RNNR Réunion de comité

    La séance est ouverte.

    Bonjour tout le monde.

    Nous avons aujourd'hui deux points à l'ordre du jour. Tout d'abord, nous continuons l'examen d'une motion déposée devant le comité par M. Cullen au printemps. Elle ne fait pas partie de notre étude sur la sécurité des approvisionnements énergétiques, c'est simplement la continuation de l'étude du printemps.

    Tous les témoins d'aujourd'hui ont déjà comparu devant le comité. C'est un plaisir de vous revoir tous.

    Je rappelle aux membres du comité que nous réserverons quelques minutes à la fin de la séance pour discuter de notre rapport sur l'état du réacteur NRU et l'approvisionnement en isotopes médicaux, afin de l'adopter et de le renvoyer devant la Chambre, si possible. Nous aurons quelques motions à traiter à ce sujet. Combien de temps pensez-vous qu'il nous faudra pour ce faire? Une dizaine de minutes?

    Allez-y, M. Cullen.

    Je ne suis même pas certain qu'il soit possible de voter durant cette dernière séance. Nous voyons quelques rapports dissidents mais nous n'avons encore rien qui puisse faire l'objet d'un vote. Je pensais qu'il s'agirait plus d'une…

    Nous devrons choisir un titre, il n'y en a pas encore. Nous devrons ensuite adopter le rapport et, enfin, prendre des décisions sur quelques autres questions.

    Oh, c'est très important, le titre. D'accord, une dizaine de minutes au maximum, à mon avis.

    Bien, nous garderons une dizaine de minutes à la fin. Je voulais m'assurer que ce serait suffisant.

    Passons maintenant à l'ordre du jour, avec les témoins dans l'ordre où ils y sont mentionnés. Nous commençons avec M. Max Ruelokke, président et PDG de l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers.

    Non, c'est l'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers.

    Veuillez m'excuser, vous avez raison. C'est l'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers. Vous auriez pu dire tout ce que vous vouliez et l'attribuer ensuite quelqu'un d'autre. Vous avez laissé passer votre chance.

    Mais je dois vivre à côté de mes collègues de la Nouvelle-Écosse!

    Certes.

    Merci à tous d'être venus. Nous sommes tout ouïe. Chaque groupe aura 10 minutes pour faire un exposé liminaire, après quoi nous passerons aux questions.

    Allez-y, je vous en prie.

    Merci beaucoup.

    Monsieur le président, membres du comité, c'est un plaisir de comparaître à nouveau devant le comité pour parler des mesures d'urgence concernant l'exploitation des hydrocarbures extracôtiers au large de la région de Terre-Neuve et Labrador.

    Quand on parle de mesures d'urgence, il faut interpréter largement la notion de situation d'urgence. En règle générale, un plan d'urgence comprend au moins une dizaine d'événements pouvant être considérés comme des situations d'urgence exigeant toutes une intervention. Bon nombre présenteront des dangers beaucoup plus graves pour la sécurité humaine qu'un déversement de pétrole.

    Les plans d'intervention d'urgence sont conçus pour obliger les exploitants à répondre à tous les types d'urgence se produisant sur leurs installations ou à proximité.

    Quand je parle d'exploitants, je veux parler des sociétés de pétrole et de gaz naturel extracôtiers détenant un permis d'exploitation dans un secteur donné. Durant tout cet exposé, quand je parlerai d'exploitants, je parlerai de sociétés pétrolières.

    Les exploitants sont tenus d'activer le même type de plan d'intervention d'urgence pour une éruption de pétrole que lors de l'accident de l'hélicoptère Cougar en 2009. À cette occasion, vous devez savoir que les premiers répondants sur place ont été un avion à ailes fixes et deux hélicoptères loués par les exploitants, et non pas les hélicoptères de recherche et de sauvetage du ministère de la Défense nationale, qui sont arrivés beaucoup plus tard. Cela a manifestement démontré l'existence d'une très solide capacité de réaction dans notre secteur extracôtier.

    L'éruption de Macondo dans le Golfe du Mexique a suscité beaucoup d'intérêt dans la presse du fait de ses conséquences environnementales et économiques, à juste titre. Toutefois, il est très important de rappeler que la première chose qui est arrivée lors de cette tragédie est que 11 personnes ont trouvé la mort et 17 autres ont été blessées. Ce fait a peut-être été peu à peu oublié dans beaucoup des reportages consacrés à cet accident de Macondo, mais pas par les organismes de réglementation. La sécurité est et sera toujours primordiale dans toutes les décisions prises par mon Office et par mes collègues des autres.

    Lorsque nous évaluons une demande de permis de forage, nous examinons essentiellement trois choses : si l'exploitant possède un équipement adéquat pour faire le travail en toute sécurité, si son personnel a reçu une formation adéquate, et s'il a prévu les procédures nécessaires pour assurer la sécurité des opérations. Avant de délivrer un permis, plusieurs obligations légales doivent être satisfaites, notamment celles figurant dans la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et la Loi de mise en oeuvre de l'Accord atlantique Canada-Terre-Neuve, ainsi que dans les textes et les règlements de Transports Canada et de la tierce partie indépendante de certification. L'exploitant doit déposer un plan de sécurité, un plan de protection de l'environnement et un plan d'urgence comprenant un plan d'intervention en cas de déversement. Il doit par ailleurs fournir une documentation sur sa responsabilité financière.

    Finalement, l'exploitant doit produire une déclaration de conformité attestant que l'équipement et les installations devant être utilisés pendant ses activités sont adéquats pour le travail envisagé, que les procédures opérationnelles correspondantes sont appropriées, que le personnel employé est qualifié et compétent, et que l'installation répond à toutes les normes canadiennes nécessaires. C'est seulement une fois que toute cette documentation a été présentée et que l'Office l'a approuvée que l'exploitant peut se mettre à pied d'oeuvre.

    Le forage et la maîtrise du puits sont des aspects cruciaux des opérations extracôtières et sont traités en détail dans la réglementation. Cela englobe l'examen du plan technique de forage du puits par l'exploitant et de ses capacités techniques touchant la conception du puits, le contrôle du puits, la prévention et le dépistage des venues, et la limitation des opérations par temps violent, ainsi que l'examen des exigences de découplage d'urgence et l'évaluation des dispositions de forage de puits de secours. On attache également beaucoup d'importance à la vérification du fait que le personnel a reçu la formation requise relativement au contrôle du puits et à la prévention des éruptions. On vérifie attentivement la redondance des systèmes d'activation et de contrôle du bloc obturateur du puits en cas de situation exigeant le découplage du puits.

    La supervision de ces questions est assurée de manière systématique par l'Office au moyen d'un dispositif d'évaluation de la sécurité comprenant la revue du système de gestion de la sécurité de l'exploitant et la confirmation que ce dernier a bien identifié les dangers ainsi que les mesures devant être prises pour ramener le risque à un niveau aussi bas que raisonnablement possible.

    Bien que nous ayons un régime de réglementation rigoureux et exercions une surveillance attentive des activités extracôtières, un accident peut malheureusement toujours arriver. Par conséquent, il est important que des plans aient été dressés pour faire face aux conséquences des accidents éventuels. Les exploitants doivent fournir à notre Office des hydrocarbures extracôtiers un plan d'urgence comprenant un plan d'intervention en cas de déversement de pétrole. Les professionnels de la sécurité et de l'environnement de l'Office analysent ces plans pour chaque projet.

    Les plans d'intervention comprennent des détails sur la manière dont les puits de secours seront forés si cela s'avère nécessaire. Toutefois, ce que les plans d'intervention n'ont encore jamais inclus jusqu'à présent, ce sont des détails sur le confinement d'une éruption sous-marine. Comme nous l'avons vu dans le cas de Macondo, c'est le confinement qui a mis fin à l'éruption avant l'achèvement du puits de secours.

    Nous suivons actuellement avec un vif intérêt la mise au point d'une nouvelle capacité de confinement par Marine Well Containment Company, une société créée en juillet par Exxon Mobil, Chevron, Shell et ConocoPhillips à laquelle BP vient de se joindre. Collectivement, ces sociétés ont engagé plus de 1 milliard de dollars US pour se doter d'une capacité avancée de confinement, avec le matériel nécessaire et un personnel spécialement formé pour lutter contre toute éruption sous-marine future ou toute autre perte de confinement dans le Golfe du Mexique. Comme toutes les autres instances de réglementation des hydrocarbures extracôtiers, je suppose, nous examinons toujours la possibilité de faire appel à cette capacité, ou à une capacité similaire, en cas d'éruption au large de nos propres côtes.

    Les plans d'intervention en cas de déversement pétrolier comprennent trois paliers. Le premier palier comprend l'activation de l'équipement d'intervention embarqué qui est suffisant pour faire face à un petit déversement de moins de 100 barils. Si cet équipement est insuffisant, l'exploitant passe au deuxième palier, qui comprend la mobilisation de l'équipement situé à St. John's dont peuvent se prévaloir les exploitants par le truchement de la Société d'intervention Maritime, Est du Canada Ltée, et qui est typiquement prévu pour réagir à un déversement pouvant atteindre 100 000 barils. Si l'équipement embarqué et l'équipement de la SIMEC s'avèrent insuffisants, on passe au troisième palier, c'est-à-dire que l'exploitant doit acquérir de l'équipement d'intervention ailleurs au Canada ou à l'étranger, équipement qui se trouve en grande mesure dans des hangars spécialisés, comme à Southampton, au Royaume-Uni, et peut être mobilisé à Terre-Neuve-et-Labrador dans les 24 heures. Chaque exploitant réalise chaque trimestre des exercices d'activation de son plan d'intervention d'urgence, et tous les exploitants réalisent collectivement un exercice de terrain chaque année, comprenant le déploiement de l'équipement d'intervention en cas de déversement.

    La question que tout le monde se pose, surtout depuis l'incident de Macondo, est de savoir si nous sommes prêts à réagir à un vaste déversement d'hydrocarbures dans l'environnement par suite de l'activité d'exploitation du pétrole extracôtier en cas d'un tel accident regrettable. Certaines personnes pensent que le concept de préparation signifie que les sociétés seront capables de récupérer la plupart ou la totalité du pétrole déversé, ce qui n'est tout simplement pas possible à l'heure actuelle. Nous nous attendons à ce que la tragédie de Macondo entraîne une forte intensification des travaux de recherche et de développement pour améliorer la capacité d'intervention en cas de déversement.

    La réalité est que les déversements d'hydrocarbures dans l'environnement marin sont traités au moyen de plusieurs processus, à la fois naturels et mécaniques. L'océan de l'Atlantique Nord est un environnement très rude où la récupération du pétrole est très difficile, même par temps idéal. Toutefois, la plus grande menace pour les mammifères et les oiseaux marins émane des nappes de pétrole. Par conséquent, les mesures d'intervention d'urgence doivent aussi tenir compte de la valeur de la dispersion du pétrole pour minimiser les impacts. À l'heure actuelle, nous n'approuvons pas l'utilisation de dispersants chimiques mais nous sommes en train de revoir notre position à la lumière de l'expérience de Macondo et en consultant des experts d'Environnement Canada et de Pêches et océans.

    S'il y avait un déversement grave sur les Grands Bancs, les évaluations environnementales réalisées jusqu'à présent pour les projets comprennent une modélisation détaillée de l'évolution potentielle d'un déversement au large de Terre-Neuve-et-Labrador. Au moyen de 40 années de données climatologiques, ces modèles indiquent qu'il serait peu probable, même en cas de déversement grave, que le pétrole s'approche des côtes de la province. Certes, les conséquences d'un déversement se produisant aussi loin des côtes canadiennes seraient quand même graves et appelleraient une réaction immédiate, mais la situation serait sensiblement différente de ce que nous avons vu dans le Golfe du Mexique.

    Deux brèves remarques avant de conclure.

    La production de pétrole au large de nos côtes a débuté en 1997. Fin mars 2010, près de 1,2 milliard de barils de pétrole ont été produits et, durant cette période, 1 100 barils de brut se sont déversés, soit moins de un baril par million de barils produits. Dans le Golfe du Mexique, avant la tragédie de Macondo,13 barils avaient été déversés dans l'océan pour chaque million de barils produits, et ce chiffre ne concerne que les déversements de plus de 50 barils. Il n'y a eu aucune éruption de pétrole dans notre zone extracôtière. Évidemment, nous préférerions qu'il n'y ait jamais ni blessure, ni déversement, mais nous pensons que les résultats dans notre zone extracôtière sont tout à fait raisonnables.

    Dans le sillage de l'incident de Macondo, l'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers, comme tous ses homologues, examine attentivement les leçons tirées, ce qui nous aidera à améliorer notre performance comme instance de réglementation, ainsi que celle des entités que nous réglementons. Nous avons confiance dans notre solide régime de sécurité et de protection environnementale mais nous sommes toujours à l'affût de ce qui nous permettrait de l'améliorer.

