l’efficacité des mesures prises à l’égard des substances jugées toxiques au sens de la LCPE. Le but est de déterminer si les objectifs en matière de santé humaine ou d’environnement ont été atteints et s’il est nécessaire de revoir l’approche de la gestion des risques associés aux substances considérées. La sélection d'une substance pour l'évaluation de la mesure du rendement est effectuée sur la base de l'état de préparation, de l’établissement des priorités, et du calendrier associé aux substances priorisées, comme indiqué dans la stratégie d'évaluation de la mesure du rendement. L’évaluation des progrès réalisés et la révision du Cadre de gestion des risques, le cas échéant, permettront de gérer efficacement les risques au fil du temps.

Pour y parvenir, le gouvernement du Canada pourrait prévoir d’évaluer l’efficacité des mesures de gestion des risques liés au sulfure d’hydrogène.

Pour ce faire, le gouvernement du Canada pourrait recueillir et analyser des données, telles que les données sur le nombre de puits de pétrole et de gaz inactifs, leur emplacement, le stade de leur cycle de vie et tout rejet accidentel de sulfure d’hydrogène provenant de ces puits, afin d’établir une base de données de référence en matière d’exposition des humains et de l’environnement; cette base pourra être réexaminée au fil du temps pour que les progrès accomplis dans l’atteinte des objectifs en matière d’environnement et de santé humaine puissent être mesurés.

Lorsque l’évaluation de la mesure du rendement est entreprise, les résultats servent à déterminer si d’autres mesures de gestion des risques sont justifiées et seront mis à la disposition de la population canadienne, accompagnés de recommandations sur les mesures supplémentaires à prendre, le cas échéant.

4. Contexte

4.1 Sulfure d’hydrogène

4.1.1 Renseignements généraux

Le sulfure d’hydrogène est un gaz inorganique d’origine naturelle produit par la dégradation anaérobie de la matière organique; il est donc abondant dans les sédiments anaérobies, l’eau et les déchets biologiques. Le sulfure d’hydrogène est naturellement présent dans le pétrole brut, le gaz naturel, les gaz volcaniques et les sources chaudes et toutes ces sources naturelles en libèrent principalement dans l’air et dans l’eau. Il a la capacité de se volatiliser en passant de l’eau à l’air, mais aussi de s’écouler dans l’air par gravité jusqu’au niveau du sol dans des conditions atmosphériques calmes ou lorsque sa concentration est élevée.

Le sulfure d’hydrogène est connu pour avoir une odeur d’œuf pourri et, lorsqu’il est présent dans les gisements de pétrole et de gaz, il est appelé « gaz acide ». Les puits de pétrole et de gaz qui émettent du sulfure d’hydrogène sont également appelés « puits acides », tandis que ceux qui n’en émettent pas sont appelés « puits non acides ».

4.1.2 Utilisations et rejets actuels

Le sulfure d’hydrogène est utilisé dans la fabrication du soufre élémentaire et de l’acide sulfurique ou comme intermédiaire chimique dans la production de teintures, de composants chimiques du caoutchouc, de pesticides, de polymères, d’additifs pour la fabrication des plastiques, de cuir et de produits pharmaceutiques. Aucun produit de consommation en lien avec le sulfure d’hydrogène n’a été signalé en 2001 dans une enquête menée en vertu de l’article 71 (Environnement Canada, 2004).

Les activités anthropiques peuvent également générer des émissions de sulfure d’hydrogène. Au Canada, les activités industrielles entraînent des rejets de sulfure d’hydrogène dans l’air et dans l’eau dans divers secteurs industriels, dont le secteur pétrolier et gazier, l’industrie papetière (usines de pâte à papier kraft), les exploitations d’élevage, les industries des produits minéraux non métalliques, la métallurgie primaire, d’autres industries manufacturières et le secteur des déchets et des eaux usées (ECCC, SC, 2020).

Les données déclarées pour 2017 à l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) indiquent que les industries contribuant le plus aux émissions atmosphériques de sulfure d’hydrogène au Canada ont été les secteurs du pétrole et du gaz, l’industrie papetière et la métallurgie.

4.2 Secteur pétrolier et gazier

4.2.1 Renseignements généraux

Le secteur de l’extraction du pétrole et du gaz (activités en amont comme l’exploration et la production) est le deuxième secteur contribuant le plus, sous forme de sources ponctuelles, aux émissions de sulfure d’hydrogène dans l’air ambiant au Canada (INRP, 2019). Les installations dont les seules activités sont l’exploration du pétrole ou du gaz, ou le forage de puits de pétrole ou de gaz, n’ont pas l’obligation de déclarer leurs émissions de sulfure d’hydrogène à l’INRP. Par ailleurs, les puits de pétrole et de gaz actifs ne dépassent généralement pas les seuils de déclaration, sauf s’ils comportent des équipements pour la combustion, la transformation ou le stockage. Les puits inactifs n’auraient pas non plus l’obligation de déclarer leurs rejets de sulfure d’hydrogène à l’INRP. Pour 2017, les installations du secteur qui ont satisfait aux exigences de l’INRP ont déclaré 313,2 tonnes de rejets de sulfure d’hydrogène dans l’air provenant d’activités de fabrication et de transformation.

Le pétrole et le gaz naturel sont extraits de gisements situés sous la surface terrestre. Le pétrole et le gaz extraits se sont formés il y a des millions d’années à partir de matières animales et végétales enfouies dans des roches sédimentaires. Le sulfure d’hydrogène éventuellement présent dans le gisement se serait formé lors de la décomposition de la matière organique en l’absence d’oxygène (ACPP [modifié, 2019a, 2019b]). Le principal composant du gaz naturel provenant du gisement connecté à un puits est le méthane, mais du sulfure d’hydrogène peut également y être présent.

Dans le cadre des activités de production et de transformation du pétrole et du gaz, il est nécessaire d’éliminer le sulfure d’hydrogène pour répondre aux spécifications du produit final. L’hydrogène sulfuré retiré est soit brûlé dans des torchères, soit renvoyé sous terre, soit transformé en soufre élémentaire et vendu comme un produit à part entière.

Les rejets provenant des activités d’exploration et de production sont principalement gérés au niveau provincial, à quelques exceptions près, comme c’est le cas lorsqu’elles ont lieu sur des terres fédérales. La section 7 fournit de plus amples détails sur ces mesures de gestion.

4.2.2 Puits

4.2.2.1 Étapes du cycle de vie

Au cours de leur durée de vie, les puits utilisés pour extraire le pétrole et le gaz peuvent être décrits en fonction de leurs stades de développement et d’exploitation. Différents termes sont utilisés selon les pays et leurs régions administratives. Le gouvernement du Canada, les provinces, les territoires et les parties prenantes utilisent également des termes et définitions variables. Par conséquent, dans le présent document, ces étapes sont définies et décrites comme suit :

• achevé : puits prêt à être mis en production après les opérations de forage et de tubage, mais qui n’est pas encore exploité;
• actif : puits en production (de pétrole et de gaz);
• inactif : puits qui n’a pas été en production pendant plusieurs semaines, mois ou années de suite (la période d’inactivité de référence varie selon les régions administratives, les réglementations et les directives); par exemple, beaucoup de provinces et de territoires considèrent qu’un puits est inactif lorsqu’il n’a pas produit de pétrole ou de gaz naturel depuis 12 mois au maximum; dans certaines provinces ou certains territoires, la période de référence est de six mois pour les puits acides.
• suspendu : puits temporairement hors service qui a été sécurisé conformément aux réglementations ou directives applicables; un puits suspendu peut être remis en service ou bien abandonné par le propriétaire ou l’exploitant du puits.
• abandonné : puits mis hors service (démantelé et obturé) par son propriétaire, conformément à la réglementation ou aux directives applicables; lorsqu’un puits est abandonné, son exploitation cesse définitivement.
• site remis en état : puits abandonné dont le terrain environnant a été remis dans son état d’origine (enlèvement de l’équipement, restauration de la surface du sol, etc.);
• orphelin : puits qui n’a pas de propriétaire — soit une partie légalement ou financièrement responsable; un puits peut devenir orphelin à n’importe quel stade de son cycle de vie.

Remarque : dans le présent document, les puits inactifs englobent les puits suspendus, abandonnés et récupérés, y compris ceux qui sont également à l’état de puits orphelins.

4.2.2.2 Inventaire des puits de pétrole et de gaz

Selon le Guide statistique de l’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP), plus de 400 000 puits de pétrole et de gaz ont été construits au Canada entre 1955 et 2020 (ACPP [modifié, 2020a]). Parmi ces puits dont la construction a été achevée, environ 99 % se trouvaient dans l’Ouest canadien, et le 1 % restant dans le reste du pays, mais principalement en Ontario. Ces statistiques concernent l’ensemble des puits de pétrole et de gaz; on ne sait pas combien de puits de pétrole et de gaz inactifs sont des puits acides ou sont susceptibles de libérer accidentellement du sulfure d’hydrogène. L’exploitation pétrolière et gazière au Canada a commencé dans les années 1850 et il se peut que des puits inactifs ne soient pas pris en compte dans les inventaires existants.

Il est estimé que plus de la moitié des puits de pétrole et de gaz au Canada ne sont pas en exploitation active (CAPP [modifié en 2020]). En général, si un puits n’a pas produit de pétrole ou de gaz pendant six à douze mois, il peut être considéré comme inactif. Il existe une certaine variabilité dans le nombre de puits de pétrole et de gaz actifs et inactifs au Canada, car les puits inactifs peuvent être remis en service (donc être considérés comme actifs), et vice versa. La réactivation ou l’inactivation des puits peut dépendre d’un certain nombre de facteurs différents, parmi lesquels les coûts et les gisements restants et disponibles.

