Baker Petrolite Corp. c. Canwell Enviro Industries Ltd.

Baker Petrolite Corp. c. Canwell Enviro Industries Ltd.
Base de données – Cour (s)
Décisions de la Cour fédérale
Date
2001-08-15
Référence neutre
2001 CFPI 889
Numéro de dossier
T-913-95
Notes
Décision rapportée
Contenu de la décision
Recueil des arrêts de la Cour fédérale Baker Petrolite Corp. c. Canwell Enviro-Industries Ltd. (1re inst.) [2002] 2 C.F. 3
Date : 20010815
Dossier : T-913-95
Référence neutre : 2001 CFPI 889
ENTRE :
BAKER PETROLITE CORPORATION, PETROLITE
HOLDINGS INC. et BAKER HUGHES CANADA COMPANY
demanderesses
- et -
CANWELL ENVIRO-INDUSTRIES LTD., CLIVE TITLEY
ET LA VILLE DE MEDICINE HAT
défendeurs
MOTIFS DU JUGEMENT
LE JUGE GIBSON
INTRODUCTION
[1] Les demanderesses, à titre de titulaire du brevet dans le cas de Baker Petrolite Corporation (Petrolite), de prédécesseur en droit dans le cas de Petrolite Holdings Inc., et de titulaire d'une licence exclusive pour le Canada dans le cas de Baker Hughes Canada Company (Petrolite Canada), cherchent à obtenir réparation des défendeurs pour la contrefaçon des lettres patentes canadiennes 2005946 (le brevet). Ce brevet a été délivré le 7 février 1995 pour une invention d'Edward T. Dillon intitulée « Composé et méthode pour l'adoucissement des hydrocarbures » .
[2] La défenderesse Canwell Enviro-Industries Ltd., (Canwell), à titre de demanderesse reconventionnelle, demande réparation des demanderesses au motif que le brevet est invalide et qu'elle a subi des dommages du fait des actes des demanderesses, qui ont donné l'impression, pendant de nombreuses années et même avant sa délivrance, que le brevet était valide et que Canwell contrefaisait le brevet dans le cours de son activité.
LE BREVET EN LITIGE
[3] Ainsi qu'il a été indiqué, le brevet est intitulé « Composé et méthode pour l'adoucissement des hydrocarbures » . La demande de brevet a été déposée le 19 décembre 1989 par Quaker Chemical Corp. (Delaware). Elle a été rendue publique le 23 juin 1990. Quaker Chemical Corp. (Delaware) a cédé son intérêt dans la demande à Petrolite Holdings, Inc. le 27 juillet 1993. À son tour, Petrolite Holdings Inc. a cédé son intérêt dans la demande de brevet à Petrolite Corporation, le 8 juillet 1994. La délivrance du brevet à Petrolite Corporation est intervenue le 7 février 1995. Petrolite Corporation a changé sa dénomination sociale pour Baker Petrolite Corporation le 9 juillet 1997.
[4] Le domaine de l'invention divulguée par le brevet, les données de base de l'invention et un résumé de celle-ci sont bien décrits dans la divulgation de l'invention dans les termes suivants :
[TRADUCTION] Domaine de l'invention
La présente invention concerne une méthode et une composition pour adoucir les flux d'hydrocarbures gazeux et (ou) liquides. Plus précisément, cette invention porte sur une méthode et une composition pour réduire les concentrations de sulfure d'hydrogène et de sulfures organiques dans ces flux, notamment dans les flux de gaz naturel.