    Merci de votre attention. Je répondrai avec plaisir à vos questions.

    Merci beaucoup, monsieur Ruelokke.

    C'est maintenant au tour de l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, représenté aujourd'hui par Stuart Pinks, chef de la direction, et Keith Landra, directeur, Opérations, santé, sécurité et environnement. Bienvenue, messieurs.

    Je crois comprendre que c'est M. Pinks qui va s'adresser au comité. Allez-y, je vous en prie.

    Merci beaucoup de me donner la possibilité de comparaître ce matin.

    Je pense que la plupart d'entre vous savez que notre président et moi-même avons déjà comparu devant le comité le 25 mai. Aujourd'hui, j'aimerais profiter de l'occasion qui m'est offerte pour résumer, en particulier à l'intention des nouveaux membres du comité, ce qui a déjà été dit puis de poursuivre en faisant pour le comité une mise à jour sur les développements pertinents qui se sont produits depuis.

    Jusqu'à maintenant, depuis le forage du premier puits de prospection en 1967, un total de 207 puits ont été forés dans la région extracôtière de la Nouvelle-Écosse. Pendant la même période, deux projets ont vu le jour et sont maintenant en production, et un troisième est en préparation. Il n'y a actuellement aucune activité de forage dans la région extracôtière de la Nouvelle-Écosse, et aucun forage n'est envisagé à court terme.

    Le projet énergétique extracôtier Sable, qui est exploité par Exxon Mobil, est actuellement le seul projet en exploitation dans le territoire du ressort de l'Office. Le projet comporte la production de gaz naturel provenant de cinq champs distincts en eau peu profonde à environ 225 km de la côte est de la Nouvelle-Écosse. La production a commencé en décembre 1999 et il est prévu qu'elle se poursuive pendant la présente décennie.

    Veuillez m'excuser, monsieur Pinks, mais les interprètes n'arrivent pas à vous suivre. Pourriez-vous ralentir un peu, s'il vous plaît?

    Voulez-vous que je reprenne depuis le début ou dois-je continuer?

    Continuez.

    Le projet de mise en valeur du gisement extracôtier de gaz Deep Panuke de la société Encana est actuellement en cours de développement; il vise également l'extraction de gaz naturel d'une zone extracôtière située en eau peu profonde à environ 250 km au sud-ouest de Halifax. La production doit commencer au cours du dernier trimestre de 2011. La région extracôtière de la Nouvelle-Écosse est riche en gaz et, jusqu'à maintenant, seules de petites quantités d'huile légère y ont été découvertes.

    Lorsqu'il autorise l'exécution de travaux au large de la Nouvelle-Écosse, l'Office impose aux opérateurs l'obligation de prendre les mesures nécessaires pour prévenir les déversements ou les situations comportant des risques. Cependant, si un accident grave, un déversement accidentel ou une émission incontrôlée d'hydrocarbures devaient se produire pendant une activité autorisée, l'exploitant devrait assumer l'entière responsabilité des conséquences, notamment pour ce qui est de réparer les dommages. Dans de telles situations, il incomberait normalement à l'Office de prendre la tête de la réponse gouvernementale et d'en assurer la coordination avec d'autres ministères et organisations des gouvernements fédéral et provincial. L'exception à cette façon de faire serait la rupture des pipelines d'exportation : dans ce dernier cas, la réponse gouvernementale serait dirigée conjointement par notre Office et nos collègues de l'Office national de l'énergie.

    Le projet Sable et le projet Deep Panuke produisent tous deux du gaz naturel. Toutefois, certains des réservoirs contiennent une quantité d'hydrocarbures légers liquides appelés condensat. Étant donné les propriétés du condensat que l'on peut comparer à un mélange de kérosène et de naphta, l'épaisseur de l'irisation en surface qui résulterait du déversement serait mesurée en microns, ce qui est très mince, et sa taille serait limitée puisque le tout se dissiperait rapidement par évaporation et par dispersion à l'intérieur de la partie supérieure de la colonne d'eau. Un tel déversement est fort différent d'un déversement de pétrole brut.

    Tous les opérateurs doivent conclure un contrat avec une organisation d'intervention environnementale, par exemple la Société d'intervention Maritime, Est du Canada, pour disposer de ressources et de compétences additionnelles lorsqu'elles sont nécessaires pour intervenir en cas de déversement. Le régime réglementaire en place pour prévenir la survenance d'incidents comportant des risques et des déversements et pour assurer l'intervention appropriée à la suite de tels incidents est exhaustif et bien structuré.

    Il est intéressant de souligner qu'en réponse à la catastrophe de la plate-forme de forage Deepwater Horizon, le gouvernement des États-Unis a récemment adopté de nouveaux règlements pour les activités gazières et pétrolières menées dans la zone externe de leur plateau continental. Le premier règlement exige que les opérateurs élaborent et mettent en place des systèmes de sécurité et de gestion environnementale; les offices canadiens des hydrocarbures extracôtiers imposent cette exigence aux opérateurs depuis de nombreuses années. L'exigence concernant les systèmes de sécurité et de gestion environnementale fait partie intégrante du nouveau Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz promulgué au Canada en décembre dernier. Ce règlement va plus loin que le règlement adopté aux États-Unis parce qu'il impose aux opérateurs l'obligation d'élaborer et de mettre en place des plans de sécurité et des plans de protection de l'environnement qui doivent, entre autres, décrire comment leurs systèmes de sécurité et de gestion environnementale seront appliqués aux activités qu'ils entendent mener.

    Le second nouveau règlement américain modifie le règlement sur le forage pour ce qui est du contrôle des puits. Le personnel de conseil reconsidère actuellement ces nouvelles exigences américaines en détail pour déterminer s'il y a des changements que nous devons faire sur le fait d'aller la base avancée.

    Le nouveau règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz tient les opérateurs entièrement responsables pour leur comportement en matière de sécurité et d'environnement, et les force à adopter des normes et des pratiques exemplaires. Un élément-clé des mesures législatives en place est la capacité donnée à l'Office d'adopter des lignes directrices complètes pour aider les opérateurs à comprendre et à interpréter les règlements afin de s'y conformer le. De pair avec l'adoption du récent Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz, quatre lignes directrices ont été émises pour observations et application provisoire. Les lignes directrices font état, entre autres, des normes des pratiques exemplaires reconnues pour la réalisation de travaux, ainsi que des exigences concernant le dépôt réglementaire de documents lorsque les autorisations et des approbations sont demandées à l'Office.

    Une autre mise à jour importante dont je veux vous faire part aujourd'hui a trait à la réponse réglementaire internationale à l'incident qui s'est produit dans le Golfe du Mexique. L'OCNEHE et l'OCTNHE sont membres de l'International Regulators Forum, groupe de neuf organismes de réglementation en matière de santé et de sécurité dans la plupart des grandes régions extracôtières de production d'hydrocarbures, dont le Royaume-Uni, la Norvège, l'Australie et les États-Unis. L'International Regulators Forum, ou IRF, a été mis sur pied en 1994 afin de promouvoir des améliorations en matière de santé et de sécurité dans ce secteur d'activités grâce à la collaboration à des programmes conjoints et au partage de l'information et des pratiques exemplaires. L'Office national de l'énergie a été un chef de file des initiatives de l'IRF aussi et s'est activement impliqué dans trois de ses conférences depuis 2005.

    En septembre, l'IRF a tenu une rencontre extraordinaire de deux jours organisée par le Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement, la nouvelle division du MMS à Washington. Il s'agissait de la première rencontre extraordinaire de l'IRF depuis sa fondation, 17 ans auparavant, et elle a été expressément convoquée pour discuter des questions liées aux récents accidents mettant en cause les hydrocarbures en zone extracôtière, plus particulièrement la perte de contrôle des puits Montara en Australie et Macondo dans le Golfe du Mexique. Pendant la rencontre, les membres de l'IRF ont discuté comment le mieux répondre à ces incidents d'une perspective de contrôle. En outre, bon nombre des associations de l'industrie en ont profité pour présenter diverses initiatives destinées à améliorer la sécurité des opérations extracôtières.

    À la fin de la rencontre, l'IRF a confirmé sa détermination à améliorer la sécurité des activités extracôtières et à exercer du leadership en matière de réglementation mondiale de sécurité. Ces questions ont aussi fait l'objet de discussions lors de la troisième conférence de l'IRF sur la sécurité en zone extracôtière tenue à Vancouver début octobre. Organisée par le Canada, la conférence a regroupé, pendant trois jours de discussions productives sur un large éventail de sujets en matière de sécurité extracôtière, près de 200 représentants de l'industrie et d'organismes de réglementation de 17 pays. Après la conférence, les membres de l'IRF se sont rencontrés et ont approuvé un programme stratégique centré sur les points suivants : sécurité, culture, leadership, intégrité des blocs obturateurs de puits, questions opérationnelles, indicateurs de rendement, compétence des exploitants, critères de capacité, utilisation de normes et pratiques exemplaires de l'industrie.

    J'espère que cette mise à jour permettra de maintenir la confiance du comité et du public canadien dans le régime réglementaire du Canada sur les activités extracôtières.

    Merci pour la possibilité que vous nous avez offerte.

    Merci beaucoup, monsieur Pinks, de toutes ces informations.

    Nous passons maintenant au troisième groupe de témoins, de l'Office national de l'énergie, représenté par Gaëtan Caron, président et premier dirigeant, et Bharat Dixit, chef d'équipe, Conservation des ressources.

    Je vous souhaite la bienvenue, messieurs. C'est à votre tour.

    Merci, monsieur le président.

    Bonjour, honorables députés.

    Je vous remercie de votre invitation à me présenter devant vous aujourd'hui pour vous faire part des plus récents développements au chapitre d'éventuelles interventions d'urgence pendant des forages pétroliers et gaziers en mer.

    Le 11 mai, quelques semaines à peine après l'éruption incontrôlée dans le Golfe du Mexique, l'Office national de l'énergie a pris l'engagement de passer en revue les exigences en matière de sécurité et d'environnement pour les forages extracôtiers dans l'Arctique canadien.

    Depuis ma visite précédente en mai, plus de 115 groupes et organismes distincts se sont inscrits afin de prendre part à cette revue, dont des collectivités du Nord, des groupes autochtones, des organisations non gouvernementales de l'environnement, d'autres organismes de réglementation et des représentants de l'industrie.

    Le 20 septembre, l'ONE a annoncé que la revue du dossier Arctique se ferait en trois étapes. À la première étape, qui est en cours, il s'agit de rassembler les meilleures connaissances disponibles sur les forages extracôtiers dans un milieu arctique. De manière à élargir encore plus son champ de connaissances, l'Office a également, par la voie d'un appel public le 30 septembre, invité quiconque possédant une expertise ou de l'information pertinente à lui en faire part. D'autres demandes d'information de ce type sont prévues.

    L'Office examinera en outre les recommandations de la commission nationale créée par le gouvernement américain sur le forage et le déversement au puits Deepwater Horizon de BP, qui devrait normalement être rendu public en janvier 2011.

    La deuxième étape de la revue du dossier Arctique donnera aux participants l'occasion de se pencher sur l'information recueillie en plus de poser des questions et de faire part de leurs commentaires sur les éléments étudiés. À la conclusion de cette deuxième étape, l'Office produira un rapport public après avoir pris en considération tous les renseignements à sa disposition, et ce rapport servira au moment de l'examen de futures demandes de forage extracôtier dans l'Arctique canadien. La revue de ce dossier sera publique. Il s'agira d'un processus transparent et les personnes que ces questions préoccupent auront l'occasion d'y prendre part.

    Des réunions avec des collectivités du Nord sont déjà prévues pour discuter de la revue du dossier arctique. Par exemple, le 24 novembre, nous serons à Inuvik afin de rencontrer l'Inuvialuit Regional Corporation. Tôt en décembre, nous rencontrerons aussi des membres du Conseil inuvialuit de gestion du gibier et du Conseil consultatif de la gestion de la faune.

    L'Office a l'intention de se rendre dans d'autres collectivités du Nord, notamment au Nunavut, pour prendre connaissance des préoccupations qui prévalent à ces endroits.

    Je tiens à souligner que l'Office a à coeur de rencontrer ces collectivités et de les écouter. Ce sont leurs habitants qui seront les plus touchés par les décisions prises à l'égard du forage extracôtier dans l'Arctique canadien.

    Dans la trousse d'information qui vient d'être rendue publique jeudi dernier, nous décrivons comment demander la tenue de réunions dans le cadre de la première étape de la revue visant à recueillir de l'information pour bien cerner la situation. Nous avons indiqué que de telles demandes devraient nous être présentées d'ici le 31 janvier 2011.