Dans l’Ouest canadien, le secteur pétrolier et gazier occupe une place très importante, car il comporte un nombre record de puits achevés au pays (voir le tableau 1). Toutefois, en raison des ralentissements économiques, il est arrivé que des sociétés pétrolières et gazières fassent faillite, ce qui a entraîné une augmentation du nombre de puits orphelins pour lesquels la responsabilité de l’abandon est transférée à la province ou aux propriétaires fonciers. Il est estimé que l’Alberta compte environ 3 000 puits orphelins et que ce nombre devrait augmenter (OWA, 2020).

Le secteur pétrolier et gazier occupait autrefois une place importante en Ontario et le nombre de puits de pétrole et de gaz inactifs situés dans la province est estimé à 900. Ces puits n’ont pas de propriétaire légalement responsable et peuvent ne pas avoir été abandonnés de manière appropriée (ils entrent donc dans la catégorie des puits orphelins). De plus, même si les puits ont été adéquatement abandonnés, les techniques utilisées pour leur obturation peuvent ne plus être efficaces en raison du vieillissement des infrastructures, ce qui accroît les risques de rejet accidentel de sulfure d’hydrogène par ces puits (Wisen et coll., 2020).

Les chiffres peuvent varier en fonction des sources; il s’agit donc de valeurs approximatives; Les cellules ne contiennent aucun chiffre lorsqu’aucune donnée n’est disponible.
* Au Québec, les puits inactifs ne sont pas classés dans la catégorie des puits abandonnés, suspendus ou orphelins; par conséquent, le chiffre de 775 puits de gaz et de pétrole englobe toutes les catégories de puits inactifs mentionnées dans le tableau.
^a British Columbia Oil and Gas Commission. 2020b. Data Centre [consulté en avril 2022]
^b British Columbia Oil and Gas Commission. 2021a. Dormant Sites [consulté en avril 2022] (disponible en anglais seulement)
^c Alberta. 2022. Oil and gas liabilities management [HTML]. [Consulté en avril 2022] (disponible en anglais seulement)
^d Saskatchewan. Mars 2022. Mining and Petroleum GeoAtlas. [Consulté en avril 2022] (disponible en anglais seulement)
^e Saskatchewan. Février 2022c. Inventaire des puits orphelins. [Consulté en avril 2022]
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^g Oil, Gas & Salt Resources Library. Juin 2019. Petroleum Well Data – Ontario, Petroleum Data Download. [consulté en avril 2022] (disponible en anglais seulement)
^h Ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles. 2021. Rapport sur l’état des puits d’hydrocarbures inactifs au Québec. [Consulté en avril 2022]
ⁱ Newfoundland Labrador Canada. Natural Resources, Final Well Reports [consulté en avril 2022]
^j Newfoundland Labrador Canada. Janvier 2019. Natural Resources, On shore Status Report. [Consulté en avril 2022] (disponible en anglais seulement)
^k Remarque : La Base de données des trous de forage du Nouveau-Brunswick indique qu’il existe environ 780 trous de forage dans la province, mais que seulement 300 d’entre eux sont des puits de pétrole ou de pétrole et de gaz [consulté en avril 2022]
^l Province de la Nouvelle-Écosse. Juin 2012. Onshore Petroleum Well Database. [consulté en avril 2022] (disponible en anglais seulement)
^m Il existe actuellement 20 puits d’exploration à l’Île-du-Prince-Édouard. [Consulté en avril 2022] (disponible en anglais seulement)
ⁿ Territoires du Nord-Ouest Mai 2019. Bureau de l’organisme de réglementation des opérations pétrolières et gazières, données sur les puits du BOROPG. [Consulté en avril 2022]
^o Yukon. Décembre 2014. Yukon Well Listing. [consulté en avril 2022] (disponible en anglais seulement)
^p Non disponible

5. Sources d’exposition et risques constatés

5.1 Effets des expositions

L’inhalation est censée être la principale voie d’exposition de la population générale et des animaux au sulfure d’hydrogène et l’évaluation des effets sur la santé humaine s’est concentrée sur les données relatives aux effets causés par cette voie d’exposition. Les renseignements disponibles ne montrent pas que le sulfure d’hydrogène est génotoxique ou cancérogène.

Chez les animaux sauvages, le sulfure d’hydrogène inhibe les enzymes cellulaires, comme la cytochrome c oxydase, comme ce devrait être également le cas chez toutes les espèces vertébrées dont le métabolisme est aérobie, comme les oiseaux, les mammifères, certains reptiles et les amphibiens. Une forte exposition des animaux au sulfure d’hydrogène affecte leur sens olfactif, irrite leurs yeux et leurs muqueuses et diminue leur consommation d’aliments. En ce qui concerne les plantes terrestres, leur exposition à de fortes concentrations de sulfure d’hydrogène présentes dans l’air entraîne une diminution des taux de photosynthèse et de la croissance des racines, et donc une baisse des rendements agricoles (ECCC, SC, 2023).

5.2 Rejets préoccupants

Les marges entre les limites supérieures de concentration de sulfure d’hydrogène dans l’air ambiant et les niveaux associés à des effets graves sur la santé (effets sur les yeux, l’appareil respiratoire et le système nerveux) sont considérées comme adéquates, car elles permettent de prendre en compte les incertitudes concernant les effets sur la santé et les bases de données sur l’exposition.

Cependant, en plus des concentrations dans l’air ambiant relevées dans la littérature, des rejets accidentels dans l’air de fortes concentrations de sulfure d’hydrogène ont été signalés au Canada. Compte tenu des commentaires fournis par les autorités provinciales et municipales de l’Ontario, des incidents ont été signalés concernant des rejets de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs, ce qui pourrait entraîner une forte exposition de la population générale et des mammifères terrestres à des niveaux approchant ou dépassant ceux associés à des effets nocifs sur l’appareil respiratoire (ECCC, SC, 2023). Dans certains cas, des rejets de sulfure d’hydrogène peuvent provenir de ces types de puits en raison de la corrosion des matériaux utilisés pour la construction du puits, d’un abandon inapproprié de ces derniers ou de dommages causés par des excavations pratiquées à d’autres fins. Bien que les limites associées à la nature des données sur les expositions accidentelles soient prises en compte et vu le niveau élevé des concentrations accidentelles signalées, le niveau auquel des effets aigus sur la santé peuvent se produire et le nombre d’incidents signalés combiné au nombre de puits de pétrole et de gaz inactifs au Canada, il est jugé approprié d’appliquer une approche prudente pour caractériser les risques.

Par conséquent, il existe un risque pour la santé humaine lié à l’exposition accidentelle par inhalation au sulfure d’hydrogène rejeté par les puits de pétrole et de gaz inactifs.

Les données des rapports d’incident mentionnés ci-dessus ont montré que les concentrations de sulfure d’hydrogène étaient également supérieures aux niveaux auxquels des effets nocifs sur l’environnement peuvent se produire. Bien que les expositions recensées aient été sporadiques et élevées, les niveaux indiqués pour les puits inactifs situés en Ontario et mentionnés plus haut seraient suffisamment élevés pour entraîner des effets nocifs sur les végétaux et la faune. Les effets nocifs peuvent consister en une diminution de la croissance des végétaux et animaux ou leur mort, une irritation des yeux et du nez et une diminution du poids des glandes surrénales et des ovaires (ECCC, SC, 2023).

Les puits de l’Ontario pour lesquels des préoccupations ont été soulevées sont principalement de vieux puits de pétrole et de gaz inactifs. Certains des puits problématiques peuvent avoir été abandonnés il y a plus de 50 ans, c’est-à-dire avant la mise en place des normes actuelles de construction et d’abandon des puits. Pour bon nombre de ces puits, on soupçonne que le tubage métallique des puits est corrodé, ce qui permet au méthane (gaz naturel) de pénétrer dans la nappe aquifère.

L'ébauche d'évaluation mise à jour tient compte du fait que les données disponibles concernant les rejets accidentels peuvent ne pas permettre de caractériser correctement la fréquence et le niveau potentiels de ces expositions au Canada. Malgré les limites associées aux données, le nombre total de signalements d’exposition accidentelle, combiné au nombre de puits de pétrole et de gaz inactifs au Canada, montre que ces rejets accidentels peuvent devenir préoccupants.

6. Facteurs à considérer pour la gestion des risques

6.1 Mise hors service des puits de pétrole et de gaz

Comme cela est indiqué à la section 4, il existe plus de 400 000 puits de pétrole et de gaz au Canada. Il est estimé que plus de la moitié d’entre eux ne sont plus actifs. En général, un puits devient inactif lorsque sa production diminue ou que les prix des matières premières baissent au point qu’il n’est plus économiquement rentable de poursuivre son exploitation. Les autorités provinciales imposent les mesures à prendre pour abandonner un puits, lesquelles peuvent consister à obturer le forage sous la surface et à bloquer tout accès au puits de manière à ce qu’il ne puisse être remis en service sans l’autorisation de la société titulaire du permis d’exploitation.

Les exigences en matière d’abandon de puits varient d’une province à l’autre, mais comprennent généralement l’obligation d’aviser l’autorité de réglementation et, parfois, l’obligation de planifier les opérations, de procéder à des essais ainsi que de boucher le puits avec du ciment. Il n’existe pas d’approche adaptée à tous les scénarios au Canada, car les exigences en matière d’abandon prennent en compte le type de puits et son emplacement. Par exemple, les exigences spécifiques en matière de gestion des puits en vigueur en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan sont basées sur les niveaux de risque, lesquels dépendent des taux d’émission de sulfure d’hydrogène et de la proximité des populations locales.

L’Alberta Energy Regulator (AER) impose des exigences minimales en matière d’abandon de puits aux exploitants de puits de pétrole et de gaz, lesquelles sont énoncées dans la Directive 020 : Well Abandonment (AER, 2018). La Colombie-Britannique exige que les titulaires de permis suivent la Directive 020 de l’Alberta concernant l’abandon des puits, tandis que la Saskatchewan établit des exigences en matière d’abandon des puits inactifs dans sa Directive PNG 015 (Saskatchewan, 2019).