Données de base de l'invention
Le gaz naturel est un mélange naturel de gaz constitués d'hydrocarbures et d'autres gaz que l'on trouve dans les formations géologiques souterraines, où il est souvent associé au pétrole. Lorsqu'il est extrait des puits de pétrole ou de gaz, le gaz naturel brut, ou gaz naturel acide, renferme des impuretés qui doivent être éliminées avant l'introduction du gaz dans un pipeline. Les principales impuretés présentes dans le gaz naturel sont l'eau, le dioxyde de carbone, le sulfure d'hydrogène et les hydrocarbures condensables, comme le propane, le butane et le pentane. C'est dans des installations de traitement des gaz que sont généralement éliminés ces constituants indésirables du gaz naturel brut. Les installations de traitement sont normalement situées sur le site d'extraction; elles peuvent être de taille variable, allant de petites unités à de grandes usines centralisées.
La composition du gaz naturel brut varie largement d'un champ à l'autre. Par exemple, la teneur en méthane peut varier entre 45 pour cent et 96 pour cent en volume, et celle de sulfure d'hydrogène de 0,1 ppm à 150 000 ppm. Étant donné que le sulfure d'hydrogène est corrosif en présence d'eau et toxique à très faible concentration, il doit être presque totalement éliminé dans le gaz naturel avant l'utilisation de ce dernier, et de préférence avant son transport. C'est ainsi que de nombreuses spécifications de pipelines limitent la quantité de sulfure d'hydrogène à moins de 0,25 g par 100 pi3 de gaz.
La technologie utilisée pour réduire la concentration de sulfure d'hydrogène dans le gaz naturel brut a été mise au point pour de grandes usines de traitement qui réduisent ledit sulfure d'hydrogène grâce à des procédés en continu. Ces grandes installations de traitement sont alimentées par un ou plusieurs puits de gaz naturel, dont chacun produit plus de 10 millions de pieds cubes de gaz naturel par jour. Beaucoup de ces procédés utilisent des produits chimiques de base ou des substances brevetées pour réduire les concentrations de sulfure d'hydrogène dans le gaz naturel et le rendre ainsi conforme aux spécifications des pipelines. De plus, beaucoup de ces procédés non seulement adoucissent le gaz naturel acide pour le rendre conforme aux spécifications des pipelines, mais régénèrent également la majeure partie, sinon la totalité, des compositions adoucissantes employées.
Il existe généralement plusieurs méthodes pour adoucir les gaz acides, c.-à-d. réduire leur teneur en sulfure d'hydrogène. Par exemple, divers produits chimiques peuvent être ajoutés ou injectés « en ligne » dans les pipelines de gaz naturel. Ces produits adoucissants peuvent être injectés à la tête du puits, au niveau des séparateurs, des unités de glycol, des refroidisseurs, des compresseurs, etc., de façon à assurer un contact avec le gaz naturel.
Parmi les substances utilisées avec ces systèmes d'injection « en ligne » , il y a divers aldéhydes. Le sulfure d'hydrogène réagit rapidement avec l'aldéhyde pour former divers types de produits d'addition, comme le poly(thioéthylène), le poly(dithiométhylène) et le trithiane. Ce type de procédé est divulgué, p. ex. dans Walker, J.F., Formaldehyde, Reinhold Publishing Company, New York, page 66 (1953).
Le brevet américain no 4,748,011 [le brevet « Baize » ] divulgue une méthode pour séparer et recueillir le gaz naturel, comprenant l'utilisation d'une solution adoucissante. Cette dernière est constituée d'un aldéhyde, d'une cétone, de méthanol, d'un inhibiteur aminé, d'hydroxydes de sodium ou de potassium et d'isopropanol. L'inhibiteur aminé comprend des alcanolamines pour ajuster le pH.
Bien que les aldéhydes (p. ex. le formaldéhyde) réduisent efficacement la concentration du sulfure d'hydrogène dans le gaz naturel et soient sélectifs pour les composés sulfurés, on sait qu'ils forment des dérivés du trithiane par réaction avec les sulfures. Les trithianes sont des solides qui ne se dissolvent pas facilement et qui bouchent donc les conduites de gaz.
De plus, les aldéhydes sont instables, sensibles à la température et ont tendance à se polymériser. Enfin, les aldéhydes sont des cancérigènes connus et des produits à risque pour l'environnement. L'emploi des aldéhydes comme adoucissants pour le gaz naturel est donc de moins en moins prisé.