    Nous avons également annoncé que nous avions l'intention de retenir les services de conseillers et de spécialistes pour que nous puissions acquérir certaines des connaissances dont nous avons besoin, et nous avons demandé à quiconque participait à la revue de nous indiquer d'ici la fin novembre les domaines pour lesquels, à leur avis, les renseignements actuels, s'ils ne sont pas inexistants, présentent du moins des lacunes.

    Enfin, nous avons précisé qu'une aide financière pouvant atteindre 300 000 $ au total allait être disponible pour aider les participants à acquitter les frais de déplacement découlant de la participation aux réunions à la deuxième étape de la revue. Ces réunions sont prévues pour le printemps à Inuvik, Iqaluit, Yellowknife et Whitehorse, et d'autres endroits seront ajoutés au besoin. Elles donneront aux Canadiens l'occasion de se pencher sur l'information recueillie et de poser des questions aux autres participants.

    Un des éléments qui sera examiné par l'Office à l'occasion de la revue du dossier Arctique a trait aux interventions en cas d'urgence. Notre rôle premier est de prévenir les accidents. L'Office doit tout de même être prêt à intervenir quelle que soit la situation d'urgence et peu importe quand elle pourrait se produire. En cas de déversement ou d'incident attribuable à un forage en mer dans l'Arctique canadien, l'Office serait l'organisme fédéral responsable. En cette qualité, c'est à nous qu'il incombe de responsabiliser l'exploitant lorsqu'il s'agit de prévoir, d'atténuer et de gérer les accidents et les déversements de pétrole, peu en importe l'ampleur et la durée.

    Pour s'assurer qu'une société est parfaitement prête à réagir en cas d'incident, l'Office impose le respect d'un vaste ensemble de règles en ce qui concerne la capacité d'intervention en cas d'urgence. En matière de forages extracôtiers, l'article 6 du Règlement sur le forage et l'exploitation des puits de pétrole et de gaz au Canada exige expressément des sociétés qu'elles proposent un plan d'intervention en cas d'urgence, lequel est examiné en détail par l'Office avant toute autorisation de forage. En présence de lacunes, il incomberait à la société de les combler pour pouvoir obtenir l'autorisation de forer.

    Le Règlement exige par ailleurs de préciser l'étendue et la fréquence des exercices d'intervention en cas de rejet de pétrole, qui doivent en outre être coordonnés entre les différents organismes d'intervention fédéraux, territoriaux et municipaux. En tant qu'organisme responsable, nous jouerions un rôle de premier plan à l'occasion d'une éventuelle intervention d'urgence. Pour se préparer dans le contexte de futurs forages en mer possibles, le personnel de l'Office a pris part à six exercices d'intervention uniquement au cours des six derniers mois. D'autres exercices seront tenus ultérieurement.

    Avant d'approuver un projet, l'office doit être convaincu que le programme de forage de l'exploitant intègre des plans de sécurité, d'intervention d'urgence et de protection environnementale qui répondent à nos normes. L'office passe en revue chaque demande soumise pour s'assurer que la sécurité des travailleurs et des travailleuses, du grand public et de l'environnement sera respectée.

     Comme c'est clairement expliqué dans l'objet de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, la sécurité, la protection de l'environnement et la conservation des ressources sont les seuls éléments pertinents lors de l'examen d'une demande présentée aux termes de cette loi.

    Dans le cadre de la revue du dossier Arctique, l'Office étudiera de très près les nouvelles règles américaines sur la sécurité adoptées vers le début d'octobre. Un premier regard, comme l'a dit mon collègue M. Pinks, m'a permis de constater que nombre des changements mis en oeuvre depuis que le moratoire a été levé aux États-Unis font déjà partie intégrante du régime de réglementation canadien. Par exemple, les nouveaux règlements américains exigent des sociétés qu'elles obtiennent une attestation d'un tiers indépendant établissant que les plates-formes peuvent être utilisées sans danger, ce qui est déjà exigé dans notre législation. Toujours aux termes des nouveaux règlements américains, l'industrie est tenue d'élaborer un système intégré de gestion des questions de sécurité et d'environnement. Encore une fois, au Canada, les exploitants sont déjà tenus de disposer de tels systèmes de gestion. En d'autres termes, les États-Unis se rapprochent de la position canadienne.

    Je conclurai, monsieur le président, en parlant de ce que nous pouvons apprendre des autres. Comme l'a dit M. Pinks, le Canada est un membre actif de l'International Regulators Forum. L'IRF a justement tenu sa plus récente en conférence à Vancouver il y a deux semaines. Plusieurs membres du personnel de l'Office étaient à Vancouver à l'occasion de cette conférence de trois jours, y compris M. Dixit et moi-même.

    J'en ai personnellement retiré ce qui suit : les organismes de réglementation des pays touchés de près par les forages extracôtiers, notamment les États-Unis, la Norvège, le Danemark, le Royaume-Uni, l'Irlande, l'Australie, le Mexique, le Brésil, les Pays-Bas et le Canada, font front commun autour de la notion de promotion d'une culture qui met la sécurité à l'avant-plan, du besoin de s'en remettre à des systèmes de gestion pour promouvoir une telle culture, du rôle que doivent jouer les organismes de réglementation pour responsabiliser l'industrie afin d'atteindre les résultats souhaités en matière de sécurité, d'environnement et d'intervention en cas d'urgence, des vérifications des systèmes de gestion voulus qu'il faut mener et des inspections sur le terrain qu'il faut effectuer, qui sont là autant d'outils clés dont nous disposons pour assurer la sécurité dans le contexte du forage en mer.

    Je vous remercie, mesdames et Messieurs les députés, de m'avoir donné l'occasion de vous faire part des plus récents développements au chapitre d'éventuelles interventions d'urgence pendant les forages pétroliers et gaziers en mer.

    Merci beaucoup, monsieur Caron.

    Nous ouvrons maintenant la période des questions. Chaque député aura sept minutes. Nous commençons avec l'opposition officielle.

    Monsieur Tonks, vous avez la parole.

    Merci, monsieur le président. Merci aux témoins d'être ici.

    Nous venons de recevoir des informations très complètes et intéressantes. On aimerait parfois, monsieur le président, que le public soit dans la salle durant de tels exposés car je pense que cela le rassurerait sur le fait que les dispositifs de réglementation mis en oeuvre par le Canada et par la communauté internationale représentent absolument ce qu'il y a de mieux en la matière.

    Cela dit, comme je suis un néophyte, je ne connais pas bien les détails concrets du confinement, des puits de secours et des aspects techniques des interventions d'urgence. Je vous remercie beaucoup de nous avoir donné un aperçu du processus de gestion et de redevabilité.

    Monsieur Ruelokke, en ce qui concerne les plans d'urgence, vous avez souligné que les forages dans les régions du Nord et dans l'Arctique extracôtier se font souvent dans un climat et un contexte très différents de ceux du Golfe du Mexique.

    Vous avez parlé de confinement en nous donnant presque l'impression que le confinement et la recherche en la matière sont nécessaires, et peut-être même plus que le forage de puits de secours en guise de précaution. C'est en tout cas ce que j'ai compris.

    Pourriez-vous nous donner quelques précisions à ce sujet?

    Certainement. C'est une très bonne question. Je vais essayer d'y répondre.

    Quand je parle de confinement, je parle des efforts déployés après un incident, c'est-à-dire après une défaillance quelconque de l'équipement et des procédures comme nous l'avons constaté à Macondo. Vous vous souviendrez  — comme nous tous — que plusieurs choses se sont produites simultanément dans le sillage de Macondo. La première est qu'on a immédiatement commencé à forer deux puits de secours dans la zone adjacente pour s'assurer qu'au moins l'un des deux serait efficace. Chacun savait que cela prendrait plusieurs mois, ce qui a été le cas.

    On a également entrepris simultanément un certain nombre d'activités pour essayer de contenir le pétrole à la tête du puits, là où il s'échappait du bloc obturateur. La première tentative a été faite avec une grande structure. Étant donné la présence de gaz s'échappant en bordure du puits, il y avait formation d'hydrates entraînant de la congélation, ce qui avait obligé à retirer cette espèce de grand chapeau qu'on avait placé au-dessus du puits.

    On a fait d'autres tentatives pour installer d'autres structures au-dessus du puits, et c'est ce qui a finalement réussi. Le dernier appareil placé au-dessus a finalement fait cesser l'éruption.

    Pour faire tout cela, cependant, on a dû tout inventer sur le moment. On n'avait jamais dressé de plan cohérent pour contenir une éruption de cette nature. Évidemment, BP a tiré beaucoup de leçons de cet événement, tout comme les autres exploitants qui ont aidé la société dans ce travail.

    J'ai parlé tout à l'heure de Marine Well Containment Company, une nouvelle société créée à l'origine par quatre sociétés pétrolières — Shell, Exxon Mobil, Chevron et ConocoPhillips — auxquelles BP vient de se joindre. Elles ont engagé plus de 1 milliard de dollars pour concevoir et construire un équipement de confinement similaire à celui utilisé à Macondo mais qui pourrait être déployé presque instantanément ou en quelques jours, mais en tout cas pas au bout de quelques semaines ou mois.

    C'est excellent.

    J'ai posé cette question parce que je pensais que le confinement, à vos yeux, est une opération qu'on doit entreprendre après le déversement, sur un très vaste secteur. Je suis rassuré de voir que vous parlez de confinement immédiat, sur le lieu même du forage.

    Oui.

    Ma deuxième question concerne l'Office national de l'énergie. Je m'adresse à tout le monde. Étant donné que ce qui s'est passé dans le golfe a entraîné une analyse très intensive des questions techniques, est-ce que cette information est intégrée aux exigences post-événement lorsqu'une demande est formulée? Est-ce qu'on accélère ce genre d'analyse et qu'on la met sur une trajectoire de politique et de ce qui est exigé quand une demande est reçue?

    Merci de cette question, monsieur Tonks.

    Je vous dis que oui, sans aucune hésitation. La communauté des organismes de réglementation de la sécurité extracôtière, qui se penche continuellement sur les systèmes de gestion — et c'est en fait un plan d'apprentissage — applique cette philosophie à elle-même. Un incident comme celui du Golfe du Mexique est intégré à notre processus de réflexion en vue des demandes futures.

    Dans notre cas, monsieur Tonks, nous avons l'avantage d'avoir un conçu un processus qui permettra d'aller au fond des choses et de savoir ce que chacun pense qu'est une opération de confinement quand elle réussit, ou même quand elle échoue. L'organisme de réglementation se doit de prévoir deux scénarios : le succès et l'échec. Ce sont les deux choses, honorable député, que nous devons envisager avant même de penser à approuver un puits.

    Ça fait partie du processus. Ça fait partie de notre examen du dossier de l'Arctique, et ça fait partie de la politique voulant que nous ne devons jamais supposer qu'on a tout fait pour assurer la sécurité des travailleurs et des collectivités. Nous devons toujours supposer qu'on peut faire plus. Voilà la culture de la sécurité que nous devons instaurer chez les exploitants et que nous devons toujours appliquer à notre propre fonction de réglementation.

    Je vous en remercie.

    Me reste-t-il une minute ou deux?

    En fait, monsieur Tonks, c'est terminé pour vous. Merci.

    Très bien. Merci, monsieur le président, et merci aux témoins.

    Je donne maintenant la parole à Mme Brunelle, du Bloc québécois, pour sept minutes.

    Vous avez la parole, madame.

    Merci, monsieur le président.

    Bonjour, messieurs. Ça me fait plaisir de vous rencontrer.

    Monsieur Ruelokke, j'ai été intéressée par votre présentation. Les citoyens des Îles-de-la-Madeleine, au Québec, ont beaucoup d'inquiétudes. On est situé à seulement 80 km de votre gisement, et ce territoire du Québec dépend de la pêche et du tourisme. On est vraiment très près de vos côtes, à environ 100 km.

    Vous devez être au courant du fait qu'il y a un moratoire sur toute exploitation jusqu'en 2012. Ce moratoire a été décrété par le gouvernement du Québec.

    Il y a une préoccupation. On veut attendre d'avoir fait une étude environnementale et stratégique; on veut attendre que ce soit terminé. En effet, les écosystème dans le golfe du Saint-Laurent sont très fragiles. L'industrie de la pêche est la principale industrie et elle est importante pour les populations.

    Il y a aussi une autre chose qui nous inquiète. On s'aperçoit que Terre-Neuve-et-Labrador aura les avantages de ce gisement. Certains se demandent même si on va pomper le pétrole du Québec. On sera peut-être tributaires des inconvénients; c'est une supposition.

    Je me demande pourquoi vous continuez d'autoriser les travaux effectués par Corridor Resources Inc., plutôt que d'attendre que soit terminée l'évaluation environnementale stratégique québécoise.

    M. Ruelokke.

    Merci beaucoup.