Dans la Directive 020, citée en Colombie-Britannique et en Alberta, il existe des exigences spécifiques relatives à l’obturation des puits acides dangereux (lesquelles sont énoncées dans la Directive 056 de l’AER [AER, 2019]). La Directive PNG 015 de la Saskatchewan comprend des exigences spécifiques concernant l’obturation des puits acides dangereux (Saskatchewan, 2019). Les deux directives contiennent les mêmes critères permettant de déterminer si un puits est « acide dangereux » en vue de son abandon.

En général, les puits « acides dangereux » sont obturés par un bouchon de ciment allongé recouvrant le dispositif d’obturation et du ciment est également ajouté sous ce dispositif pour empêcher les perforations. En revanche, dans le cas d’un puits standard, la partie cimentée recouvrant le dispositif d’obturation est plus petite et les perforations ne sont pas cimentées.

Il existe des méthodes standard pour obturer et mettre hors service les puits de pétrole et de gaz; toutefois, en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan, les exigences sont d’autant plus strictes que le risque de rejet de sulfure d’hydrogène est élevé. En général, les fuites survenant dans les puits abandonnés peuvent être dues à leur abandon de manière inappropriée, à la corrosion due à l’âge ou à des dommages causés par les travaux d’excavation ou les intempéries. Les nouvelles techniques de scellage des puits sont plus durables et les scellages plus résistants à la pression que les bouchons de ciment traditionnels, mais elles sont aussi plus coûteuses. D’autres techniques de réparation des fuites survenant dans les puits consistent à utiliser, par exemple, des résines thermodurcissables qui présentent de meilleures propriétés d’étanchéité que le ciment traditionnel.

6.2 Considérations socio-économiques et techniques

L’activité du secteur de l’énergie n’est pas la même partout au Canada; par exemple, certaines provinces ont un secteur pétrolier et gazier très actif, tandis que d’autres sont beaucoup moins actives ou ne possèdent plus de secteur pétrolier et gazier actif. Ces disparités seront prises en compte lors de l’élaboration des stratégies de gestion des risques.

Au Canada, le coût moyen de l’abandon et de la remise en état du site d’un puits inactif est estimé à 100 000 $, mais ce coût peut varier considérablement, d’environ 50 000 $ à plusieurs millions de dollars (Dachis et coll., 2017; Muehlenbachs, 2017), selon la complexité du processus d’abandon du puits. Comme l’indique la section 7, la plupart des gouvernements provinciaux et territoriaux exigent que les exploitants pétroliers et gaziers prévoient des fonds ou des dépôts de garantie pour couvrir le coût de la mise hors service de puits. En Alberta et en Colombie-Britannique, le montant du dépôt de garantie est généralement estimé en fonction des actifs et des passifs de l’exploitant; en Ontario, pour les puits terrestres, l’exploitant qui construit le puits doit prévoir un fonds de garantie sous forme d’un fonds en fidéicommis pour couvrir les coûts associés à l’obturation du puits (Ontario, 1990, 2002).

D’après les renseignements existants, les coûts moyens d’assainissement des puits sont très variables. D’après les calculs du rapport annuel de l’OWA de 2015-2016, le coût réel moyen de remise en état d’un puits est de 304 448 dollars (OWA, 2016). Le rapport de l’OWA de 2018-2019 indique, quant à lui, que le coût moyen de mise hors service d’un puits s’élève à 57 446 dollars (OWA, 2018).

En avril 2020, le gouvernement fédéral a annoncé qu’il verserait plus de 1,72 milliard de dollars aux provinces de l’Alberta, de la Saskatchewan et de la Colombie-Britannique dans le cadre du Plan d’intervention économique du Canada pour répondre à la COVID-19, afin de soutenir les emplois du secteur pétrolier et gazier dans les économies régionales qui en dépendent et de permettre le nettoyage de sites de puits inactifs et orphelins (par exemple, dans les cas de l’abandon et de la remise en état de sites) (Canada, 2020). Ce financement a été mis en place à un moment où les prix du pétrole avaient chuté à des niveaux non économiques rentables, c’est-à-dire au début de la pandémie de COVID-19. Le montant versé au gouvernement de l’Alberta a atteint 1 milliard de dollars et un prêt supplémentaire de 200 millions de dollars a été accordé à l’Alberta Orphan Well Association. Les fonds versés au gouvernement de la Saskatchewan et au gouvernement de la Colombie-Britannique ont, quant à eux, atteint respectivement 400 et 120 millions de dollars. Dans le cadre des accords de financement conclus avec les gouvernements de l’Alberta et de la Saskatchewan, ces derniers se sont engagés à renforcer la réglementation afin de diminuer considérablement le nombre des projets de nouveaux puits orphelins. Des renseignements supplémentaires sur la situation de l’Alberta, de la Saskatchewan et de la Colombie britannique à cet égard sont disponibles sur les sites Web respectifs de ces provinces.

7. Aperçu des mesures existantes de gestion des risques

7.1 Contexte de la gestion des risques au Canada

Un large éventail de mesures de gestion des risques associés au sulfure d’hydrogène est en place à divers niveaux au Canada (municipal, autochtone, provincial ou territorial et fédéral).

Bien que le présent document relatif au Cadre de gestion des risques porte sur le risque lié à l’exposition aux rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs, on sait que des mesures de gestion des risques visant à prévenir ou à réduire l’exposition de la population en général et de l’environnement aux rejets de sulfure d’hydrogène provenant d’activités liées ou non au secteur pétrolier sont déjà en place aux niveaux fédéral, provincial et territorial.

7.1.1 Gestion du sulfure d’hydrogène

7.1.1.1 Niveau provincial ou territorial

En ce qui a trait au sulfure d’hydrogène, des contrôles et normes concernant la qualité de l’air, des règlements et des exigences en matière de santé et de sécurité au travail sont actuellement en place à l’échelle provinciale et territoriale et sont résumés à l’annexe A. Toutes les provinces ont notamment adopté des normes ou recommandations en matière de qualité de l’air ambiant qui s’appliquent au sulfure d’hydrogène présent dans l’air. La majorité de ces normes ou directives portent sur les problèmes liés à la santé humaine et aux odeurs.

7.1.1.2 Niveau fédéral

Le sulfure d’hydrogène fait l’objet de diverses mesures de gestion des risques au niveau fédéral. En voici quelques-unes :

Présence dans l’air

• Un comité fédéral-provincial sur la pollution atmosphérique a recommandé un objectif de qualité de l’air applicable au sulfure d’hydrogène (Canada, 1976; Canada, 1985a).
  • Maximum acceptable : 15 µg/m³ (une heure), 5 µg/m³ (24 heures)
  • Maximum souhaitable : 1 µg/m³ (une heure)

Urgences environnementales

• Le sulfure d’hydrogène est inscrit sur la liste du Règlement sur les urgences environnementales (2019) (Canada, 2019a). Ce règlement vise à permettre de réduire la fréquence et la gravité des rejets accidentels de substances dangereuses dans l’environnement. Établi en vertu de la LCPE, le Règlement sur les urgences environnementales permet à l’industrie de mieux faire face aux urgences environnementales qui peuvent survenir dans des installations fixes au Canada. En outre, il exige que toute personne qui possède, gère ou contrôle une substance réglementée en quantités égales ou supérieures à des seuils déterminés en avise Environnement et Changement climatique Canada. Dans le cas des installations à haut risque, un plan d’urgence environnementale doit également être préparé et mis en œuvre.

Présence dans l’eau

• Au nom du Comité fédéral-provincial-territorial sur l’eau potable, rattaché au Comité fédéral-provincial-territorial sur la santé et l’environnement, Santé Canada a publié en 1992 les Recommandations pour la qualité de l’eau potable au Canada : document technique – le sulfure (sous forme de H2S) (Santé Canada, 1992). Les Recommandations pour la qualité de l’eau potable au Canada fixent les concentrations maximales acceptables de certaines substances dans l’eau potable. Elles sont destinées à protéger la santé des membres les plus vulnérables de la société, tels que les enfants et les personnes âgées. Ces recommandations définissent les paramètres de base que chaque système d’approvisionnement en eau doit s’efforcer de respecter afin de fournir l’eau potable la plus propre et la plus sûre possible.
• Recommandations pour la qualité de l’eau potable au Canada : document technique – le sulfure (sous forme de H2S) (Santé Canada, 1992) :
  • La présence de sulfure (sous forme de sulfure d’hydrogène) dans l’eau potable produit un goût et une odeur désagréables; objectif de qualité : concentration ≤ 0,05 mg/L (≤ 50 µg/L) (de sulfure d’hydrogène).

Autres situations

• Le sulfure d’hydrogène figure sur la liste des substances à déclarer à l’INRP et son seuil de déclaration est de 10 tonnes fabriquées, traitées ou utilisées d’une quelconque manière. L’INRP est un inventaire réglementé et accessible au public qui recense les rejets (dans l’air, l’eau et le sol), les éliminations et les transferts pour recyclage de polluants provenant d’installations (INRP [modifié en 2019]).
• Le sulfure d’hydrogène est inscrit à l’annexe 1 (« Substances polluantes ») du Règlement sur la pollution par les bâtiments et sur les produits chimiques dangereux (Canada, 2012), en vertu de la Loi de 2001 sur la marine marchande du Canada (Canada, 2001a). Le Règlement sur la pollution par les bâtiments et sur les produits chimiques dangereux exige que les navires se trouvant dans les eaux canadiennes, ainsi que les personnes à leur bord, ne doivent pas rejeter les substances énumérées dans ce règlement, comme le sulfure d’hydrogène, sauf s’ils respectent certaines exigences ou conditions;
• Le sulfure d’hydrogène est inscrit à l’annexe 1 du Règlement sur le transport des marchandises dangereuses (Canada, 2001b) en vertu de la Loi de 1992 sur le transport des marchandises dangereuses (Canada, 1992). Le Règlement sur le transport des marchandises dangereuses établit les règles applicables au transport des marchandises dangereuses au Canada pour assurer la sécurité de la population lors du transport de marchandises dangereuses au Canada, et ce quel que soit le mode de transport utilisé (Transports Canada [modifié en 2020]).