Les alcanolamines peuvent elles aussi servir à adoucir les gaz acides, et notamment dans les systèmes d'injection « en ligne » . Diverses alcanolamines peuvent être utilisées dans ces systèmes, p. ex. la monoéthanolamine, la diéthanolamine, la méthyldiéthanolamine et la diglycolamine. Ainsi, le brevet américain no 2,776,870 divulgue un procédé pour séparer les constituants acides d'un mélange gazeux, consistant à ajouter au gaz un absorbant à base d'amines aliphatiques et d'alcanolamines hydrosolubles, de préférence l'éthanolamine.
Cependant, les alcanolamines ne sont pas sélectives dans leur réaction avec le sulfure d'hydrogène. Ainsi, les alcanolamines absorbent la totalité des constituants acides gazeux, présents dans le flux gazeux, p. ex. le dioxyde de carbone tout comme H2S. Cette non-sélectivité est indésirable dans beaucoup d'applications et, par conséquent, l'utilisation des alcanolamines est elle aussi de moins en moins appréciée.
Une autre méthode pour réduire la concentration du sulfure d'hydrogène dans le flux gazeux consiste à utiliser une tour (ou colonne) de lavage, dans laquelle le gaz entre en contact avec un milieu adoucissant. Les procédés à tour de fractionnement à calottes sont des procédés discontinus ou à une seule étape, qui facilitent le contact entre le gaz naturel et le produit adoucissant grâce à une zone de diffusion gazeuse, produite par des barboteurs, des anneaux Pall, des copeaux de bois, etc.
Les produits adoucissants utilisés dans les tours de lavage comprennent par exemple les « éponges de fer » . L'éponge de fer est en fait un oxyde de fer, hydraté, sensible, sur un support de copeaux ou de rognures de bois. L'oxyde de fer réagit sélectivement avec le sulfure d'hydrogène présent dans le gaz en formant du sulfure de fer. Bien qu'elle soit efficace, la méthode à l'éponge de fer présente un inconvénient : il n'est pas facile d'éliminer le produit final (voir p. ex. The Field Handling of Natural Gas, p. 74, 3e éd., 1972).
Des suspensions épaisses d'oxyde de zinc et d'oxydes de fer ont également été utilisées comme adoucissants dans les tours de lavage à la manière des éponges de fer. Cependant, il y a là aussi des problèmes d'élimination pour ces suspensions.
Dans les tours de lavage, il est possible aussi d'utiliser des systèmes à base caustique, comme ceux contenant des nitrites. Bien qu'ils soient efficaces, ces systèmes produisent du soufre élémentaire solide. Exemple de ces systèmes, celui qui est commercialisé par NL Industries sous le nom commercial « SULFACHECK » et qui est divulgué dans le brevet américain no 4,415,759. Le « SULFACHECK » est une solution aqueuse tamponnée de nitrite de sodium qui est injectée dans les tours de lavage pour adoucir le gaz naturel. Ce solvant a été mis au point pour un procédé discontinu, où le sulfure d'hydrogène est éliminé dans le flux de gaz naturel brut par réaction avec le nitrite de sodium.
L'utilisation de ces produits adoucissants à base caustique n'est pas souhaitable, car, comme on l'a noté ci-dessus, ils produisent des solides (soit du soufre élémentaire). Ces systèmes ne peuvent donc pas être employés dans des systèmes d'injection « en ligne » , mais seulement dans des tours de fractionnement à calottes. De plus, ces systèmes adoucissants ne peuvent être régénérés, autrement dit ils doivent être employés dans un procédé discontinu.
Une autre méthode connue permettant d'adoucir le gaz naturel est le procédé à solvant chimique. Il s'agit d'un procédé continu, consistant à mettre en contact une solution adoucissante avec le flux de gaz dans une tour d'absorption. Dans ce procédé, la totalité des gaz acides, incluant le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone, est séparée de la solution adoucissante, qui est ensuite régénérée. Le procédé à solvant chimique ne peut être appliqué en ligne.