    Permettez-moi d'expliquer ce qui s'est produit dans le secteur englobant la structure qu'on appelle  « Old Harry ». Il s'agit d'un permis de prospection qui a été délivré à Corridor Resources il y a un certain temps et qui ne vaut que dans la région extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador.

    La seule activité entreprise là-bas jusqu'à présent est la suivante : Corridor Resources a très récemment entrepris une étude des risques géologiques, une étude sismique superficielle pour examiner les sédiments se trouvant immédiatement sous le plancher marin. Aucune demande de forage n'a encore été présentée et, si Corridor Resources en présente une, l'entreprise sera tenue de produire une évaluation environnementale des effets que pourrait avoir un forage.

    Pour le moment, nous n'avons pas reçu de demande de forage. Si nous en recevons une, nous exigerons une évaluation environnementale qui devra porter sur l'ensemble du secteur de forage et de la région environnante. Je veux dire par là qu'elle ne devra pas porter seulement sur la région de Terre-Neuve mais aussi, par exemple, sur l'activité de pêche qui est tellement importante pour les gens des Îles de la Madeleine.

    Une évaluation environnementale stratégique avait été effectuée il y a quelques années sur toute la zone englobant ce permis et il y avait eu à l'époque une certaine coopération, bien sûr, comme toujours, avec d'autres instances de réglementation. Je ne suis cependant pas très au courant car c'était avant mon époque, mais je crois que l'évaluation avait été exhaustive et que des gens du Québec y avaient participé.

    Donc, pour résumer, aucun puits n'a encore été foré dans ce secteur et aucun puits n'y sera foré tant qu'on n'aura pas effectué une étude environnementale concluant qu'on peut entreprendre le forage sans causer de dommages indus à l'environnement.

    Prévoyez-vous que les études préliminaires seront faites? À quel moment prévoyez-vous ces forages ou ces demandes d'autorisation pour forage?

    Je crois comprendre que Corridor cherche activement des partenaires pour forer un puits extracôtier. Elle n'a pas l'expérience de ce genre de forage puisque son expérience provient essentiellement de forages réalisés à terre au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-Écosse ainsi que de l'exploitation de puits de pétrole et de gaz à terre.

    Tant qu'elle n'aura pas trouvé des partenaires dont l'un possède l'expérience et la capacité technique de forer un puits en mer, il n'y aura pas de forage. Si elle y parvient, elle aura alors jusque… En vertu de l'Accord de l'Atlantique, les permis de prospection sont valides pendant neuf ans.

    L'accord dispose que le premier puits doit être foré pendant les cinq premières années, c'est-à-dire, dans le cas présent, avant le 15 juillet 2013. Si Corridor devait forer un puits, elle devrait le faire avant cette date. Pour le moment, elle n'a pas encore trouvé de partenaire qui lui permettrait de le faire.

    On a lu dans les journaux que se faisaient des levés sismiques, entre autres, et que cela pouvait poser un danger pour certains grands mammifères. Ça veut donc dire qu'ils ont eu la permission de faire ces levés sismiques. C'est ce que vous dites, n'est-ce pas?

    Oui. Elle a été autorisée au début d'octobre — le 4, je crois — à effectuer une étude sismique superficielle des risques géologiques. Je crois qu'elle l'a fait entre le 11 et le 16 octobre. Un observateur des pêcheries était à bord pour s'assurer que toutes les bonnes procédures étaient appliquées afin qu'il n'y ait aucun mammifère marin dans la zone de l'étude et qu'aucune activité de pêche n'était affectée. L'étude est maintenant terminée.

    Oui, cette étude a été autorisée par l'Office.

    Il y a une dernière chose. Dans votre témoignage, vous dites qu'en cas de déversement, vous avez trois systèmes. Vous dites également, sauf erreur, que vous pouvez contrer un déversement de 150 barils. Ça ne m'a pas semblé beaucoup, peut-être que la traduction n'était pas bonne.

    Advenant un déversement à large échelle, vous dites qu'il sera difficile de contrer des grandes marées de pétrole, comme on en a vu aux États-Unis, et que vous devez faire de la recherche pour avoir un plan plus concret.

    En mai dernier, lors de la venue des témoins, on a vu que les puits de secours n'étaient pas dans la mire des compagnies qui veulent forer, car ils étaient trop dispendieux. Ne croyez-vous pas que vous allez un peu trop vite en ce qui a trait à l'autorisation que vous donnez aux compagnies et que ça pourrait être dangereux d'avoir un déversement et de ne pas avoir de solution? Vous en êtes encore à faire de la recherche, si je comprends bien.

    J'ai mentionné tout à l'heure tous les documents qu'il faut présenter au sujet des plans et des procédures. Je pense que vous posez deux questions et je répondrai d'abord à la deuxième.

    La question est de savoir si les sociétés font tout le travail exigé pour se préparer aux urgences et s'il y a une sorte d'analyse des coûts. Nous ne faisons aucun calcul de ce que ça coûte à une entreprise de se préparer. Nous exigeons qu'elle soit préparée et qu'elle nous en donne la preuve en nous fournissant des plans et des procédures détaillés indiquant la manière dont elle agira en cas d'urgence, quelle qu'elle soit. Je veux parler ici des plans d'urgence, des plans d'intervention d'urgence, et des plans de réaction à un déversement de pétrole. Tous ces documents sont examinés à la loupe par nos experts et par les experts des autres organismes avec lesquels nous travaillons.

    En ce qui concerne le scénario d'intervention en cas de déversement grave, vous vous souviendrez que j'ai parlé de trois paliers de réaction. Le premier palier concerne un petit déversement de moins de 100 barils. Dans un tel cas, on peut réagir avec l'équipement qui se trouve toujours à bord et avec les navires qui sont sur place. Au deuxième palier, il faut pouvoir réagir à un déversement pouvant atteindre 100 000 barils. Dans ce cas, on fera uniquement appel aux ressources qui sont disponibles à Terre-Neuve. Au troisième palier, c'est-à-dire pour un déversement de plus de 100 000 barils, on devra probablement faire appel à des ressources nationales et, peut-être, internationales. Ce serait une situation similaire à celle de Macondo.

    Le message que je tiens à vous communiquer est que, si l'intervention traditionnelle en cas de déversement est encore adéquate et importante, on se concentre beaucoup plus aujourd'hui sur la prévention des accidents. Toutefois, s'il y a un accident, nous analyserons l'effort de confinement qui a réussi à Macondo pour voir comment il pourrait s'appliquer à cette situation.

    Merci, Madame Brunelle.

    Je donne maintenant la parole à M. Cullen, pour sept minutes.

    Merci, monsieur le président, et merci aux témoins d'être ici.

    Mes questions seront brèves car j'en ai beaucoup à poser.

    Monsieur Ruelokke, a-t-on envisagé de faire une pause dans le projet de forage de Chevron lorsque l'accident de BP s'est produit dans le golfe? Avez-vous envisagé de suspendre les opérations en attendant de savoir ce qui s'est vraiment passé?

    Oui, nous l'avons envisagé mais nous avons très rapidement réalisé que toutes les procédures voulues étaient en place. Chevron avait le bon personnel et le bon équipement. Nous lui avons permis de percer ce puits. Je pense que c'était probablement une vingtaine de jours après l'éruption de Macondo.

    Je vous pose la question parce que le puits de Macondo se trouvait à environ 5 000 pieds de profondeur. Celui de Chevron est beaucoup plus profond, à 8 500 pieds environ.

    C'est exact.

    Nous savons que les pressions et les facteurs en jeu ne produisent pas un graphique linéaire. Plus c'est profond, plus ça devient exponentiel. Sans connaître les détails mécaniques et procéduriers de l'accident du golfe, n'était-il pas foncièrement risqué de donner votre approbation? Si l'équipement qui avait fait défaut dans le golfe — et que tout le monde pensait auparavant être sécuritaire — était également employé par Chevron, n'était-il pas risqué de prendre une décision qui aurait pu avoir certaines implications?

    Je crois qu'il y a un certain degré de risque dans toute décision concernant l'activité pétrolière en haute mer. Ce qui compte, pour aller de l'avant, c'est de savoir que ce risque est bien compris et a été correctement analysé. Dans notre cas, nous avons assez rapidement appris que ce qui s'était produit à Macondo provenait du fait qu'on n'avait pas suivi les bonnes procédures. Il y avait eu toutes sortes d'avertissements sur un afflux d'hydrocarbures dans le puits durant les jours et même les semaines précédant l'éruption mais, pour une raison que j'ignore, on n'en a pas tenu compte.

    Nous avons examiné la question dans le contexte de la plate-forme Stena Carron qui venait de terminer un forage dans le Bassin laurentien en plein hiver à un niveau plus profond qu'à Macondo. C'était dans 1 600 mètres d'eau, soit un peu plus qu'à Macondo.

    J'ai passé beaucoup de temps là-dessus et j'ai été très impressionné par les compétences, les capacités et la culture de sécurité sur cette plate-forme. Je l'avais également visitée lorsqu'elle avait été transférée à Chevron, et ce qui m'avait beaucoup impressionné, c'était l'engagement pris par Chevron et par les gens de la Stena Carron au sujet de ce qu'ils appellaient leur « pouvoir de faire cesser le travail ». C'est l'exemple probablement le plus rigoureux que j'aie jamais vu d'une culture positive de la sécurité, et je travaille dans ce domaine depuis plus de 30 ans.

    Permettez-moi de vous interrompre une seconde.

    Je vous crois quand vous dites que vous pensiez que c'était sécuritaire. Je soupçonne cependant que les gens du golfe pensaient eux aussi que la plate-forme de BP était sécuritaire.

    Je m'adresse maintenant à l'Office national de l'énergie.

    Est-ce que l'étude que vous menez actuellement porte aussi sur le processus d'octroi de baux dans l'Arctique, monsieur Caron?

    Non, M. Cullen. C'est une question de politique publique qui ne concerne pas l'Office.

    Bien. Est-ce qu'elle porte sur la côte est ou la côte ouest?

    Non.

    Y a-t-il une étude en cours sur les sables bitumineux ou le gaz de schiste?

    Non, il n'y en a pas. Vous avez raison.

    Ai-je raison de penser que les fonds prévus pour les intervenants serviront à payer leurs frais de voyage mais pas à financer des recherches?

    Vous avez raison.

    Cela ne crée-t-il pas un scénario potentiel de David et Goliath dans lequel les sociétés pétrolières…

    Veuillez m'excuser, je n'ai pas bien entendu.

    Cela ne risque-t-il pas de créer un déséquilibre dans la mesure où les sociétés d'énergie, les sociétés pétrolières, ont beaucoup de ressources pour faire des recherches alors que les intervenants — les Premières nations, les citoyens locaux — n'auront pas accès à ce genre de recherche, à des avocats ou à des informations essentielles? Cela ne préoccupe-t-il pas l'ONE?

    Ce qui préoccupe l'ONE, c'est d'entendre ce que les gens ont à dire. C'est pour cette raison que nous allons nous rendre dans chaque collectivité du Nord qui désire s'adresser à nous.

    Je pense que votre effort à cet égard est louable, mais il faut bien que les gens aient accès à des informations pour faire une contribution positive. L'Office a-t-il envisagé d'octroyer des fonds aux intervenants pour leur permettre d'effectuer certaines des recherches qui sont nécessaires? Il est certain que les sociétés pétrolières feront les leurs.

    Merci, je comprends mieux votre question.

    Au titre de la loi de l'ONE, nous avons le pouvoir légal d'accorder des fonds aux participants aux audiences sur les pipelines. Cela comprend la recherche. Au titre de la LOPC, la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, nous n'avons pas ce pouvoir. Nous faisons tout notre possible pour être abordable dans le cadre de ces contraintes.

    Nous avons aussi écrit aux gens qui souhaitent que l'on fasse de la recherche pour les inviter à nous communiquer leurs suggestions à cet égard. Nous leur avons donné jusqu'à fin novembre pour faire leurs suggestions, pour faire en sorte que les informations qu'ils estiment pertinentes leur soient et nous soient disponibles en même temps.

    Les réponses à ces questions montrent qu'il ne s'agit pas d'une « révision exhaustive, au niveau fédéral, des lois, règlements et politiques qui régissent la mise en valeur des sources non conventionnelles de pétrole et de gaz, dont les sables bitumineux, les gisements pétroliers et gaziers en eau profonde et le gaz de schiste ». Ce n'est pas ce que vous faites.

    Ce que nous faisons, c'est l'examen le plus exhaustif qui nous semble nécessaire conformément à notre mandat. Nous ne faisons pas plus que cela...

    Donc, vous ne vous occupez pas de toutes les autres questions.

    Conformément à notre mandat, nous sommes allés aussi loin que possible, monsieur Cullen. Il n'y a aucune question que nous ne posions pas pour pouvoir agir comme il faut le jour où une demande nous est présentée.