7.1.2 Gestion des puits de pétrole et de gaz

Les gouvernements locaux, municipaux, autochtones, provinciaux ou territoriaux et fédéraux du Canada ont tous des pouvoirs différents en ce qui a trait à la gestion de leurs propres ressources naturelles et forestières non renouvelables. Les provinces et territoires (à l’exception du Nunavut) réglementent les activités pétrolières et gazières au Canada tandis que le gouvernement fédéral demeure l’autorité compétente sur les terres fédérales situées dans les provinces et territoires (RNCan [modifié en 2017]).

3.1.2.1   Provinces et territoires

Les provinces et les territoires fixent les exigences relatives au cycle de vie des puits de pétrole et de gaz, depuis la demande de permis à leur abandon de manière appropriée, en passant par leur exploitation. La plupart des provinces et territoires ont des exigences en matière d’abandon des puits de pétrole et de gaz. Pour certaines provinces, les exigences peuvent comporter des délais à respecter avant d’abandonner un puits, après qu’il a été suspendu ou est devenu inactif. Dans le cas des puits orphelins, certaines provinces utilisent des taxes payées par l’industrie pour gérer la mise hors service des puits de pétrole et de gaz, en l’absence d’un propriétaire légalement responsable. En Alberta, l’Orphan Well Association, organisme indépendant à but non lucratif, gère l’abandon des puits de pétrole et de gaz, tandis que la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et l’Ontario ont des programmes similaires administrés par des organismes de réglementation, soit respectivement l’Orphan Site Reclamation Fund, l’Orphan Fund Procurement Program et l’Abandoned Works Program.

Une attention particulière a été portée aux renseignements fournis ci-dessous, afin qu’ils reflètent les exigences en vigueur dans les provinces et territoires; cependant, en raison de la nature complexe et de l’évolution rapide de ces exigences, SC et les ECCC ne peuvent garantir que toutes les descriptions fournies sont exactes et à jour.

Colombie-Britannique

La British Columbia Oil and Gas Commission (BCOGC) est l’autorité qui délivre les permis et surveille les puits de pétrole et de gaz en vertu de l’Oil and Gas Activities Act et de ses règlements connexes, le Drilling and Production Regulation et le Dormancy and Shutdown Regulation (Colombie-Britannique, 2008, 2010, 2019). Ce dernier règlement, publié en 2019, énonce les exigences relatives à la gestion des puits orphelins dont les sites ont été abandonnés, assainis ou remis en état. Les titulaires de permis sont notamment tenus de suivre la procédure d’abandon conformément à la Directive 020 de l’Alberta Energy Regulator (AER, 2018). Une fois le site d’un puits remis en état, la BCOGC délivre un certificat de remise en état qui atteste que le site du puits abandonné a été remis en état conformément aux exigences réglementaires. Dans son plan intitulé Comprehensive Liability Management Plan, publié en 2019, la BCOGC a imposé un délai de dix ans à l’industrie pour nettoyer ses puits inactifs, tout en adoptant une méthode améliorée d’évaluation des responsabilités en fonction du site et de l’activité de chaque puits. Il s’agit notamment d’ajustements permettant de suivre de plus près les progrès réalisés par chaque exploitant de puits dans la mise hors service et la remise en état des sites (BCOGC, 2019b).

Le statut de puits orphelin est attribué par la BCOGC à des puits et à leur site d’exploitation lorsque l’exploitant est insolvable ou ne peut être localisé. Cela peut se produire à tout moment et permet de faire avancer les travaux de remise en état, payés par l’Orphan Site Reclamation Fund (Fonds pour la remise en état des sites de puits orphelins), financé par l’industrie.

Alberta

Actuellement au Canada, la majorité des activités pétrolières et gazières ont lieu en Alberta. Ainsi, cette province est celle qui compte le plus grand nombre de puits actifs et inactifs. L’Alberta Energy Regulator (AER) est l’entité responsable de l’application des différentes lois relatives aux ressources énergétiques. Les entreprises du secteur de l’énergie qui exercent leurs activités en Alberta sont soumises à de nombreuses lois — notamment l’Oil and Gas Conservation Act (Alberta, 2000), des règlements, des dispositions, des décrets ministériels, des codes de pratiques et des directives.

En vertu des Oil and Gas Conservation Rules (Alberta, 2013), les puits de pétrole et de gaz doivent être suspendus dans un délai de 12 mois pour un puits non acide et de six mois pour un puits acide à partir du moment où ils deviennent inactifs, conformément aux exigences spécifiques au niveau de risque. La suspension des puits à faible risque n’est soumise à aucune exigence en matière d’atténuation des risques dans leur partie souterraine. Cependant, les puits à risque moyen à élevé sont soumis à des exigences en matière de réduction des risques et les puits à risque élevé nécessitent la pose d’un bouchon permanent. Dans cette province, les puits suspendus sont définis comme des puits qui ne sont plus exploités.

L’Alberta dispose d’un système accessible au public qui permet de signaler les incidents, notamment ceux concernant le sulfure d’hydrogène et liés aux puits et à leur exploitation. Les informations contenues dans ce système sont accessibles en ligne au public (AER [modifié en 2020]). La réglementation sur le pétrole et le gaz comprend des exigences plus strictes dans les régions où la présence de gaz acide est connue (Peace River).

Des pratiques de gestion optimales, appelées directives et élaborées par le gouvernement de l’Alberta et l’AER, peuvent être appliquées aux entreprises du secteur de l’énergie opérant en Alberta et sont censées permettre de réduire les émissions de polluants atmosphériques. Comme l’indique la section 6, la Directive 020 énonce les exigences relatives à l’abandon de puits inactifs de manière appropriée.

L’Orphan Well Association (OWA) est l’autorité responsable de la gestion des puits orphelins en Alberta. Des fonds sont collectés auprès des titulaires de permis selon un barème qui prend en compte les responsabilités des titulaires de permis et des industries. La cotisation annuelle d’une entreprise est basée sur sa part de la responsabilité estimée de l’industrie, telle que déterminée par le Licensee Liability Rating Program (« programme d’évaluation de la responsabilité des titulaires de permis »). Les entreprises qui ne maintiennent pas une cote de gestion de la responsabilité suffisamment élevée doivent effectuer un dépôt de garantie pour couvrir les coûts d’abandon, d’assainissement et de remise en état. L’Orphan Fund Delegated Administration Regulation précise notamment les pouvoirs, obligations et fonctions délégués à l’OWA.

Saskatchewan

Le ministère de l’Énergie et des Ressources est l’entité qui délivre les permis et surveille les puits de pétrole et de gaz en vertu de l’Oil and Gas Conservation Act (Saskatchewan, 1979) et de son règlement connexe, l’Oil and Gas Conservation Regulations de 2012 (Saskatchewan, 2012). Ce règlement porte sur les aspects opérationnels de la production de pétrole et de gaz. Il existe également des exigences concernant les puits. Selon ce règlement, un puits inactif doit être abandonné (obturé et encoffré) dès qu’il est considéré comme inactif. Si l’abandon est trop longtemps retardé, le ministre peut demander au titulaire de permis de l’abandonner dans les 90 jours. Le ministère a mis en place sa Directive PNG 015 qui définit les exigences concernant l’abandon des puits inactifs de manière appropriée.

Depuis 2018, la Saskatchewan exige que les rejets de sulfure d’hydrogène et les plaintes du public provenant des opérations pétrolières et gazières soient consignés dans sa base de données de suivi des incidents et ces informations sont accessibles en ligne au public (Saskatchewan, 2020b). Le gouvernement a également investi pour donner à ses inspecteurs la capacité d’enquêter sur les incidents.

La province a mis en place l’Orphan Fund Procurement Program (Saskatchewan 2020c), financé par les producteurs de pétrole et de gaz grâce à la taxe sur les puits orphelins, aux frais liés au fonds pour les puits orphelins et à un dépôt de garantie. Ce programme est surveillé par le Fund Advisory Committee (« Comité consultatif du fonds ») et le ministère de l’Énergie et des Ressources.

Manitoba

Au Manitoba, l’activité du secteur pétrolier et gazier est supervisée par le ministère de l’Agriculture et du Développement des ressources, responsable de l’application des dispositions de la Loi sur le pétrole et le gaz naturel (Manitoba, 1993) et de la Loi de la taxe sur la production de pétrole et de gaz (Manitoba, 1996), toutes deux relatives à l’exploration, à l’exploitation, à la production et au transport du pétrole et du gaz.

En vertu de ces lois, les exploitants de puits de pétrole et de gaz doivent demander la suspension ou l’abandon d’un puits s’il est inactif pendant six mois; la durée maximale de suspension est de trois ans, après quoi le puits doit être remis en service ou abandonné. Une fois que l’exploitant a suivi l’ensemble du processus d’abandon selon les normes techniques imposées, un inspecteur doit délivrer un certificat d’abandon à l’issue d’une inspection visant à garantir que le puits est conforme à la réglementation. L’exploitant est alors responsable du terrain sur lequel se trouve le puits pendant les six années qui suivent la délivrance du certificat. En vertu de la Loi sur les droits de surface (Manitoba, 1987), l’exploitant est tenu de remettre le terrain dans un état aussi proche que possible de son état initial.