Divers types d'alcanolamines peuvent aussi être utilisées dans ces procédés à solvant chimique. Cependant, comme on l'a vu ci-dessus, l'emploi d'alcanolamines est limité par leur manque de sélectivité pour le sulfure d'hydrogène et d'autres sulfures organiques présents dans le flux gazeux.
Parmi d'autres solvants chimiques connus, utilisés comme adoucissants pour le gaz, il y a la pipérazinone, comme il est divulgué dans le brevet américain no 4,112,049; la 1-formylpipéridine, comme il est divulgué dans le brevet américain no 4,107, 270; les complexes de fer (III) du N-(2-hydroxyéthyl)EDTA, comme il est divulgué dans le brevet américain no 4,107,270; enfin, des complexes de fer de l'acide nitriloacétique, comme il est divulgué dans les brevets américains nos 4,436,713 et 4,443,423.
Il existe donc un besoin au niveau de la méthode de réduction des concentrations de sulfure d'hydrogène et de sulfures organiques dans les flux d'hydrocarbures acides, méthode qui non seulement doit réduire sensiblement la concentration de sulfure d'hydrogène, mais qui doit également être indépendante de la température d'entreposage, de la température du flux gazeux et de celle de la réaction avec le sulfure, présenter peu ou pas du tout de risque pour la santé, réagir sélectivement avec le sulfure d'hydrogène, et enfin, qui ne doit pas former de précipité par réaction avec le sulfure d'hydrogène et les sulfures organiques.
Résumé de l'invention
Les objectifs ci-dessus ont été atteints par la présente méthode, soit de réduire sélectivement les concentrations de sulfure d'hydrogène et de sulfures organiques dans les flux d'hydrocarbures gazeux et (ou) liquides, en mettant en contact le flux avec une composition renfermant le produit de réaction i) d'une alcanolamine inférieure avec ii) un aldéhyde inférieur. Cette méthode peut être employée dans diverses installations, y compris par exemple les systèmes d'injection en ligne, les systèmes de lavage pour réduire la concentration de H2S ou encore les systèmes à solvant chimique. On divulgue également une méthode pour réduire les concentrations du sulfure d'hydrogène, des sulfures organiques et de l'eau, utilisant la présente méthode avec addition d'un glycol.
[5] La divulgation du brevet continue avec une description détaillée des versions préférées. L'alcanolamine inférieure préférée est la monoéthanolamine ( « MEA » ). L'aldéhyde inférieur préféré est le formaldéhyde ou l'acétaldéhyde. Bien que le rapport molaire de l'alcanolamine inférieure à l'aldéhyde inférieur puisse se situer dans une plage d'environ 1/0,25 à environ 1/10, le rapport molaire préféré est d'environ 1/1 à environ 1/1,5. Le produit de réaction de la monoéthanolamine et du formaldéhyde est présenté comme étant la N, N1-méthylènebisoxazolidine ( « bisoxazolidine » ), la 1,3,5-tri-(2-hydroxyéthyl)-hexahydro-s-triazine ( « triazine » ) et leurs mélanges.
[6] Dans leur témoignage devant la Cour, les experts ont unanimement déclaré que la bisoxazolidine n'a jamais été identifiée comme étant de façon irréfutable un produit de réaction de la MEA et du formaldéhyde. Par contre, ils ont unanimement dit que le principal produit de réaction de la MEA et du formaldéhyde est la triazine.