    La raison pour laquelle je vous pose cette question est que ce que je viens de lire faisait partie d'une motion adoptée à l'unanimité par la Chambre des communes pour assurer l'examen de tous ces autres aspects. Ce n'est pas ce que vous faites.

    Si je ne me trompe, nous ne faisons pas partie de la branche exécutive du gouvernement. Nous faisons ce que les membres du conseil l'administration de l'Office — tribunal administratif indépendant et quasi judiciaire — ont décidé que nous devons faire conformément à notre mandat, lequel est déjà assez vaste.

    Je suis surpris, monsieur Caron, que vous ayez dit dans votre témoignage…vous avez déjà témoigné devant le comité, avec l'autre monsieur, et je vous avais posé une question très précise sur le temps qu'il faudrait pour creuser un puits de secours dans l'Arctique. Depuis lors, vous m'avez envoyé une lettre pour me répondre.

    Quand je vous avais posé cette question précise, vous m'aviez dit que vous ne connaissiez pas la réponse et n'aviez pas cette information. Plus tard, nous avons découvert ce qu'il y avait exactement dans vos notes de breffage. C'était durant l'échange concernant la question que j'avais posée pour savoir s'il serait possible de creuser un puits de secours durant la même saison dans l'environnement de l'Arctique. Voici ce qu'il y avait dans vos notes de breffage :

    Cela n'aurait-il pas été la réponse franche à ma question directe?

    La réponse franche à votre question est celle que je vous avais donnée, honorable député.

    Voici la question exacte que vous m'aviez posée :

    Le président m'avait demandé d'être bref. J'aurais pu vous répondre brièvement en disant « oui » étant donné que c'est possible puisque Devon avait fait approuver cette capacité par l'Office en 2005. Cette société avait une capacité de forage d'un puits de secours durant la même saison pour intervenir et obturer le puits dans les 60 jours.

    Si j'avais eu plus de temps, j'aurais pu ajouter que, si vous montez plus au nord, dans les îles de l'Arctique, les glaces sont permanentes dans certains secteurs. Donc, si vous forez à partir d'une structure glacée permanente, vous êtes dans une situation où, du point de vue d'un puits de secours, vous allez forer essentiellement comme si vous étiez sur terre. Dans ce cas, la réponse pourrait fort bien encore être « oui » mais j'aurais hésité à vous dire cela car la méthode n'a pas été mise à l'épreuve.

    À l'avenir, je comprends que…

    Comprenez-vous que cela soit une source de confusion et soit potentiellement trompeur?

    Veuillez le laisser terminer sa réponse, monsieur Cullen. Il essaye certainement d'être concis.

    J'ai presque fini, monsieur le président.

    Si vous allez entre les deux, c'est-à-dire que vous avez une saison pour forer un puits et que vous êtes limité par une saison de trois ou quatre mois, dépendant du type d'environnement ou du type de plate-forme que vous utilisez, quel que soit son niveau de certification, vous pourrez peut-être forer un puits en une saison, en deux saisons ou en trois saisons. C'est ce que disaient les notes de breffage dont vous avez parlé : forer un puits — pas seulement un puits de secours— peut prendre jusqu'à trois ans. Donc, la politique de l'Office est d'exiger une capacité de forage d'un puits de secours dans la même saison.

    Pas du tout.

    Votre temps de parole est écoulé de toute façon, monsieur Cullen. Vous avez pris deux minutes de plus.

    Nous y reviendrons au tour suivant.

    Vous aurez un autre tour.

    Je passe maintenant à M. Allen, du parti gouvernemental, pour sept minutes, et cela mettra fin au premier tour.

    Merci, monsieur le président.

    Je voudrais revenir sur une ou deux choses relatives aux questions de M. Cullen.

    Merci de cet éclaircissement, M. Caron, car l'envoi d'une lettre représentait une sorte de grande inquisition envers vous. Je suis heureux que vous ayez éclairci la question.

    Je voudrais revenir aussi sur une autre intervention. Monsieur Ruelokke, vous avez parlé d'une culture de la sécurité, et c'était au sujet de Chevron, je crois. En outre, vous avez parlé de 1 milliard de dollars que dépensent ces grandes sociétés au sujet de technologies avancées de confinement sous-marin. J'ai quelques questions à ce sujet. Y a-t-il déjà des résultats de cette analyse qui se fait? Quand vous attendez-vous à obtenir des résultats du milliard de dollars que dépensent ces grandes sociétés sur le confinement sous-marin? Par ailleurs, et cela concerne la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve, quelles pourraient être selon vous les principales leçons de l'accident du Golfe du Mexique, du point de vue de la réglementation?

    Merci de cette question.

    Je commence par l'effort de confinement. L'exercice a débuté en juillet. BP s'y est jointe il y a environ un mois et on n'en est donc encore qu'au tout début. Ce qu'on fait essentiellement en ce moment, pensons-nous — même si nous n'y participons pas activement puisque c'est fait par les sociétés —, consiste à revoir ce qui s'est fait, à tirer les leçons de la situation, si vous voulez, à Macondo, parce que ce fut le premier cas de ce genre de grande opération de confinement sous-marin.

    Nous allons en profiter de plusieurs manières. Mes deux collègues ont mentionné le International Regulators Forum dont nous sommes un membre très actif. Aux États-Unis, l'organisme de réglementation est le Bureau of Ocean Energy Management. Je peux vous dire que nous avons rencontré son directeur il y a quelques semaines, lors de la conférence de Vancouver, et que nous rencontrons son personnel opérationnel pour discuter de questions diverses. Nous allons donc rester au courant et suivre de près les efforts déployés à ce sujet parce que c'est essentiellement ce qui se fait en ce moment dans le Golfe du Mexique.

    La deuxième chose est que, lorsque des sociétés préparent à notre intention un plan d'intervention d'urgence pour un nouveau puits de prospection en eau profonde, nous leur demandons ce qu'elles ont l'intention de faire en matière de confinement, notamment où elles obtiendront les ressources nécessaires pour ce faire. C'est une chose qui ne se faisait pas jusqu'à maintenant. Voilà donc une leçon que nous tirons directement de l'accident. Je soupçonne que nos collègues de la Nouvelle-Écosse et de l'Office national de l'énergie appliqueront la même leçon.

    Votre deuxième question était de savoir ce que nous faisons des leçons apprises. L'une des choses que nous avons tirées de l'incident de Macondo, c'est que la question fondamentale n'était pas tellement l'absence de règlement adéquat mais plutôt l'absence d'une culture de la sécurité, et aussi qu'il n'y avait pas à notre avis un degré adéquat de supervision de ce qui se passait, ce qui avait permis à un certain nombre de choses de se faire largement en dehors des pratiques normales.

    Il y avait eu plusieurs occasions d'intercession qui auraient été couronnées de succès si elles avaient été exploitées plus tôt pour prévenir l'incident mais, pour diverses raisons… En fait, nous ne connaissons pas encore les raisons.

    Certains d'entre vous savez peut-être que BP est venue à Ottawa il y a trois ou quatre semaines faire un exposé sur l'incident de Macondo par l'intermédiaire du ministère des Ressources naturelles. On nous a fait un exposé en trois parties. Il y avait dans le groupe un membre de l'équipe d'enquête sur l'ingénierie. Il nous a parlé avec franchise de ce qui n'avait pas marché et de ce qu'on aurait pu faire pour arrêter les opérations. Un autre membre de l'équipe nous a parlé de l'effort de confinement, et le troisième, de la réaction au déversement. Les leçons tirées ont été que nous avons de bons régimes de réglementation et que nos exploitants possèdent une bonne culture de la sécurité, avec des pratiques et des procédures adéquates. Il y a cependant une leçon plus importante que toutes les autres à tirer de tous ces incidents. Je sais de quoi je parle parce que j'étais personnellement concerné lorsque ma société avait des employés au sein de l'équipage de l'Ocean Ranger. Nous avons perdu cinq de nos employés à cette occasion. Aucun de ces incidents ne s'est produit parce qu'il y a une chose particulière qui n'a pas marché et qui a causé la catastrophe. Dans tous les cas, il s'est agi d'un certain nombre de choses qui, individuellement, n'auraient pas eu de conséquences aussi tragiques mais qui, prises ensemble et se déclenchant l'une après l'autre, entraînent la catastrophe.

    La meilleure manière d'éviter cela est d'adopter et d'imposer une culture adéquate de la sécurité. Je vous donne un petit exemple : le pouvoir de faire cesser le travail dont je parlais tout à l'heure. Sur la plate-forme de forage de Chevron, chaque employé a la possibilité, à n'importe quel moment, de faire cesser le travail s'il constate quelque chose qui lui semble dangereux ou s'il croit que cela risque de poser un problème de sécurité.

    Une semaine et demie avant l'éruption de Macondo, il y avait un véhicule télécommandé qui surveillait continuellement le bloc obturateur de puits et le tube goulotte. On avait constaté que des bulles sortaient de l'un des modules de contrôle du BOP, ce qui est totalement anormal. Ça ne doit pas se produire. Ça veut dire que quelque chose ne va pas mais on n'en a pas tenu compte. Personne n'a rien fait. Si quelqu'un avait dit : « Il faut aller voir ce qui ne va pas »... Certes, cela aurait coûté cher. En eau profonde, il aurait fallu plusieurs jours pour remonter le tube goulotte et le BOP afin de les inspecter pour cerner le problème. Cela aurait pu coûter 10 ou 15 millions de dollars. C'est un investissement qui aurait à l'évidence valu la peine s'il avait permis d'éviter cette catastrophe. Dans une culture de la sécurité, c'est ce qu'on aurait pu faire.

    C'est vraiment là que nous déployons nos efforts maximum, et nos exploitants font le nécessaire pour instaurer une culture adéquate de la sécurité sur chaque installation de notre secteur.

    Je pourrais vous en parler encore pendant longtemps mais j'en reste là.

    Monsieur Pinks pourra peut-être nous en parler aussi. Vous parlez d'une culture de la sécurité et vous avez raison. Je conviens que c'est important mais, en fin de compte, tout dépend encore de chaque employé, de chaque individu. Comment pouvez-vous intégrer cela à vos règlements pour vous assurer que l'entreprise a vraiment fait le nécessaire et que chaque employé ne se sent pas menacé s'il fait ça?

    Voulez-vous…

    Oui, allez-y, monsieur Pinks.

    J'allais dire que nous savons probablement tous que c'est la culture de la sécurité qui permettra de s'améliorer continuellement. La leçon pour nous, organismes de réglementation — et c'est ce dont nous avons beaucoup discuté au International Regulators Forum —, est de savoir comment nous pouvons promouvoir la sécurité en haute mer et tenir les exploitants responsables d'une amélioration continue. Autrement dit, passer d'un régime de conformité à un régime d'amélioration continue.

    Nos nouveaux règlements sur le forage et la production augurent bien de l'avenir à cet égard. Ils nous permettent de tenir les exploitants responsables de la mise en oeuvre de pratiques exemplaires et du respect des meilleures normes dans leur travail.

    L'IRF est un regroupement d'organismes de réglementation de huit pays — neuf, en fait, puisque le Mexique vient d'y adhérer. Nous avons dressé collectivement une liste de questions stratégiques. Nous considérons que, si nous nous concentrons sur certaines activités quand nous travaillons ensemble, et que nous agissons ensuite individuellement dans nos propre pays et nos propres juridictions, cela débouchera sur l'amélioration continue que nous recherchons en matière de culture de la sécurité.

    Je confirme tout à fait ce que disait Max, c'est-à-dire que la culture de la sécurité que j'ai constatée dans mon travail en Nouvelle-Écosse — j'ai aussi travaillé auparavant à Terre-Neuve — n'a strictement rien à envier à celle des autres pays. Il existe réellement une très forte culture de la sécurité dans notre secteur extracôtier et, je crois, dans celui de Terre-Neuve aussi.

    Merci, monsieur Pinks.

    Merci, monsieur Allen. Votre temps de parole est écoulé.

    Nous entamons maintenant le deuxième tour, de cinq minutes, avec M. Andrews.

    Merci, monsieur le président.

    J'ai quelques questions à poser à M. Ruelokke..

    Vous avez parlé d'intervention d'urgence au premier palier en disant que la réaction de l'exploitant est la première ligne de défense en cas de déversement. Nous venons maintenant de voir tout ce qui est arrivé avec l'éruption de BP, et je suppose que nous avons adressé certaines recommandations à ces entreprises pour qu'elles modifient leurs plans d'intervention et qu'elles les actualisent. Évidemment, leurs plans d'intervention avaient été formulés lorsqu'elles avaient présenté une demande de forage extracôtier. Combien de temps leur est-il accordé pour la mise en oeuvre de ces nouveaux plans d'intervention si elles les modifient?