Le Manitoba dispose d’un Fonds de réserve pour l’abandon, créé en vertu de la Loi sur le pétrole et le gaz naturel. Le compte de ce fonds de réserve est utilisé lorsque l’abandon d’un puits n’est pas conforme à la loi. Le fonds est alimenté par les taxes versées par l’industrie, les intérêts courus sur les montants du fonds et les recouvrements. Le gouvernement du Manitoba publie un rapport annuel qui précise comment le fonds a été utilisé au cours de l’exercice précédent, le montant du fonds de réserve actuel et les dépenses prévues pour le prochain exercice.

Ontario

Les premiers puits de pétrole ont été installés en Ontario en 1858 et la production de gaz naturel a commencé dans les années 1900 (OPI, 2017). Le ministère des Richesses naturelles et des Forêts est l’autorité responsable de l’application des lois sur les ressources énergétiques. Le ministère délivre des permis d’exploitation de puits de pétrole et de gaz en vertu de la Loi sur les ressources en pétrole, en gaz et en sel, de son Règlement sur l’exploration, le forage et la production et des Normes d’exploitation des ressources en pétrole, en gaz et en sel de l’Ontario (2002) qui l’accompagnent (appelées ci-après « Normes provinciales ») (Ontario, 1990, 1997, 2002). Les exigences contenues dans cette série d’instruments portent sur l’achèvement, l’exploitation, la suspension, l’abandon et la remise en état des puits. Bien qu’il n’existe aucune obligation de déclaration, les promoteurs doivent tenir des registres tout au long des opérations effectuées sur les puits et veiller à ce qu’un examinateur puisse vérifier le déroulement de ces opérations à différentes étapes du cycle de vie des puits.

De plus, pour obtenir un permis, un promoteur doit également fournir une garantie, basée sur les montants prescrits dans le Règlement sur l’exploration, le forage et la production, sous la forme d’un fonds en fidéicommis, pour s’engager financièrement à ce que les puits soient bouchés et les travaux terminés conformément aux exigences. Les montants prescrits varient, en fonction de la profondeur du puits et selon qu’il est immergé dans l’eau ou non, entre 3 000 et 15 000 dollars. Le Règlement sur l’exploration, le forage et la production précise également les montants maximaux du dépôt de garantie, mais on ne sait pas exactement quand ils s’appliquent. Ces montants vont de 70 000 $, pour les puits terrestres, à 200 000 $, pour les puits immergés.

En Ontario, en vertu de l’article 7.0.1 de la Loi sur les ressources en pétrole et en gaz, le ministre des Ressources naturelles de l’Ontario donne le pouvoir à un inspecteur d’ordonner à l’exploitant d’obturer un puits ou de mettre hors service une installation s’ils représentent un danger ou si leur activité est suspendue (Ontario [modifié en 2019]). En vertu de l’article 23 du Règlement sur l’exploration, le forage et la production (O. Reg. 245/97 : EXPLORATION, DRILLING AND PRODUCTION), le ministre a le pouvoir de désigner un examinateur de classe I autorisé à vérifier leur intégrité, leur équipement de contrôle et leur obturation. Ce règlement ne contient toutefois aucune disposition spécifique relative au sulfure d’hydrogène.

L’Ontario a également mis en place le Programme de comblement d’ouvrages abandonnés qui vise à aider les Ontariennes et les Ontariens à obturer les puits orphelins de pétrole et de gaz situés sur leur propriété (Ontario [modifié en 2019]). Les promoteurs de projets d’exploitation pétrolière et gazière sont responsables de l’obturation de leurs puits qui ne sont plus utilisés (c’est-à-dire qui ne produisent plus de pétrole ou de gaz). Si aucun exploitant de puits de pétrole ou de gaz n’est identifié comme responsable d’un puits de pétrole ou de gaz, le propriétaire foncier devient responsable de l’obturation de ce puits. Seuls certains puits peuvent bénéficier d’un soutien dans le cadre du Programme de comblement d’ouvrages abandonnés, notamment les puits :

• forés avant 1963;
• demeurés « inviolés »;
• visibles depuis la surface du sol;
• pour lesquels il n’existe pas d’exploitant.

Québec

Les premiers puits de pétrole et de gaz datent de 1860. Les puits québécois de pétrole et de gaz se trouvent principalement sur les terres situées le long du fleuve Saint-Laurent. Le ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles est l’autorité responsable de l’application des lois sur les ressources énergétiques. La Loi sur les hydrocarbures (Québec, 2016) est entrée en vigueur en 2018 et établit un nouveau cadre réglementaire visant le secteur des hydrocarbures au Québec. Auparavant, la Loi sur les mines, aujourd’hui abrogée, régissait ce même secteur et celui de l’exploitation minière, mais les exigences en matière d’autorisation des activités du secteur du pétrole et du gaz, comme la mise hors service des puits, étaient limitées.

En vertu de la Loi sur les hydrocarbures, de son Règlement sur les activités d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures en milieu terrestre (Québec, 2018a) et du Règlement sur les licences d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures et sur l’autorisation de construction ou d’utilisation d’un pipeline (Québec, 2018b) :

• pour obtenir une licence d’exploration ou de production, les exploitants doivent soumettre un plan de fermeture détaillé qui précise le coût prévu de la fermeture permanente du puits proposé;
• les titulaires de licence doivent fournir, à titre de dépôt de garantie, le montant du coût prévu d’exécution des travaux; les puits doivent être « fermés » avant l’expiration de la licence et leurs sites remis en état grâce au plan d’action de remise en état du site présenté initialement;
• Le titulaire d’une licence qui cesse ses travaux ou son activité sur un puits doit le fermer temporairement ou définitivement; Le titulaire d’une licence doit obtenir une approbation écrite du ministre pour pouvoir abandonner un puits et respecter toute disposition ou condition énoncée par le ministre.

Conformément à l’article 139 de la Loi sur les hydrocarbures, selon lequel le ministre doit rendre compte au gouvernement, tous les trois ans, de l’état des puits sans propriétaire ou abandonnés qui ont été recensés sur le territoire du Québec, le ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles a commencé en 2018 à inventorier les puits abandonnés et sans propriétaire situés sur les terrains publics et privés. Cette démarche permet de faire l’état des lieux sur la conformité des puits de pétrole et de gaz inactifs — notamment des puits de sondage stratigraphique — sur l’ensemble du territoire québécois et d’assurer ainsi la sécurité des personnes et des biens ainsi que la protection de l’environnement. Une carte interactive comportant des informations sur ces puits, notamment sur les travaux nécessaires pour les sécuriser, est mise à la disposition du public. Le ministère prend en charge les travaux à réaliser sur les puits de pétrole et de gaz sans propriétaire.

Nouveau-Brunswick

Le ministère des Ressources naturelles et du Développement de l’énergie du Nouveau-Brunswick est responsable de l’application des lois et programmes visant les puits de pétrole et de gaz situés dans cette province. C’est entre autres la Loi sur le pétrole et le gaz naturel qui définit les exigences en matière de gestion des puits de pétrole et de gaz (Nouveau-Brunswick, 1976). Les permis de forage de puits sont délivrés en vertu de cette loi et les demandes de permis doivent contenir suffisamment de renseignements pour permettre l’examen et l’approbation des projets de forage et mentionner toute préoccupation éventuelle en matière d’environnement ou d’utilisation du sol. Un dépôt de garantie est perçu lors de l’octroi du permis. Ce dépôt sera utilisé par le ministère pour la remise en état du site concerné, si l’exploitant n’est pas en mesure de mener à bien ses activités (telles que la suspension ou l’abandon de son puits) à la satisfaction du ministre. Le dépôt de garantie prescrit est fixé à 50 000 $ par puits (Nouveau-Brunswick, 2016).

La Loi sur les ressources pétrolières du Nouveau-Brunswick (Nouveau-Brunswick, 2007) s’applique à toute personne souhaitant mener des activités d’exploration, d’exploitation, de forage ou de production de pétrole. En vertu de cette loi, le titulaire d’un permis de forage doit obtenir l’approbation écrite du ministre pour abandonner un puits. Un puits peut être abandonné conformément aux règlements et à toute disposition ou condition énoncée par le ministre. Des règlements prescrivant les modes opératoires à respecter dans le cadre de l’abandon d’un quelconque puits peuvent être établis en vertu de la Loi sur les ressources pétrolières.

En outre, en 2013, le Nouveau-Brunswick a défini des exigences (dans ses Règles pour l’industrie) en matière de gestion responsable des puits de pétrole et de gaz dans cette province, lesquelles sont appliquées pour la plupart comme conditions de délivrance d’approbations et de certificats de décision en vertu de la législation existante. En ce qui concerne l’obturation et l’abandon des puits, le Nouveau-Brunswick imposera les procédures énoncées dans la dernière version de la Directive 020 : Well Abandonment adoptée par l’Energy Resources Conservation Board (ERCB) de l’Alberta (Nouveau-Brunswick, 2013).

Nouvelle-Écosse

Le ministère de l’Énergie et des Mines de la Nouvelle-Écosse est responsable de la gestion des ressources pétrolières et gazières de la province. Les exigences relatives à l’exploitation et à la gestion des puits de pétrole et de gaz terrestres tout au long de leur cycle de vie relèvent de la Petroleum Resources Act et de ses règlements, dont le Onshore Petroleum Drilling Regulations et le Petroleum Resources Regulations (Nouvelle-Écosse, 1989, 2001a, 2001b). Les promoteurs de projets d’exploitation pétrolière et gazière doivent obtenir diverses licences et baux afin de pouvoir exploiter des puits terrestres et y produire du pétrole ou du gaz. Par ailleurs, les exploitants de puits de pétrole et de gaz doivent s’assurer que leurs puits sont forés, rouverts, suspendus, complétés ou abandonnés conformément à diverses exigences légales ou autres, et notamment aux pratiques en matière de forage pétrolier. Ces dernières sont définies de manière à inclure les pratiques recommandées par l’Alberta, l’industrie ou les instituts du pétrole, tels que l’American Petroleum Institute. Lorsqu’il reçoit une autorisation, l’exploitant doit fournir une garantie financière suffisante avant de pouvoir abandonner son puits et de laisser le site de forage dans un état satisfaisant (Nouvelle-Écosse, 2001a).