[7] Après la divulgation d'un [TRADUCTION] « exemple de préparation » et d'un [TRADUCTION] « exemple d'utilisation » , suivent 77 revendications de procédés, dont le premier est décrit comme suit :
[TRADUCTION] Méthode pour réduire sélectivement les concentrations du sulfure d'hydrogène et des sulfures organiques présents dans un flux d'hydrocarbures gazeux ou liquides ou leurs mélanges, consistant à mettre en contact ledit flux avec une composition renfermant le produit de réaction i) d'une alcanolamine de 1 à environ 6 atomes de carbone avec ii) un aldéhyde de 1 à environ 4 atomes de carbone, en quantités et pendant une période suffisantes pour que les concentrations de sulfure d'hydrogène et de sulfures organiques soient sensiblement réduites dans ledit flux.
[8] Dans ses remarques préliminaires, l'avocat des demanderesses a classé les revendications en cause dans quatre (4) séries. La première série comprend les revendications 44 à 50 et la deuxième, les revendications 19 à 21, 28, 29 et 34. La troisième série comprend les revendications 3 à 6, 8 et 10, 13 à 16, 24, 25, 32 et 36. La quatrième série comprend les revendications 57, 58, 66 et 67.
[9] La structure chimique du principal produit de réaction de la MEA et du formaldéhyde, c.-à-d. la triazine, est décrite comme suit :
1,3,5-tri-(2-hydroxyéthyl)-hexahydro-s-triazine
LES DEMANDERESSES
[10] La demanderesse Baker Petrolite Corporation est une société par actions constituée selon les lois du Delaware. Son principal établissement est situé à Houston, au Texas. Aux fins des présents motifs, elle est la même société que Petrolite Corporation, à qui le brevet a été délivré. Comme on l'a indiqué, Petrolite Corporation a changé sa dénomination sociale pour Baker Petrolite Corporation le 9 juillet 1997.
[11] La demanderesse Petrolite Holdings Inc. est une société par actions constituée aussi selon les lois du Delaware. Son principal établissement se trouve dans l'État du Delaware. Comme on l'a mentionné précédemment dans les présents motifs, cette demanderesse est la cessionnaire des droits relatifs à la demande de brevet de Quaker Chemical Corp. (Delaware), qui a déposé la demande de brevet. Petrolite Holdings Inc. a cédé son intérêt dans le brevet à Petrolite Corporation le 8 juillet 1994.
[12] Au moment de l'acquisition initiale du brevet par Petrolite Holdings Inc. en 1993, Petrolite Canada Inc. était une société par actions fédérale. À partir du 25 septembre 1997, Petrolite Canada Inc. a poursuivi son activité comme société par actions albertaine et cessé d'être une société par actions fédérale.
[13] Le 1er octobre 1997, Petrolite Canada Inc. s'est fusionnée avec deux autres sociétés pour devenir Baker Hughes Canada Inc., société par actions constituée selon les lois de l'Alberta. À partir du 21 décembre 1998, Baker Hughes Canada Inc. a été continuée comme société constituée selon les lois de la Nouvelle-Écosse et cessé d'être une société albertaine. Baker Hughes Canada Inc. s'est fusionnée avec un certain nombre d'autres sociétés pour devenir Baker Hughes Canada Company le 1er janvier 1999.
[14] Depuis le 27 juillet 1993, Baker Hughes Canada Company, sous sa dénomination actuelle ou sous ses formes précédentes, est licenciée dans le cadre du brevet ou de la demande de brevet de Petrolite Holdings Inc. ou de Baker Petrolite Corporation, par licence orale ou par licence écrite de confirmation datée du 18 septembre 1996. Baker Hughes Canada Company a son principal établissement à Halifax, en Nouvelle-Écosse.