    En fait, nous n'avons identifié aucune lacune dans les plans qui ont déjà été fournis. Du point de vue des opérations de production, nous avons un cycle d'autorisation de trois ans. Par exemple, dans le cas de Hibernia, son autorisation d'exploitation arrive à échéance à la fin de l'automne de 2011. Tous ces plans sont révisés une fois tous les trois ans. Il y a un plan d'urgence pour chaque nouveau puits qui est foré mais, pour un puits en production, c'est une fois tous les trois ans.

    Nous évaluons continuellement les leçons apprises mais nous n'avons constaté aucune lacune ni aucun défaut dans les plans d'intervention. Nous n'avons donc pas demandé de mises à jour. Pour les nouveaux puits de prospection, comme je l'ai dit, nous exigerons des mesures de confinement sous-marin. Ce n'est pas quelque chose que nous exigions dans le passé mais nous le ferons très certainement à l'avenir.

    Bien.

    Un autre organisme d'intervention que vous n'avez pas mentionné est la Garde côtière canadienne. Quel serait son rôle en cas de déversement de pétrole? À votre avis, est-elle bien équipée pour intervenir? Pensez-vous qu'elle est assez bien préparée pour pouvoir le faire? Pourrait-elle améliorer sa préparation? Y a-t-il des lacunes quelconques de ce côté-là?

    Je dois admettre que je ne suis pas totalement au courant des ressources de la garde côtière. Pendant plusieurs années, comme son directeur était un ami personnel — le superviseur des services d'urgence —, j'avais l'occasion de le rencontrer et de m'informer lorsque je lui rendais visite dans son bureau. La garde côtière possède certainement des ressources pour appuyer ce que feraient les exploitants par le truchement de la Société d'intervention maritime, Est du Canada. Elle possède des équipements très similaires. L'une des choses qu'elle possède mais que ne possède pas la SIMEC, c'est une flotte stable de navires pouvant être déployés instantanément. En cas d'accident, les entreprises utiliseraient leurs navires d'approvisionnement actuels et, si nécessaire, en obtiendraient peut-être d'autres, mais ces navires ne sont normalement équipés que pour une intervention de premier palier. Pour le deuxième palier, elles seraient obligées d'aller à St. John's pour charger l'équipement de la SIMEC.

    Vaudrait-il la peine que vous preniez langue avec la garde côtière pour évaluer sa capacité d'intervention et voir si elle s'est améliorée?

    Je n'en suis pas absolument certain mais je crois que la garde côtière a comparu devant ce comité à la même époque que nous, en mai.

    C'était avant que je fasse partie du comité.

    Quand vous parlez de la SIMEC, à quelle vitesse pourrait-elle réagir à un déversement? A-t-elle fait une analyse de son délai de réaction et de ses capacités depuis BP?

    Oui, et je crois qu'elle a également témoigné devant le comité mais je n'en suis pas totalement sûr.

    Elle participe chaque année à un exercice d'entraînement organisé par les exploitants. Le dernier remonte à octobre. Je parle de l'exercice de synergie. Je sais également qu'elle est en contact avec Transports Canada, de par mes discussions avec ce ministère, car la SIMEC assume la responsabilité d'intervenir en cas de déversements à partir de navires, ce qui est différent des déversements à partir de plates-formes de production. Je veux parler des navires transportant du pétrole. Je sais que Transports Canada a discuté avec elle de l'équipement supplémentaire dont elle aurait besoin et qu'un plan a été dressé à cet effet.

    Vous avez parlé de supervision et de l'OCTNHE. Vous avez mentionné le puits récemment foré en eau profonde, ainsi que la présence d'observateurs de l'OCTNHE à bord. Durant cette période de forage en eau profonde, aviez-vous des observateurs à bord? À l'avenir, envisagez-vous d'en avoir sur tous les navires de production, 24 heures sur 24, 365 jours par an? Pouvez-vous me dire ce que vous faisiez pendant le forage du puits en eau profonde...

    Nous menons des inspections et vérifications de routine mais nous n'avons personne en permanence sur aucune des plates-formes. Nous déployons notre personnel en fonction d'une analyse de risque, ce qui veut dire que les activités ou secteurs qui nous semblent poser plus de risques que les autres retiennent plus notre intérêt et sont plus supervisés.

    Si vous me permettez de revenir à la question que vous avez posée au sujet de ce qui s'est passé sur la plate-forme Stena Carron lors du forage du puits Lona-055, nous avions dressé un plan de supervision renforcé et en avions informé Chevron, la société exploitante. Cela veut dire que nous avions un observateur à bord pendant les phases critiques du forage.

    Avant le déclenchement de ces activités critiques, nous avions appliqué ce que nous appelons une pause opérationnelle. Autrement dit, nous nous étions assurés officiellement, avec l'exploitant et avec la société de forage, Stena, que tout l'équipement et toutes les procédures nécessaires étaient en place pour faire face à tout ce qui pouvait arriver pendant la phase suivante de forage.

    Comme il s'agit d'un puits de prospection, l'information le concernant reste confidentielle pendant deux ans mais je peux vous dire que, pour tout puits de prospection, l'une des choses qui nous intéressent du point de vue de la sécurité et de la protection de l'environnement est ce qui se passe quand on entre dans les zones cibles du substrat où l'on s'attend à trouver des hydrocarbures.

    Donc, avant d'entrer dans la cible, nous imposons une pause opérationnelle pour nous assurer qu'on est parfaitement prêt à faire face à tout ce qui pourrait arriver. S'il y a une poussée de pression, comment réagira-t-on? Possède-t-on l'équipement voulu pour réagir? Le personnel a-t-il reçu la formation voulue et est-il certifié? Toutes ces vérifications étaient faites de manière continue pendant le forage de ce puits.

    Nous appliquons le même genre de surveillance à n'importe quel puits, en particulier aux puits de prospection. Nous ne plaçons cependant pas l'un de nos employés sur chaque plate-forme 24 heures sur 24.

    Merci, monsieur Ruelokke.

    Merci, monsieur Andrews.

    Nous retournons du côté gouvernemental avec Mme Gallant, pour cinq minutes.

    Merci, monsieur le président, et merci aux témoins.

    Les sociétés d'exploitation pétrolière en haute mer sont-elles tenues de contribuer à une caisse de responsabilité ou à un fonds de succession, comme les sociétés nucléaires, en mettant de côté une certaine somme constituant une assurance en cas d'accident ou de problème après-coup?

    Les sociétés pétrolières sont tenues de nous prouver qu'elles ont la capacité financière de faire face à tout ce qui pourrait tourner mal dans un puits. Notre régime est similaire à celui qui a été appliqué dans le Golfe du Mexique. L'exploitant assume la pleine responsabilité de tous les coûts en cas d'accident.

    En ce qui concerne le dispositif de succession, nous appliquons à Terre-Neuve-et-Labrador depuis 2004 des lignes directrices pour l'éducation et la formation en recherche et développement en vertu desquelles les sociétés exploitantes sont tenues de consacrer un certain pourcentage de leur production à l'éducation en recherche et développement. La somme est calculée en fonction d'une moyenne renouvelable. Cela veut dire que les trois opérations de production que nous avons actuellement à Terre-Neuve-et-Labrador investiront collectivement environ 30 millions de dollars par an dans la recherche et le développement ou l'éducation et la formation.

    Donc, s'il y a un déversement, il n'y a pas d'argent placé quelque part dans un fonds que l'on pourrait distribuer aux victimes? Celles-ci seraient obligées d'intenter des poursuites?

    NORAD travaille actuellement sur un volet maritime. Est-ce que l'infrastructure critique que vous réglementez — je considère qu'un puits de pétrole en eau profonde ou n'importe quel puits en production est une infrastructure critique — est sur la carte de NORAD? Y a-t-il un protocole de communication en cas d'infraction à la sécurité appelant certaines mesures?

    Je suis pas au courant des activités générales de NORAD concernant les installations extracôtières mais Transports Canada est chargé d'assurer la sécurité des installations marines. Le ministère effectue une vérification régulière de chaque installation pour s'assurer qu'il y a des mesures de sécurité adéquates, à la fois en haute mer et à terre.

    Bien.

    Il y a eu cet été un exercice inter-agences appelé Opération Nanook dans l'Arctique canadien. On a mentionné que les sociétés pétrolières opérant au large de la côte est ont leurs propres ressources mais que, si quelque chose arrivait dans l'Arctique, nous devrions dépendre de ressources gouvernementales.

    J'aimerais savoir si votre office a participé à ces scénarios de planification. S'il y avait un accident ou une urgence avec l'un de ces puits en eau profonde qu'on envisage de creuser dans l'Arctique — ou même avec l'un des navires pétroliers —, serions-nous mieux préparés à réagir grâce à cet exercice?

    Si vous le permettez, monsieur le président, je demande à M. Dixit de répondre car il en sait probablement plus que moi sur cet exercice.

    Vous avez la parole, monsieur Dixit.

    Vous demandez si notre office a participé à ces exercices dans le Grand Nord, et la réponse est oui. Nous avions aussi participé activement à l'exercice précédent. Il s'agissait alors de l'opération Narwhal et nous avions participé à la formulation des scénarios.

    Dans l'opération Nanook, nous n'avons pas participé autant à la formulation du scénario mais beaucoup à la planification et à la surveillance de l'exercice.

    C'est très encourageant.

    Revenons maintenant à l'accident de BP. Parmi les mesures qui n'avaient pas réussi à boucher le puits, y avait-il des mesures que vos offices auraient jugées acceptables si la situation s'était produite dans les eaux canadiennes?

    Je vais répondre en premier, madame Gallant.

    Nous aurons la réponse à cette question dans le rapport de janvier 2011 que publiera une commission indépendante convoquée par le président Obama.

    Je vais citer le professeur Mark Fleming, de l'université Saint Mary's, qui s'était adressé à la conférence de l'IRF à Vancouver il y a deux semaines. Il a déclaré — et c'est à mon avis la meilleure leçon que j'ai apprise à Vancouver — que les accidents arrivent parce que les gens ne font pas ce qu'ils sont censés faire.

    Cela nous ramène d'ailleurs à ce que disait M. Pinks, c'est-à-dire qu'il faut qu'il y ait des systèmes de gestion. Nous, les offices de réglementation, devons tenir l'industrie responsable non seulement d'avoir un système de gestion documenté, mais aussi de l'améliorer continuellement, en vérifiant que le PDG s'y consacre pleinement, que les travailleurs s'y consacrent autant, et que, si les employés de première ligne constatent une lacune sur le plan de la sécurité, ils en parlent.

    La leçon que je tire jusqu'à présent du golfe, à partir de ce que j'ai lu — et nous n'avons lu qu'une toute petite partie de ce que nous lirons en janvier —, concerne cette notion de culture de la sécurité. Notre office participe pleinement à l'instauration de cette culture qui doit exister sur une plate-forme de forage en haute mer et, si elle n'existe pas, il le sait. Nous avons le pouvoir de faire cesser les activités si nous constatons un problème.

    Excellent.

    Le Canada possède-t-il une technologie de confinement qui n'aurait pas été utilisée dans le golfe, que ce soit à la tête du puits ou au périmètre extérieur du déversement?

    Pas à ma connaissance. S'il y avait eu une telle technologie disponible au Canada, ou n'importe où dans le monde, je pense qu'on l'aurait utilisée. Il y a eu un afflux énorme de ressources dans le Golfe du Mexique, d'un peu partout, pour tenter de maîtriser cette éruption.

    Merci, madame Gallant.

    C'est maintenant au tour de M. Pomerleau, pour cinq minutes.

    Merci, monsieur le président.

    Merci à vous d'être venus nous rencontrer aujourd'hui.

    Ma question sera celle d'un parfait néophyte dans ce domaine. Elle va dans le même sens que celle de mon collègue M. Allen.

    Du point de vue du public, British Petroleum, une compagnie sérieuse, connue, riche, avait certainement les équipements sécuritaires requis pour faire des forages. Il y avait certainement du personnel formé. Il y avait certainement un plan d'urgence, j'en suis convaincu. On doit admettre aussi qu'il y avait des procédures connues d'intervention. Il y avait certainement des contacts internationaux en cas de problèmes majeurs, comme en ont toutes les autres compagnies. Il y avait certainement beaucoup d'expérience et beaucoup de données accumulées au fil du temps sur des choses possibles.

    Pourtant, il s'est produit un déversement qui a duré plusieurs mois. Et aujourd'hui, dans les journaux, la dernière estimation du coût de l'opération faisait état de 40 milliards de dollars, mais ce n'est peut-être pas fini non plus.

    A l'Office national de l'énergie, vous parlez de resserrer la réglementation au Canada. À l'intention du public, qu'est-ce qui vous rend aussi certain d'arriver à quelque chose de mieux que cela, compte tenu surtout — Mme Galant en a parlé — du forage en Arctique, qui est une tout autre problématique, beaucoup plus complexe et plus dangereuse, à mon avis?