Les exploitants sont également tenus de demander une autorisation d’abandon de puits, de mettre en place un programme d’abandon de puits conforme aux bonnes pratiques en matière de forage pétrolier et d’abandonner le puits pour empêcher les fluides qu’il contient de s’écouler ou de s’échapper de ce dernier. De plus, l’exploitant doit inspecter son puits chaque année ou à un intervalle approuvé, et soumettre un rapport sur l’état de ce dernier (Nouvelle-Écosse, 2001a, 2020).

Aucune information n’a été trouvée sur les programmes relatifs aux puits de pétrole et de gaz orphelins situés dans cette province.

Terre-Neuve-et-Labrador

Le ministère des Ressources naturelles est l’autorité responsable de l’application des lois sur les ressources énergétiques. À Terre-Neuve-et-Labrador, les ressources pétrolières et gazières terrestres sont réglementées par la Petroleum and Natural Gas Act, essentiellement axée sur le secteur de l’exploitation pétrolière et gazière en mer (Terre-Neuve-et-Labrador, 1990).

Le principal règlement applicable aux puits terrestres est le Petroleum Drilling Regulations, étant donné que de nombreux forages d’essai n’ont pas atteint le stade de la production, l’une des étapes du cycle de vie d’un puits. Le secteur pétrolier et gazier terrestre est actuellement inactif — seulement deux puits terrestres sont répertoriés (Terre-Neuve-et-Labrador, 2019) et tous deux sont suspendus depuis 2019.

Île-du-Prince-Édouard

Le ministère des Transports, de l’Infrastructure et de l’Énergie de l’Île-du-Prince-Édouard (Î.-P.-É.) supervise les activités pétrolières et gazières dans la province (Î.-P.-É. [modifié en 2019]). La gestion des puits de pétrole et de gaz est régie par l’Oil and Natural Gas Act et son règlement connexe, l’Oil and Gas Conservation Regulations. L’autorisation de forer ou d’exploiter un puits est délivrée en vertu de cette loi. Une autorisation de forage n’est valide que si elle est accompagnée du versement d’un droit, d’un conditionnel au forage ou d’un montant plus élevé, en cas de circonstances particulières (Î.-P.-É., 2015).

L’Oil and Gas Conservation Regulations énonce diverses exigences opérationnelles, notamment l’obligation de recourir à des mesures et équipements spécifiques (par exemple des torchères, des panneaux de signalisation et des appareils respiratoires) en cas de présence de sulfure d’hydrogène à des concentrations égales ou supérieures à 1 % (Î.-P.-É., 1988).

Ce règlement porte sur les stades du cycle de vie des puits, à savoir l’achèvement, la suspension, l’abandon de ces derniers et la remise en état de leurs sites à divers degrés. Pour pouvoir abandonner un puits, il faut en obtenir l’autorisation auprès de la province et la demande d’abandon doit comprendre un programme d’abandon. L’Oil and Gas Conservation Regulations décrit certaines spécifications relatives à l’abandon des puits. Le site d’un puits doit être remis en état lorsque celui-ci est abandonné ou dès que les conditions météorologiques et l’état du sol le permettent pour qu’il soit laissé dans un état aussi proche que possible de celui dans lequel il se trouvait avant le forage ou l’exploitation de ce puits (Î.-P.-É., 1988).

Yukon

Le ministère de l’Énergie, des Mines et des Ressources agit principalement conformément à la Loi sur le pétrole et le gaz du Yukon. Cette loi porte sur une grande variété de domaines, dont la réglementation des activités, la perception des redevances et la protection de l’environnement (Yukon, 2002). Un dépôt de garantie est versé par l’exploitant dans le cadre de la demande de permis de forage. Ce dépôt sert à couvrir le coût de l’abandon et de la remise en état du puits si l’entreprise concernée n’est pas en mesure de le faire.

Territoires du Nord-Ouest

Le Bureau de l’organisme de réglementation des opérations pétrolières et gazières (BOROPG) est responsable de l’application de la Loi sur les opérations pétrolières (LOP), dont l’objectif principal est d’assurer la sécurité, la protection de l’environnement et la conservation des réserves de pétrole et de gaz. Le BOROPG est responsable de l’application de la LOP dans l’ensemble des Territoires du Nord-Ouest, sauf dans la région désignée des Inuvialuit.

La Division des ressources pétrolières du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest est responsable de la délivrance et de la gestion des permis de prospection, des attestations de découverte importante et des licences de production dans les parties terrestres des Territoires du Nord-Ouest en vertu de la Loi sur les hydrocarbures.

La version révisée du document du BOROPG, intitulé Bulletin d’application et des Directives pour la suspension de l’exploitation et l’abandon d’un puits, est entrée en vigueur en mai 2022 (BOROPG, 2022). Bien que le terme « puits orphelin » ne soit pas utilisé, l’exploitant est tenu, au moment de la demande de permis, de fournir des fonds basés sur les coûts estimés de remise en état; ces fonds seront utilisés si l’exploitant devient insolvable avant de remettre le site en état.

Si le propriétaire d’un puits qui fuit ne peut être identifié, c’est le propriétaire du terrain sur lequel celui-ci se trouve qui en devient responsable, habituellement le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest (BOROPG, 2021).

Nunavut

L’exploration et le forage pétroliers et gaziers ainsi que la production, la conservation, la transformation et le transport du pétrole et du gaz au Nunavut sont réglementés par la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (Canada, 1985b) et plusieurs règlements, dont le Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada (Canada, 2009a).

Il existait autrefois un site de production de pétrole à Bent Horn, au Nunavut, mais il a été mis hors service en 1997. Actuellement, il ne semble pas y avoir de puits de pétrole et de gaz actifs au Nunavut.

7.1.2.2 Gouvernement fédéral et terres fédérales

Aucun dispositif fédéral de gestion des risques visant spécifiquement les rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de gaz inactifs n’a été recensé.

Afin de comprendre quelques pratiques industrielles et principes actuellement en vigueur au Canada, il convient de définir les mesures législatives et réglementaires et le concept suivants :

Droits miniers et droits de surface

Au Canada, les droits de propriété se subdivisent entre les droits de surface et les droits miniers et, dans de nombreux cas, les détenteurs de ces droits peuvent différer, ne sont pas exclusivement des gouvernements et varient selon les provinces ou territoires. Les particuliers détiennent les droits de surface ou les droits miniers, ce qui est particulièrement important dans les provinces des Prairies, car les droits de surface et les droits miniers ont été accordés par le gouvernement fédéral à des colons pour les inciter à migrer vers l’ouest à la fin du XIX^e siècle et au début du XX^e siècle.

Ces droits peuvent également être répartis entre la Couronne du chef d’une province ou d’un territoire et la Couronne du chef du Canada dans une province ou un territoire. Cette précision est importante, car différents règlements et lois de la Couronne provinciale ou territoriale peuvent s’appliquer aux terres fédérales à l’intérieur d’une province ou d’un territoire.

Les provinces ou territoires peuvent accorder des baux pour l’exploitation de ressources minérales, telles que le pétrole ou le gaz, sur des terres provinciales ou territoriales et le Canada peut octroyer des baux pour l’exploitation de ressources minérales situées sur des terres fédérales dans une province ou un territoire. Une fois qu’une entreprise s’est vu accorder des droits miniers par la province, le territoire ou le gouvernement fédéral, elle doit obtenir un bail d’exploitation en surface auprès du propriétaire de la surface visée ou en négocier un avec ce dernier, afin de pouvoir occuper celle-ci et y exercer ses droits miniers.

Cadre de réglementation

Les principales lois canadiennes qui régissent les activités pétrolières et gazières terrestres et maritimes sur des terres fédérales (lesquelles excluent les terres appartenant aux Premières Nations) (RNCan [modifié en 2016]) sont les suivantes :

La Loi sur les opérations pétrolières au Canada (LOPC; Canada, 1985b) s’applique à l’exploration et au forage pétroliers ainsi qu’à la production, à la conservation, à la transformation et au transport du pétrole et du gaz, notamment sur les terres fédérales, au Nunavut, à l’île de Sable et sur les eaux territoriales et internationales; cette loi ne vise pas les zones sous administrées par les gouvernements provinciaux. L’objectif de la LOPC est de promouvoir la sécurité, la protection de l’environnement, la conservation des ressources pétrolières et gazières et les accords d’exploitation conjointe. Plus particulièrement, en vertu de cette loi, le Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada (Canada, 2009a) énonce les dispositions relatives au forage ou à la production de pétrole et de gaz et précise les autorisations nécessaires à la réalisation de ces travaux ou activités, les exigences relatives à la suspension ou à l’abandon des puits de pétrole et de gaz, ainsi que les mesures à prendre en matière de sécurité et de protection de l’environnement.

La Loi fédérale sur les hydrocarbures (LFH; Canada, 1985c) régit l’attribution des droits de propriété pour l’exploration et l’exploitation pétrolières et la production de pétrole dans les zones administrées par le gouvernement fédéral au Nunavut, dans la plupart des zones maritimes situées au nord du 60^e parallèle et dans le secteur de la baie d’Hudson. Elle régit également la gestion de ces droits et la mise en place des redevances sur la production d’hydrocarbures. Selon la LFH, une entreprise doit obtenir une autorisation pour l’exploration et l’exploitation des ressources pétrolières et gazières sur les terres domaniales et le gouvernement fédéral peut imposer des restrictions en matière d’exploration lorsqu’il accorde des droits. Par ailleurs, en vertu de cette loi, le gouverneur en conseil a le pouvoir de faire cesser des travaux, dans des circonstances précises, notamment lorsqu’un grave problème environnemental survient.