LES PRODUITS « SULFA SCRUB » DE PETROLITE CANADA
[15] Petrolite Canada a des représentants commerciaux en Colombie-Britannique, en Alberta, dans la Saskatchewan, au Manitoba et à Terre-Neuve. Elle commercialise des produits pour l'industrie du pétrole et du gaz, le principal marché se situant dans la province de l'Alberta. En plus de sa ligne, entre autres, de produits d'épuration pour réduire la concentration de sulfure d'hydrogène, elle commercialise des agents anti-corrosion, des désémulsifiants, des inhibiteurs d'entartrage, des composés paraffiniques, des agents moussants et des antimousses[1]. En ce qui concerne la ligne de produits d'épuration pour le sulfure d'hydrogène, M. Don McDougall, gestionnaire canadien de produits pour Baker Petrolite Corporation, division de Petrolite Canada, a, dans son témoignage, déclaré ce qui suit :
[TRADUCTION] Nous avons trois produits. Actuellement, du côté des agents hydrosolubles, ce sont tous des produits à base de triazine. Le HSW-705 est la triazine d'origine. Un formaldéhyde additionnel a été ajouté au produit de 2001. Et le PM-9513 contient un petit peu d'éthylèneglycol ajouté au 705[2].
Les produits de Petrolite Canada pour éliminer le sulfure d'hydrogène sont vendus sous l'appellation commerciale « SULFA-SCRUB » .
[16] Les représentants commerciaux de Petrolite Canada bénéficient au moins d'une formation de base sur l'utilisation des produits SULFA-SCRUB et reçoivent en plus un manuel[3] d'aide détaillé pour la commercialisation. Ils bénéficient également d'un support technique fourni par des agents de la compagnie. Avant de pouvoir effectivement proposer leurs services concernant l'emploi d'un produit SULFA-SCRUB, ils suivent un stage de formation de trois jours en conditionnement de gaz. Le manuel d'aide à la commercialisation contient les diagrammes suivants, illustrant la réaction du HSW-705, produit SULFA-SCRUB, avec le sulfure d'hydrogène, et le procédé par lequel, lorsque le produit est épuisé, il peut être régénéré et ainsi réutilisé.
Réaction de HSW-705 F avec H2S
Procédé de régénération de HSW-705 F
[17] Les propositions commerciales relatives aux produits SULFA-SCRUB sont conçues par des [TRADUCTION] « spécialistes des applications » de Petrolite Canada. Chaque proposition est individualisée pour répondre spécifiquement aux besoins d'un client potentiel. Le témoin, M. McDougall, a décrit dans ces termes la gamme des services avant vente et après vente fournis par Petrolite Canada :
[TRADUCTION] Le premier service consiste à élaborer un plan d'ensemble en vue d'aider le client à concevoir l'installation la mieux adaptée au traitement d'un gaz donné. Compte tenu de la diversité des conditions, pressions, températures, régimes de flux, flux d'hydrocarbures liquides, etc., il faut un peu de ce que j'appellerais de l'ingénierie entre guillemets, mettons, pour élaborer un bon programme de traitement. Lorsque notre société obtient le compte d'un client, nous fournissons du soutien technique, de la formation sur place pour utiliser le produit, pour traiter les questions de santé et de sécurité, etc. Et nous offrons aussi des services de dépannage. S'ils ont des problèmes à une installation, nous les dépannons en trouvant la cause des problèmes et en cherchant à évaluer ce qui pourrait avoir causé ces problèmes particuliers. Et nous offrons aussi aux clients qui en font la demande des services d'élimination du produit, du produit épuisé[4].
[18] En réponse à la question [TRADUCTION] « et votre compagnie offre-t-elle des services réguliers aux clients titulaires de comptes? » M. McDougall a déclaré :
[TRADUCTION] Oui. Les représentants commerciaux appellent régulièrement à l'établissement du client pour vérifier que le produit donne satisfaction. Ils effectuent des relevés des stocks du produit neuf et du produit épuisé. Ils donnent aussi, je pense, des renseignements sur le délai du prochain changement de tour à partir de l'information qu'ils ont recueillie au fil du temps (par expérience).
Et qui paie pour ces services?
C'est le client qui paie ces services.
Et sur quelle base ces services sont-ils facturés?
Ils sont inclus dans le prix du produit.
Votre société offre-t-elle une garantie pour ses produits d'épuration?