    Monsieur Pomerleau, je suis d'accord sur toutes les hypothèses que vous avez émises. Comme nouveau membre du comité, vous posez les questions pertinentes. Je n'oserais vous dire que je suis certain de quoi que ce soit, sauf qu'il faut demeurer vigilant.

    Je dis aux Canadiens et aux Canadiennes, aux Québécois et aux Québécoises que nous avons un régime réglementaire qui, par définition, se concentre sur trois choses.

    D'abord, nous devons faire tout ce que nous pouvons, à titre d'organisme de réglementation en matière de sécurité et d'environnement, pour que le forage se fasse de façon sécuritaire, protège l'environnement et protège les communautés autochtones, qui seraient les premières affectées par un incident. Par ailleurs, je ne peux vous promettre qu'un accident ne se produira jamais. Les Canadiens et les Canadiennes ne peuvent pas croire qu'un accident ne se produira jamais.

    En ce qui concerne la deuxième étape de notre démarche réglementaire, s'il y avait accident, même si la probabilité est très faible, la conséquence d'un tel accident serait très importante. Donc, il faut que nous soyons prêts, comme régulateurs, pour nous assurer que l'entreprise, aidée au besoin par la société civile, les ministères et les organismes publics, sera prête d'avance de telle sorte que, si un accident se produisait, on puisse contenir et interrompre cet événement le plus tôt possible.

    La troisième démarche, c'est de supposer qu'on peut toujours apprendre et faire mieux. Alors, j'offre aux Canadiens et Canadiennes une volonté réglementaire de ne jamais être satisfait de la réglementation et d'aller chercher le nouveau milligramme de sagesse qu'on peut incorporer dans un processus qui, par définition, veut l'amélioration continue dans tout ce qu'on fait.

    Pour le reste, en tant qu'organisme de réglementation, nous sommes indépendants du gouvernement. Nous ne sommes donc pas partie prenante des questions de politiques. Cependant, nous nous inscrivons dans un processus, à savoir que s'il y avait une demande — on s'attend à en recevoir peut-être en 2012 ou plus tard — pour un forage qui aurait peut-être lieu en 2014 ou au-delà de cela, notre travail consisterait à regarder cela froidement et à nous demander si cela répond à nos normes spécifiques en matière de réglementation. Et, même si l'entreprise nous dit que cela va bien fonctionner, on va demander de quelle façon, advenant le cas où cela ne fonctionnerait pas, on pourrait recourir à toutes les infrastructures nécessaires pour répondre de façon adéquate, dans l'intérêt public.

    Notre examen public de l'article vise essentiellement cette grande question que vous posez.

    Monsieur Pinks et monsieur Ruelokke, vos organismes ont-ils l'intention d'aller aussi loin dans la révision de la réglementation qui vous concerne directement, in your own fields?

    Comme l'a dit l'un de mes collègues, nous venons tout juste de mettre la dernière main à une nouvelle série de règlements sur le forage et la production qui sont entrés en vigueur le 1^er janvier. Nous les avons revus en détail. Évidemment, ils étaient déjà en application avant l'incident du Golfe du Mexique. Après notre révision — ce sont des règlements que nous appliquons tous, les trois offices et les trois gouvernements —, nous avons conclu qu'il n'y avait aucune lacune et qu'il n'y avait rien à y changer à cause de ce qui s'était produit dans le golfe.

    Cela dit, la révision des règlements est une activité systématique de tous les offices, et nous avons tous la responsabilité d'adresser des avis aux gouvernements si nous estimons qu'il y a quelque chose à changer dans les textes réglementaires. Pour le moment, nous n'avons rien vu dans les nouveaux règlements qui doive être changé.

    Merci, monsieur Pomerleau.

    Avez-vous quelque chose à ajouter brièvement, monsieur Pinks?

    J'allais juste ajouter que je partage l'opinion de M. Ruelokke. Nos offices — tous les trois — donnent des conseils techniques aux gouvernements lors de la rédaction des règlements. Comme vous le savez, les textes réglementant sur le forage et la production ont été mis à jour. Ce travail continue. Il y a toute une série de règlements au titre de l'accord. Sept ou huit ont déjà été promulgués, et certains autres, plus anciens — ils ont été promulgués dans les années 1980 — sont également en cours de révision.

    Il y a manifestement des leçons à tirer d'accidents tels que celui de Deepwater Horizon. Il y avait eu un accident similaire en Australie un an plus tôt. Les leçons tirées de ce genre de situation sont prises en compte quand nous adressons des conseils aux gouvernements. Ce sont les gouvernements qui rédigent les règlements mais nous leur donnons notre avis.

    Merci, monsieur Pomerleau

    Monsieur Shory, vous avez cinq minutes.

    Merci, monsieur le président.

    Je remercie les témoins d'être venus partager leurs informations avec nous sur leur spécialité. Évidemment, il s'agit là d'un sujet dont je ne me serais probablement pas occupé si je n'étais pas député et membre de ce comité, et je vous remercie de toutes ces informations.

    Je sais que notre gouvernement est évidemment déterminé à assurer l'exploitation sécuritaire et durable des ressources naturelles, ce qui comprend les forages extracôtiers. Je crois comprendre aussi que vous êtes tous des organismes de réglementation indépendants du gouvernement. Il y a des lignes directrices rigoureuses, il y a un processus de demande, il y a certaines exigences rigoureuses de formation professionnelle, et il faut que les demandes soient approuvées par les organismes de réglementation avant que le travail puisse commencer.

    Je pense que nous tous, Canadiens, sommes très sensibles à ce qui s'est passé en avril aux États-Unis avec l'éruption du puits de pétrole, et que nous tenons à savoir si nous sommes préparés à faire face a ce genre d'accident. C'est une question cruciale que je me pose. Je sais également que l'ONE, après cet accident, a annoncé la révision de notre processus de forage.

    Ma question sera triple. Qu'est-ce que l'ONE espère obtenir de cette révision? Est-il possible que les règlements actuels seront modifiés si c'est nécessaire? Quand pouvons-nous espérer que cette révision sera terminée?

    Merci, monsieur Shory.

    Notre objectif est de pouvoir, à la fin de la phase trois, avec la publication d'un rapport public, préciser très clairement ce que les exploitants devront nous fournir à l'avenir pour nous convaincre d'approuver le forage d'un puits extracôtier dans l'Arctique. Nous indiquerons les informations qu'ils devront nous fournir à cet effet.

    Comme vous le savez, monsieur Shory, nous sommes un tribunal administratif indépendant quasi judiciaire, ce qui nous donne le pouvoir légal d'approuver ou de rejeter une demande de forage à partir des informations que nous fournit l'entreprise. Si nous approuvons, nous avons aussi le pouvoir d'imposer les conditions que l'Office national de l'énergie estime nécessaires pour que ce puits soit foré en toute sécurité, pour protéger l'environnement et pour protéger les collectivités.

    Heureusement, lorsque le législateur a adopté la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, l'objectif de cette loi a été clairement énoncé dans le préambule. Donc, en qualité d'office indépendant, nous sommes guidés, et même liés, par cette loi qui nous oblige à tenir compte de trois choses : la sécurité, l'environnement et la conservation de la ressource, c'est-à-dire son exploitation sans gaspillage. Une quatrième chose a été ajoutée récemment, la liberté d'accès. Dans le cas d'un pipeline, l'intérêt public exige qu'il soit partagé afin d'éviter de devoir construire des équipements inutiles.

    Voilà donc ce que nous espérons réaliser, monsieur Shory. Il y aura un débat public qui permettra aux gens de poser d'autres questions. L'objectif ultime sera de dire aux requérants ce qu'ils sont tenus de nous fournir pour essayer de nous convaincre d'approuver un forage.

    Quant à savoir si les règlements devraient être modifiés, le processus de modification est une question de politique gouvernementale, ce qui veut dire que les ministères s'en occupent. Comme l'a dit M. Pinks, nous sommes toujours là pour offrir notre assistance technique en cas de besoin. Les textes réglementaires nous donnent de vastes pouvoirs. De ce fait, nous n'effectuons par cette révision dans le but de demander des modifications aux règlements mais, si nous découvrons des choses importantes pour améliorer le dispositif, les responsables des politiques participeront à notre révision. Les grands ministères d'Ottawa — MPO, RNCan, AINC, et j'en oublie beaucoup — se sont inscrits pour participer à notre révision et ce sont eux qui décideront s'ils veulent lancer un processus réglementaire, et nous fournirons notre assistance technique s'ils la demandent.

    Quand cela se fera-t-il? Notre réponse jusqu'à présent, monsieur Shory, est que nous prendrons le temps nécessaire pour bien faire. La première phase est en cours et elle ne saurait se conclure tant que le rapport de la commission publique indépendante des États-Unis n'aura pas terminé son travail. Si les gens ont encore des choses à nous dire, nous continuerons de les écouter.

    La deuxième phase consistera à nous poser mutuellement des questions. Elle débutera au printemps et durera probablement quelques mois. Nous n'avons pas encore fixé de date, monsieur Shory, et je ne peux donc pas vous en donner, si vous le permettez, parce que notre objectif primordial est que tout soit bien fait.

    Absolument.

    Merci, monsieur Shory, votre temps de parole est écoulé.

    Nous abordons maintenant le dernier tour, de trois minutes, avec M. Tonks.

    Merci, monsieur le président.

    Monsieur Ruelokke, théoriquement et d'après votre connaissance de l'industrie, si une demande est présentée pour effectuer un forage en eau profonde, pensez-vous qu'il faudrait exiger une technologie particulière d'obturation et de confinement dans les règlements de l'ONE ou de l'organisme idoine, et est-ce qu'une technologie de secours serait nécessaire, avec une obturation particulière? Autrement dit, d'après votre expérience, pourriez-vous envisager que nous arrivions un jour à ce point, c'est-à-dire que nous aurions une technologie qui serait imposée par voie législative? Pouvez-vous nous dire si un secours ou quelque chose de similaire, en termes d'atténuation de la pression pendant que l'initiative de confinement se déroule, pourrait se faire en toute sécurité?

    M. Ruelokke.

    Merci, monsieur Tonks.

    Ce que nous souhaitons qui soit toujours déployé ou disponible, ou qui soit facilement disponible pour être déployé si nécessaire, c'est la meilleure technologie disponible. Je pense que c'est ce que veut la Marine Well Containment Company, c'est-à-dire faire avancer la technologie pour qu'elle soit la meilleure possible.

    L'objectif primordial a toujours été et sera toujours la prévention, bien sûr, pour s'assurer que le système de barrière qui empêche le rejet incontrôlé d'hydrocarbures dans l'environnement soit robuste, sain et solide. C'est une défaillance des systèmes de barrière qui a permis l'éruption de Macondo. C'est une défaillance des systèmes de barrière qui a permis l'éruption du puits Montara en Australie.

    Ce que vous me demandez, c'est si nous pourrions imposer le recours à telle ou telle technologie, et je pense que nous avançons dans cette voie. Comme je l'ai déjà dit, nous allons évidemment surveiller de très près sa mise au point et nous voulons nous assurer que les puits qui seront forés sur notre territoire ont le même genre de soutien et... Je cherche mes mots. En bref, nous voulons nous assurer que si quelque chose est actuellement disponible, disons dans le Golfe du Mexique, ce sera aussi disponible dans notre secteur si nécessaire. Il faudra avoir recours à la meilleure technologie disponible.

    Cela n'exigerait-il pas un puits de secours...

    Non, ça n'exigerait pas un puits de secours. Le problème est qu'un puits de secours — ce n'est pas un problème, c'est un fait — prend beaucoup de temps pour réussir. On a beaucoup discuté de percer un puits de secours en même temps que le puits principal. Le problème est que, chaque fois que vous commencez à percer un puits, vous devez savoir quelle est votre cible. Or, vous ne saurez pas quelle est votre cible parce que vous ne saurez pas si une éruption se produira dans votre puits d'exploration, ni où elle se produira dans ce puits, ce qui veut dire que vous n'aurez pas de cible. L'autre chose dont on doit toujours tenir compte avec les puits de secours est que forer un autre puits présente une nouvelle série de risques. Chaque puits s'accompagne d'un certain niveau de risque, et on double le risque si l'on doit forer deux puits chaque fois qu'on veut faire de la prospection ou de la production.

    Merci, monsieur Tonks.

    Monsieur Harris, vous avez trois minutes.

    Merci, monsieur le président.

    Je vous remercie de vos témoignages, messieurs. Ce que vous nous dites aujourd'hui est essentiellement la même chose qu'au mois de mai, si je me souviens bien, c'est-à-dire que la technologie de l'équipement qui est utilisé — dans notre cas, pour forer en eau profonde — est une technologie de pointe. Vous semblez répéter ce que vous disiez en mai, c'est-à-dire que les accidents arrivent quand les exploitants utilisent mal leur équipement ou ne tiennent pas compte des dangers éventuels qui apparaissent ou qui sont déjà présents dans l'environnement dans lequel l'équipement est utilisé.