Les ministres des Affaires du Nord et des Ressources naturelles se partagent la responsabilité de l’application de la LOPC et de la LFH. Le ministre fédéral des Affaires du Nord est responsable de l’application de ces lois là où elles s’appliquent dans le nord du Canada.

Il existe un certain nombre de règlements promulgués en vertu de ces lois, lesquels définissent les exigences en matière de sécurité et les exigences financières imposées aux entreprises qui entreprennent des activités pétrolières et gazières.

La Régie de l’énergie du Canada (REC), un organisme qui dépend de Ressources naturelles Canada, est responsable de l’application de la LOPC et de certaines dispositions de la LFH au Nunavut et dans les eaux territoriales canadiennes (à l’exception des zones visées par d’autres accords provinciaux ou fédéraux). Le REC veille également à l’application de la Loi sur les opérations pétrolières (loi des Territoires du Nord-Ouest) et de certaines dispositions de la LFH dans les zones terrestres de la région désignée des Inuvialuit située dans les Territoires du Nord-Ouest.

Au Canada, les principales lois qui régissent l’exploitation du pétrole et du gaz sur les terres des Premières Nations sont les suivantes :

• la Loi sur les Indiens (Canada, 1985d), source principale des règles statutaires régissant les relations entre les Premières Nations et le gouvernement fédéral et l’exercice des droits miniers;
  • plus particulièrement, c’est dans le cadre de cette loi et en vertu du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (Canada, 2019b) que les terres et les droits des Premières Nations peuvent faire l’objet de baux et que les sociétés pétrolières et gazières doivent exercer leurs activités d’exploration, d’exploitation et de production pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations;
• la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (Canada, 1974) s’applique aux droits d’exploration, d’exploitation et de production de pétrole et de gaz détenus au nom du Canada et bénéficiant aux Premières Nations;
• la Loi sur la gestion du pétrole et du gaz et des fonds des Premières Nations (Canada, 2005). cette loi comporte deux parties; la première partie habilite les Premières Nations à gérer et à réglementer les activités pétrolières et gazières sur leurs terres; La seconde partie les habilite à gérer leurs fonds liés au capital et aux revenus détenus en fiducie par le Canada. les Premières Nations peuvent choisir une des deux options offertes par la loi ou les deux; en d’autres termes, une Première nation n’a pas besoin de posséder du pétrole et du gaz pour pouvoir assurer la gestion de ces fonds;
• les organismes provinciaux de réglementation du secteur pétrolier et gazier délivrent des permis d’exploitation de puits et de pipelines situés sur les terres des Premières Nations gérées par l’organisme Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC); Ainsi, chaque province applique ses propres lois sur la conservation du pétrole et du gaz sur les terres des Premières Nations afin d’assurer la conservation et d’empêcher le gaspillage des ressources et de veiller à ce que des pratiques sûres et efficaces soient appliquées lors des activités de localisation, d’espacement, de forage, de mise en place d’équipements, de construction, d’achèvement de construction, de remise en état, d’essai, d’exploitation, d’entretien, de réparation, de suspension et d’abandon menées sur des puits et installations et lors d’opérations de production de pétrole et de gaz, de stockage ou d’élimination de substances ou autres.

Le ministre des Services autochtones du Canada, par l’intermédiaire de son organisme de service spécial (OSS), Pétrole et gaz des Indiens du Canada, est responsable de l’exploitation du pétrole et du gaz sur les terres des Premières Nations.

Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC) gère et contrôle les ressources pétrolières et gazières sur les terres de réserve des Premières Nations (au sens de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes) partout au Canada. PGIC est un organisme de service spécial intégré à Services aux Autochtones Canada. PGIC agit dans le cadre de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes et d’autres lois et directives connexes. Les ministres des Relations Couronne-Autochtones et des Affaires du Nord sont les seuls responsables devant le Parlement en ce qui concerne la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (PGIC, 2019).

Plan d’action pour les sites contaminés fédéraux

L’objectif du Plan d’action pour les sites contaminés fédéraux (PASCF) est de limiter les risques pour l’environnement et la santé humaine associés aux sites contaminés fédéraux connus et les responsabilités financières fédérales connexes et de porter une attention particulière aux sites les plus prioritaires. Plus de 23 000 sites ont été recensés, certains comportant des puits de pétrole et de gaz inactifs.

7.1.3 Polluants connexes

En plus du sulfure d’hydrogène, les activités pétrolières et gazières, notamment les puits au cours de leur cycle de vie, peuvent également libérer du méthane. Étant donné que le gaz naturel présent dans un gisement acide de pétrole et de gaz contient principalement du méthane et, souvent, des concentrations élevées de sulfure d’hydrogène, un tel gisement dégage simultanément du méthane et du sulfure d’hydrogène (ACPP, 2019).

Par conséquent, les initiatives fédérales et provinciales visant à réduire les émissions de méthane issues des puits de pétrole et de gaz peuvent avoir un impact sur les émissions de sulfure d’hydrogène lorsque cette substance est rejetée en même temps que le méthane. De plus, une étude récente indique que les stratégies de réduction des émissions de sulfure d’hydrogène provenant des puits acides peuvent elles aussi avoir un impact sur les émissions de méthane (Lavoie et coll., 2022).

7.2 Contexte international de la gestion des risques

Au niveau international, des mesures de gestion des risques liés au sulfure d’hydrogène et de gestion des activités des puits de pétrole et de gaz sont actuellement en vigueur. Il n’existe cependant pas d’exigences spécifiques visant à cibler les rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits de pétrole et de puits inactifs. Certaines mesures de gestion des risques sont résumées ci-dessous, mais toutes ne sont pas propres aux puits de pétrole et de gaz inactifs.

7.2.1 États-Unis

Le sulfure d’hydrogène est répertorié comme substance chimique active dans l’inventaire des substances chimiques de la Toxic Substances Control Act (TSCA; loi sur le contrôle des substances toxiques) de l’US EPA (US EPA [modifié en 2020]). Comme le Canada, les États-Unis disposent de dispositifs de contrôle au niveau fédéral et au niveau des États concernant le transport du sulfure d’hydrogène, les limites d’exposition professionnelle, les exigences en matière de déchets et de transport et les directives ou normes relatives à la qualité de l’air ambiant et de l’eau potable.

Secteur pétrolier et gazier

Certaines mesures de gestion des risques existantes visent les activités pétrolières et gazières, notamment les puits de pétrole et de gaz actifs. Les limites et normes d’exposition au sulfure d’hydrogène varient d’un État à l’autre pour ce qui est de l’exposition, de la sécurité et des rejets. Le Texas a établi des normes de qualité de l’air concernant la présence de sulfure d’hydrogène dans les zones situées sous le vent par rapport à des installations pétrolières et gazières (Texas Natural Resource Conservation Commission, 1997). Le Texas a également publié une règle de sécurité concernant le sulfure d’hydrogène généré par les activités pétrolières et gazières, dont le forage, la production et le transport (RRC Texas, 2012).

Au Colorado, les exploitants de puits de pétrole et de gaz forés dans des formations rocheuses à forte teneur en sulfures doivent déposer un plan auprès du Colorado Oil and Gas Conservation Committee. Ce plan doit inclure les procédures d’atténuation des risques à suivre en cas de rejet accidentel de sulfure d’hydrogène (Colorado Oil and Gas Conservation Commission, 2020).

Puits de pétrole et de gaz inactifs

Aux États-Unis, les droits miniers peuvent être détenus par des particuliers ou des gouvernements fédéraux, étatiques ou locaux, et varient d’un État à l’autre. Le Bureau of Land Management (BLM) est l’autorité compétente en matière d’activités pétrolières et gazières menées sur les terres fédérales.

Par ailleurs, les États-Unis ont une approche similaire à celle du Canada quant à la catégorisation des puits de pétrole et de gaz inactifs en puits « à l’arrêt » (terme le plus couramment utilisé et signifiant « inactifs »), « abandonnés » et « orphelins », laquelle peut varier d’un État à l’autre. Le nombre de puits de pétrole et de gaz forés dans le pays depuis 1859 est estimé à environ 3,7 millions. L’Energy Information Administration a indiqué qu’il existait un peu plus d’un million de puits de pétrole et de gaz actifs aux États-Unis en 2014, chiffre qui a diminué pour passer légèrement sous la barre du million de puits actifs en 2019 (US EIA, 2019).

Aux États-Unis, les puits abandonnés comprennent les puits non récemment exploités, notamment les puits inactifs, en sommeil, à l’arrêt et temporairement abandonnés. Ces puits abandonnés peuvent rester ouverts ou être obturés, si l’on veut éviter la migration de gaz ou de fluides. Les puits orphelins sont des puits non récemment exploités et pour lesquels aucun exploitant ou propriétaire responsable n’a été identifié; il peut notamment s’agir de puits anciens ou non répertoriés, semblables aux puits considérés comme orphelins au Canada. On estime que les États-Unis comptent au total entre 2,3 millions et 3 millions de puits de pétrole et de gaz abandonnés ou orphelins, dont 1 million de puits orphelins (US EPA, 2018).

La durée pendant laquelle un puits peut rester inactif ou abandonné varie d’un État à l’autre. La plupart des organismes de réglementation des États suivent chacun un processus leur permettant de déterminer si un puits peut rester inactif, avant qu’il ne soit obturé (ou abandonné de manière appropriée), ou remis en service. À l’instar de l’approche que certaines provinces canadiennes ont adoptée pour gérer les puits orphelins, aux États-Unis, de nombreux États producteurs de pétrole et de gaz ont également mis en place des programmes d’obturation des puits orphelins prévoyant l’allocation de fonds pour l’obturation des puits orphelins ou leur abandon de manière appropriée ainsi qu’un financement provenant de taxes, de redevances ou de toute autre forme d’imposition du secteur pétrolier et gazier (IOGCC [modifié en 2020]), les exigences établies variant d’un État à l’autre.