Oui, elle le fait. Si le client utilise le produit selon sa conception et selon nos recommandations d'utilisation, nous garantissons que le produit réduira les concentrations de H2S aux niveaux souhaités par le client[5].
[19] Le produit de Petrolite Canada, HSW-705, qui réduit la concentration de sulfure d'hydrogène, est constitué essentiellement de triazine, produit de réaction de la MEA et du formaldéhyde dans l'eau. Le HSW-2001 est pratiquement identique au HSW-705, excepté qu'il renferme du formaldéhyde en excès, de telle façon que, lorsque la triazine réagit avec le sulfure d'hydrogène et libère une certaine quantité de MEA, cette dernière réagit avec le formaldéhyde en excès pour former un produit de réaction de la triazine. Ainsi, dans une certaine mesure le HSW-2001 se régénère-t-il lui-même. Le produit PM-9513 de Petrolite Canada pour réduire la concentration de sulfure d'hydrogène est lui aussi presque identique au HSW-705, excepté qu'une petite quantité d'éthylèneglycol a été ajoutée pour faire en sorte que le produit de réaction du sulfure d'hydrogène et de la triazine, qui est soluble dans l'eau, demeure à l'état liquide, même à basse température ou lorsqu'il n'y a pas assez d'eau pour obtenir ce résultat par un autre moyen.
LES DÉFENDEURS ET LES PRODUITS D'ÉPURATION DE CANWELL
[20] Canwell Enviro-Industries Ltd. est une société par actions constituée selon les lois de l'Alberta, qui a son principal établissement à Calgary, en Alberta. Elle a été constituée le 1er décembre 1985. Le défendeur Clive Titley (M. Titley) a été associé à Canwell depuis sa création. Il est indirectement l'unique actionnaire de Canwell. Il en est également l'unique administrateur et dirigeant.
[21] Deux témoins ont fait des observations sur le rôle de M. Titley dans la société Canwell. Le premier, M. Anthony Galloway, est diplômé de l'Université de la Colombie-Britannique en génie chimique et ingénieur de profession. En 1986, M. Galloway a été engagé par Quaker Chemical Corp. (Delaware) [TRADUCTION] « ...comme directeur général de Quaker Chem. Canada à Oakville, en Ontario[6] » .
[22] Au cours de son emploi à Quaker Chem. Canada, qui s'est poursuivi jusqu'en 1992, M. Galloway a participé au lancement de SULFA-SCRUB au Canada. Le produit a été lancé à la fin de 1990. Il était fabriqué par une société nommée Quaker Petroleum Chemical Company, société soeur de Quaker Chem. Canada. Il s'agissait d'un produit conçu pour entrer en réaction avec le sulfure d'hydrogène et adoucir le gaz acide. En 1992, Quaker Chemical Corp. (Delaware) a fermé son exploitation au Canada. M. Galloway s'est donc retrouvé sans emploi. Il a formé sa propre entreprise de conseil et, par cette voie, a passé un contrat avec Petrolite Canada pour faciliter le transfert des clients canadiens du produit SULFA-SCRUB de Quaker Chem. Canada à Petrolite Canada. Ce rôle a pris fin en 1993 et il a alors été invité par M. Titley à se joindre à Canwell sur la base d'un contrat lui attribuant les fonctions de directeur de l'exploitation. Dans son témoignage, M. Galloway a décrit le rôle de M. Titley au sein de Canwell dans les termes suivants :
[TRADUCTION] Clive Titley était incontestablement le... le patron. Il dirigeait la société et, fondamentalement, dirigeait mes activités[7].
M. Galloway a indiqué qu'il n'assumait aucune responsabilité à l'égard des dimensions comptables ou financières de l'entreprise. Il a témoigné en ces termes :
[TRADUCTION] Selon moi, M. Clive Titley s'en occupait[8].