    En ce qui concerne l'équipement lui-même et les méthodes de forage, on peut bien les étudier en long, en large et en travers mais, comme vous l'avez dit, monsieur Caron, les accidents arrivent parce que quelqu'un fait quelque chose qu'il n'était pas censé faire ou ne tient pas compte des dangers éventuels. Donc, ce sont les erreurs humaines qui causent beaucoup d'accidents, pas seulement l'industrie du forage.

    Je suis vraiment très heureux de vous entendre parler de ce régime de culture de la sécurité dans lequel l'industrie s'est engagée. Cela va, dans un certain sens, au-delà des règlements déjà en vigueur. En ce qui concerne ce pouvoir de faire cesser le travail, si j'ai bien compris, cela veut dire que si quelqu'un, sur la plate-forme de forage, constate quelque chose, il a le pouvoir en vertu de cette nouvelle structure de faire tout arrêter et d'expliquer après pourquoi il a fait cela. Il peut prendre cette décision individuellement.

    C'est exact et, là où ça s'applique — parce que ça ne s'applique pas chez tous les exploitants, mais nous allons certainement tenter de faire en sorte que ça devienne la règle —, il ne s'agit pas seulement du pouvoir de faire cesser le travail, c'est en réalité un devoir. Si vous voyez quelque chose qui vous semble dangereux, même si cela sort de votre champ de responsabilité technique, si vous croyez que ce n'est pas sécuritaire, vous avez le devoir de faire tout arrêter.

    Quand vous allez pour la première fois sur une plate-forme en haute mer, vous devez participer à une session de formation assez intensive. Je l'ai fait deux fois sur celle dont j'ai parlé, la Stena Carron, et, les deux fois, l'élément central portait précisément sur ce pouvoir de faire cesser le travail, sur ce que cela signifie, et sur le fait que le rôle de chacun est de faire ça s'il le juge nécessaire.

    Si je comprends bien ce que vous dites, monsieur Caron, lorsque vous recevez une demande de forage, ce qui concerne la manière dont on réagira à un déversement ou à une éruption est jugé absolument aussi prioritaire que le forage lui-même. Quelqu'un veut forer un puits. Comment va-t-il faire? Il devra répondre à toutes les questions mais, si quelque chose arrive, l'atténuation est un aspect tout aussi prioritaire dans le cadre du processus de décision.

    Oui, je confirme ce que vous dites

    Pour ma part, j'emploierai le mot « redondance » pour tout ce que nous faisons. Il y a redondance en ce qui concerne les blocs obturateurs de puits qui sont intégrés à cette pièce d'équipement, mais vous pouvez considérer que tout le régime repose sur la redondance. C'est comme ça que notre étude de l'Arctique est structurée. Que devez-vous faire, entreprise, pour que tout aille bien?

    Deuxième question : que devez-vous faire si ça va mal? Voyez ce que nous pouvons apprendre des accidents du passé : Piper Alpha, dans les années 80 , un incident australien que nous surveillons. Il y aura un rapport public avant Noël. C'est tout aussi inexplicable, si vous voulez, que le Golfe du Mexique, à cause de l'erreur humaine. Bien sûr, le Golfe du Mexique… Cela produit tout un ensemble de connaissances qui créent des percées dans la manière dont les organismes de réglementation régissent la sécurité.

    Merci beaucoup.

    Merci, monsieur Harris.

    Monsieur Anderson, vous avez trois minutes.

    Je voudrais rester sur cette question de redondance. Quand nous étions ici au printemps, je pense qu'on avait eu certaines explications sur ce qui est nécessaire sur une plate-forme de haute mer en termes de redondance, mais j'aimerais que vous reveniez sur la question aujourd'hui. Je crois comprendre qu'il y a double ou triple redondance. Le problème dans le golfe semble qu'on avait commencé avec du mauvais ciment et que cela a ensuite eu un impact sur le bloc obturateur. Pourriez-vous nous redire ce qui est exigé, après quoi nous passerons à une autre question?

    M. Dixit peut répondre à votre question, monsieur.

    On nous a posé une question similaire lorsque M. Caron et moi-même avons témoigné devant le Sénat il y a quelques jours. Le principal message que je veux vous donner, en prenant le bloc obturateur comme exemple, c'est que nous demandons la redondance, nous demandons la fiabilité, nous demandons la capacité. Lorsque nous avons l'identification possible d'un danger, nous allons nous pencher sur tous les aspects et sur ce que nous allons faire à ce sujet. Nous allons demander si tous les aspects sont correctement couverts. C'est seulement si nous sommes satisfaits des réponses qu'on pourra aller de l'avant.

    En termes de capacité et de formation, quelle formation est exigée ou fournie? Si quelqu'un se trouve sur une plate-forme et constate une situation, qu'est-ce que cette personne aura reçu comme formation et éducation, typiquement?

    En règle générale, il y a un document de formation et de qualification qui a été préparé pour être utilisé sur la côte est. On y indique tous les différents types de formation pour tous les différents types de postes. Il s'agit là d'exigences minimales. Les entreprises consultent ce document et font ce qui y est exigé, en plus de leur formation interne. Ce document est un document vivant qui est continuellement revu et révisé pour rehausser les normes de formation professionnelle et de compétence.

    J'aimerais avoir un peu plus de temps.

    Je me demande si vous avez autre chose à dire au sujet des cinq priorités du programme stratégique dressé lors de la conférence du forum des organismes de réglementation à laquelle vous avez participé. Quelqu'un peut-il répondre à cela?

    Vous avez mentionné la culture de la sécurité, la prévention des éruptions, les indicateurs de rendement, la compétence de l'exploitant et l'utilisation de normes. Je me demande seulement s'il y a quelque chose qui a été particulièrement dominant lors de ce forum.

    Je pense que sécurité, culture et leadership sont probablement au premier plan. Collectivement, comme instances de réglementation, nous voulons trouver comment communiquer un message à l'industrie. C'est l'industrie qui exploite les installations, c'est l'industrie qui prend les risques, c'est l'industrie qui est en affaires. Notre rôle à nous est de trouver comment, du point de vue d'une culture de la sécurité, tenir les exploitants responsables de l'amélioration continue de la culture de la sécurité. L'une des mesures que nous allons employer pour aller nous assurer qu'ils appliquent une culture raisonnable de la sécurité et qu'elle fonctionne bien et s'améliore constamment…

    Où allez-vous faire ça, alors? Si c'est la chose la plus importante que vous ayez identifiée, ou voudriez-vous aller?

    Comme je l'ai dit, lors de la conférence de Vancouver, nous avons identifié cinq priorités. Il y en a un autre, l'intégrité du bloc obturateur de puits et les questions opérationnelles. Nous avons mis en place un plan de travail pour avoir quelque chose que tous les organismes de réglementation — les membres de l'IRF et les autres — peuvent utiliser pour se concentrer là-dessus. Nous espérons avoir ça d'ici fin décembre.

    Ce que nous avons fait, c'est que nous avons réuni des équipes pour chacun des éléments du programme. Les équipes rédigeront leur mandat ainsi qu'un plan d'attaque et un échéancier. Il est donc un peu prématuré de dire que nous aurons quelque chose d'ici telle ou telle date. C'est essentiellement quelque chose qui vient juste de démarrer.

    Merci, M. Pinks et M. Anderson.

    Nous entamons maintenant le dernier tour, de trois minutes, avec M. Cullen.

    Merci, monsieur le président.

    Très rapidement, monsieur Ruelokke, l'OCNEHE a imposé à Chevron l'exigence supplémentaire de faire rapport de ses constatations et de ses propres leçons tirées du golfe. Je sais que M. Harris a eu un échange de correspondance avec vous. Avez-vous reçu ces constatations?

    À ma connaissance, nous n'avons rien reçu de Chevron officiellement. Nous avons eu des discussions continues avec leur équipe de forage pendant le forage du Lona 0-55 et peu après. Ils ont réuni pour ce puits les meilleures informations expertes que possédait Chevron. Ils avaient des collègues qui étaient impliqués dans l'incident de BP...

    Mais, précisément, il n'y a encore rien d'officiel, comme un document sur le papier?

    Non.

    Allez-vous rendre public ce que vous recevrez de Chevron?

    Ça dépendra des informations que nous donnent les exploitants. S'il y a des informations confidentielles, nous devons demander leur autorisation pour les publier. C'est ce que nous ferons.

    Monsieur Caron, on disait dans la note spécifique que vous aviez, et c'en est une partie importante, qu'on prévoit qu'il faudra trois saisons pour terminer les puits qui sont prévus. Je ne parlais pas de puits imaginaires bloqués par les glaces ou forés sur la glace. Vous savez que je parlais explicitement de l'idée de ce qui est envisagé dans l'Arctique dès maintenant et du temps qu'il faudrait pour forer un puits de secours dans ces régions-là.

    On dit dans vos notes de breffage qu'il faudra trois saisons pour les puits envisagés. Vous auriez pu dire cela. Vous auriez pu dire qu'il faudra trois saisons pour terminer les puits qu'on a prévus. Il y a d'autres puits non envisagés qu'on pourrait peut-être forer pendant la même saison. Est-ce que cela n'aurait pas été une réponse plus directe et plus franche?

    La question directe que je vous donnais, monsieur — avec la demande du président d'être bref — était la plus directe que je pouvais trouver. Il s'agissait de savoir s'il est possible d'avoir un puits de secours la même saison. Comme vous le savez, c'est notre politique. Donc, les puits qui nous seront proposés devront être conformes à notre politique.

    Voici donc le coeur du sujet....

    Cela a été proposé par la société de gestion des investissements de la Colombie-Britannique. Elle nous a écrit dans le cadre de la revue. Elle a dit qu'elle encourage l'ONE à exiger des entreprises qu'elles percent des puits similaires...

    Un rappel au règlement, monsieur le président.

    M. Anderson, pour un rappel au règlement.

    M. Cullen a déjà obtenu une réponse à cette question tout à l'heure. Il essaye de faire tout un raffut à ce sujet dans la presse et au Parlement.

    Ce n'est pas un rappel au règlement…

    Il a obtenu une réponse claire tout à l'heure. Je pense qu'il va devoir passer à autre chose pour ne pas harceler continuellement le témoin sur le même sujet.

    C'est ce qu'il a fait.

    Poursuivez, monsieur Cullen.

    Ou terminez votre réponse si vous voulez, monsieur Caron.

    J'étais sur le point de répondre à la question, monsieur le président.

    La réponse à votre question est oui si vous percez deux puits en même temps. M. Ruelokke a précisé qu'il est dit dans le rapport du mois d'août du comité sénatorial que nous ne sommes pas certains que c'est une bonne idée.

    Donc, la seule réponse franche que je puisse vous donner, monsieur Cullen, c'est que, considérant toutes les incertitudes relatives à la profondeur des puits, à la profondeur sous le plancher océanique, à l'état des glaces, qu'il s'agisse de glace permanente, qu'on soit proche de la côte, c'est une pléthore de possibilités.

    Faisons la lumière sur tout cela.

    À la fin de l'étude, je peux vous garantir que nous aurons des réponses très claires sur ce que les entreprises seront tenues de faire pour respecter les exigences de la politique de l'Office national de l'énergie.

    C'est clair en ce moment. Avec les puits…

    Votre temps de parole est écoulé, monsieur Cullen.

    On m'a interrompu, monsieur le président, et vous m'avez donné exactement trois minutes alors que vous en avez donné quatre aux autres membres du comité. Je vais donc poser une dernière question.

    D'accord, il vous reste 30 secondes, pour la question et la réponse.

    Avec les puits qui sont prévus maintenant, peut-on percer des puits de secours pendant la même saison, comme c'est exigé dans la loi actuelle? Peuvent-ils faire ça?

    Je dois répéter ma réponse, M. Cullen. S'ils percent deux puits en même temps, sans les questions que je me pose à ce sujet, la réponse est : peut-être. Nous ne savons pas. C'est précisément la question que nous posons dans notre revue arctique, M. Cullen.

    La question 16.1 du préambule cite notre exigence ou notre politique. La question est de savoir comment on fera ça. Si nous connaissions la réponse à cette question, nous y aurions répondu.

    Avez-vous la réponse?

    Merci beaucoup de votre réponse.

    Merci de vos questions, monsieur Cullen.

    Je vous remercie à nouveau tous d'être venus. Je crois que nous venons d'avoir une séance extrêmement intéressante, qui a produit des informations vraiment importantes pour les Canadiens. Merci beaucoup.

    Je suspends maintenant la séance pendant trois minutes avant de reprendre à huis clos pour examiner le rapport des isotopes.

    [La séance continue à huis clos.]