Par exemple, au Texas, les puits considérés comme orphelins sont ceux qui sont inactifs depuis au moins 12 mois et non conformes et dont l’exploitant responsable est en infraction depuis plus de 12 mois. Le Texas définit des exigences applicables aux nouveaux exploitants souhaitant reprendre des puits orphelins, en leur imposant notamment de veiller au respect de la réglementation et de procéder à l’obturation ou à l’abandon de leurs puits de manière appropriée (RRC Texas [modifié en 2020]). On peut citer d’autres exemples de programmes d’obturation des puits orphelins, notamment le California’s Idle and Orphan Well Program, le Louisiana’s Oilfield Site Restoration Program, le Michigan’s Orphan Well Program, le North Dakota’s Reclamation Program, l’Ohio’s Orphan Well Program, le Pennsylvania’s Abandoned and Orphan Well Plugging Program et le Colorado’s Orphaned Well Program. Il est à noter que le Dakota du Nord a récemment modifié son cadre réglementaire en mettant à jour son système de gestion des responsabilités et en imposant aux exploitants des délais contraignants afin de mieux gérer les puits inactifs. Par exemple, un puits peut être considéré comme abandonné dès le retrait des équipements de production ou l’absence de production de pétrole ou en cas d’arrêt de la production de pétrole ou de gaz pendant un an. En ce qui concerne le système de gestion de la responsabilité, le nombre de responsabilités autorisées dans le cadre des garanties globales a été réduit et les exigences en matière de garantie pour les puits abandonnés ont été doublées. En outre, tous les puits abandonnés doivent faire l’objet d’un dépôt de garantie unique égal aux coûts estimés d’obturation et de remise en état avant de pouvoir être transférés à un nouvel exploitant.

7.2.2 Autres gouvernements

Comme au Canada, dans l’Union européenne (ECHA [modifié en 2020]) et dans d’autres pays, comme l’Australie et le Japon, le sulfure d’hydrogène est soumis à un certain nombre de contrôles, dans le cadre de la gestion des risques, en ce qui concerne les limites d’exposition professionnelle, les exigences relatives aux déchets et au transport et les limites d’émission. Par ailleurs, le sulfure d’hydrogène est une substance préenregistrée dans le cadre du système REACH (enregistrement, évaluation et autorisation des substances chimiques) mis en place par l’Union européenne (ECHA [modifié en 2020]). L’Organisation mondiale de la santé a émis, pour l’Europe, une recommandation en matière de qualité de l’air concernant le sulfure d’hydrogène, en fixant une valeur limite de 150 µg/m3, basée sur les effets sur la santé autres que ceux liés aux nuisances olfactives (OMS, 2017).

Secteur pétrolier et gazier

Comme au Canada, certaines mesures de gestion des risques en vigueur dans l’Union européenne (UE) visent les activités pétrolières et gazières, notamment les puits de pétrole et de gaz actifs. L’UE fixe des limites d’exposition professionnelle (ECHA [modifié en 2020]) pour le sulfure d’hydrogène et les normes relatives à l’exposition, à la sécurité et aux rejets appliquées à cette substance peuvent varier d’un pays à l’autre. De plus, un certain nombre de directives de l’UE s’appliquent aux activités pétrolières et gazières, notamment en matière de contrôle des émissions industrielles et de la qualité de l’air, d’exigences relatives aux eaux de surface et souterraines et de contrôle du stockage et de la gestion des déchets (IMPEL, 2019). L’UE demande que des mesures contraignantes soient prises pour que les autorités adoptent des politiques visant à garantir que les puits abandonnés dont la propriété peut être documentée soient obturés ou comblés. Cela permettrait d’arrêter les fuites de méthane, lesquelles peuvent également avoir un impact sur les émissions de sulfure d’hydrogène (Parlement européen, 2021).

Dans l’UE, chaque pays gère les ressources pétrolières et gazières présentes sur son territoire. Par exemple, en vertu de la Petroleum Act 1998 en vigueur au Royaume-Uni, la Couronne est propriétaire de toutes les ressources pétrolières et gazières découvertes, sauf si les droits d’exploitation de ces ressources ont été expressément accordés au propriétaire des terres sur lesquelles elles se trouvent (gouvernement du Royaume-Uni, 1998). De la même manière, en Australie, les droits miniers appartiennent généralement à la Couronne, bien que dans certains cas, les ressources minières puissent appartenir au propriétaire des terres où elles se situent (gouvernement australien, 2020).

Puits de pétrole et de gaz inactifs

Bien que l’UE impose des exigences liées aux activités pétrolières et gazières, les critères et délais de suspension, d’abandon et de mise hors service des puits varient selon les États membres de l’UE, de même que la définition de « puits inactif » (IMPEL, 2019).

Il n’existe pas de registre commun à l’ensemble de l’UE répertoriant le statut des puits de pétrole et de gaz et la disponibilité des informations sur ce puits varie selon les États membres. Au Royaume-Uni, on estime que sur plus de 2000 puits forés, environ deux tiers ont été mis hors service (gouvernement du Royaume-Uni, 2019); et sur plus de 250 puits actuellement exploités, 50 à 100 sont des puits orphelins abandonnés par des entreprises qui n’ont pas les moyens financiers de les obturer (Davies et coll., 2014). Les statistiques norvégiennes sur les puits montrent qu’il existe environ 2200 puits en service et plus de 2000 puits inutilisés, obturés ou abandonnés (Norwegian Petroleum Directorate, 2020).

7.2.3 Harmonisation

Concernant les contrôles qu’il a mis en place à l’échelle nationale et qui visent la présence de sulfure d’hydrogène dans l’air ambiant et la gestion des puits de pétrole et de gaz actifs et inactifs, le Canada est généralement aligné sur les États-Unis et l’Union européenne. Cependant, le Canada sera le premier des trois à mettre en place des contrôles réglementaires ou non réglementaires pour lutter contre les rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant spécifiquement des puits de pétrole et de gaz inactifs.

Au Canada, les provinces et territoires ont établi des limites de concentration de sulfure d’hydrogène dans l’air ambiant, essentiellement pour protéger la santé humaine et une approche similaire semble être adoptée aux États-Unis. Les provinces et territoires canadiens ont également mis en place des exigences en matière de gestion des puits de pétrole et de gaz, tout comme les États des États-Unis et les pays membres de l’Union européenne. Aucune exigence spécifique aux rejets accidentels de sulfure d’hydrogène provenant de puits inactifs n’a été recensée dans l’Union européenne ou au niveau fédéral aux États-Unis.

8. Prochaines étapes

8.1 Période de consultation publique

L’industrie et les autres parties prenantes sont invitées à soumettre des commentaires sur le contenu de ce document ou d’autres renseignements qui pourraient aide à la prise de décisions éclairées (voir la section 3.3). Veuillez soumettre tout renseignement ou commentaire additionnel avant le 2 avril 2024.

Si l’évaluation finale confirme que le sulfure d’hydrogène est toxique, une approche de gestion des risques, décrivant et sollicitant des commentaires sur les instruments de gestion des risques proposés, serait publié en même temps que l’évaluation . À ce moment, il y aura d’autres possibilités de consultation.

Les intervenants et les membres du public qui souhaitent être informés des publications dans le cadre du PGPC sont invités à s'abonner pour recevoir les dernières nouvelles sur le PGPC. Les intervenants et les membres du public qui souhaitent recevoir par courrier électronique les plans de publication du PGPC sur une base trimestrielle peuvent contacter : substances@ec.gc.ca

Les commentaires et renseignements relatifs au Cadre de gestion des risques doivent être envoyés à l’adresse indiquée ci-dessous :

Environnement et Changement climatique Canada
Gatineau (Québec)  K1A 0H3
Tél. : 1-800-567-1999 | 819-938-3232
Télécopie : 819-938-5212
Courriel : substances@ec.gc.ca

Les entreprises ayant des intérêts commerciaux en lien avec le sulfure d’hydrogène sont encouragées à s’identifier en tant que parties prenantes. Les parties prenantes seront informées des décisions futures concernant le sulfure d’hydrogène et d’autres renseignements pourraient leur être demandés.

8.2 Échéancier

Consultation par voie électronique sur l'ébauche d'évaluation mise à jour et du Cadre de gestion des risques : du 3 février 2024 au 2 avril 2024. Cette consultation devrait comprendre la soumission de commentaires du public, la réalisation d’études supplémentaires et la compilation de renseignements sur le sulfure d’hydrogène.

Publication des réponses aux commentaires du public au sujet de l'ébauche d'évaluation mise à jour et du Cadre de gestion des risques. Elle aurait lieu en même temps que la publication de la version définitive de l’évaluation et, le cas échéant, du document relatif à l’approche de la gestion des risques.

Publication des réponses aux commentaires du public sur l’approche de la gestion des risques et, le cas échéant, des instruments proposés : au plus tard 24 mois après la date à laquelle les ministres ont recommandé l’inscription du sulfure d’hydrogène à l’Annexe 1 de la LCPE.

Consultation sur les instruments proposés, s’il y a lieu : consultation publique de 60 jours à partir de la date de publication de chaque instrument proposé.

Publication des versions définitives des instruments, s’il y a lieu : au plus tard 18 mois après la date de publication de chaque instrument proposé.

L’échéancier prévu ci-dessus pourrait être modifié. Veuillez consulter l’échéancier des activités de gestion des risques et des consultations pour connaître les échéances mises à jour.

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ANNEXE A : Contrôles provinciaux de la qualité de l’air visant le sulfure d’hydrogène (aucune exigence trouvée dans les territoires)