En réponse à la question de savoir s'il avait eu une responsabilité dans la formulation du produit 300-SX, seul composé adoucissant du gaz alors commercialisé par Canwell, M. Galloway a témoigné que cela n'était pas sa responsabilité. Il a attesté que, selon ce qu'il comprenait, M. Titley [TRADUCTION] « ... était chargé de cela » et [TRADUCTION] « ... dirigeait effectivement la société » . Dans une partie ultérieure de son témoignage, interrogé de manière générale sur le rôle de M. Titley dans l'ensemble de l'entreprise Canwell, M. Galloway a témoigné :
[TRADUCTION] Alors, compte tenu que le rôle de M. Titley en était un de direction - et, comme je l'ai dit, je n'avais pas de responsabilité en matière de comptabilité et de publicité, ni même - en matière de formulation. M. Titley avait donc un rôle très actif dans la société. Nous nous rencontrions assez régulièrement. Nous discutions des problèmes qui survenaient et de questions opérationnelles. Il traitait - il communiquait régulièrement, je pense, avec Ron Levang [TRADUCTION] [ « ... le responsable du service ici en Alberta. ... » de Canwell] selon des arrangements similaires aux miens. Et je pourrais dire, à mon avis, que M. Titley avait un rôle très actif[9].
[23] M. Vince Downey s'est joint à Canwell en décembre 1995 et il est demeuré au service de la société jusqu'en mars 1998. Il a déclaré dans son témoignage :
[TRADUCTION] Bien, le titre que j'avais - sur ma carte professionnelle - était directeur général, mais mon poste était à vrai dire celui d'un directeur des ventes[10].
Pour expliquer les observations qui précèdent, M. Downey a témoigné comme suit :
[TRADUCTION] Bien, Clive Titley était président et propriétaire de la société et il était très présent dans les affaires courantes, il avait donc plus que moi un poste de directeur général. Moi, je m'occupais des ventes et de certains aspects techniques des ventes[11].
M. Downey a témoigné que M. Titley avait été responsable du développement, non seulement du produit d'épuration du sulfure d'hydrogène appelé 300-SX, mais également d'un second produit d'épuration du sulfure d'hydrogène commercialisé par Canwell pendant la durée des fonctions de M. Downey, connu sous le nom de CW-1000.
[24] Contrairement à Petrolite Canada, pratiquement toutes les activités de Canwell au cours de la période visée étaient vouées à la commercialisation des produits d'épuration pour le sulfure d'hydrogène. Comme il a été dit précédemment, ces produits ont été appelés 300-SX, et plus récemment une variante de ceux-ci a été dénommée CW-1000. L'équivalent de l'appellation SULFA-SCRUB de Petrolite Canada était « Cansweet » pour Canwell, ce terme étant utilisé en association aussi bien avec les produits 300-SX qu'avec les produits CW-1000.
[25] Il n'a pas été contesté devant la cour que le Cansweet 300-SX contient un produit de réaction de la MEA et du formaldéhyde. Le rapport molaire de la MEA au formaldéhyde pour l'obtention du produit de réaction 300-SX se situe dans une plage de 1/0,9 (5) à environ 1/1,1. De plus, il n'a pas été contesté que le produit de réaction obtenu est la triazine. Tout comme le SULFA-SCRUB HSW-2001, le Cansweet CW-1000 renferme lui aussi un produit de réaction de la MEA et du formaldéhyde, avec présence d'un excès de formaldéhyde.
[26] De même, tout comme Petrolite Canada, Canwell fournit une gamme complète de services qui sont connexes aux produits d'épuration qu'elle vend pour le sulfure d'hydrogène. Canwell parle de sa politique de services complets comme d'un [TRADUCTION] « service intégral » ( « cradle to grave » ). Le service intégral de Canwell est brièvement décrit dans ce que M. Galloway désigne comme étant « ...un morceau choisi de littérature publicitaire produite chez Canwell » . Cette littérature est la pièce P-5 de cette procédure et elle est reproduite à l'annexe I des présents motifs.
[27] L'autre défenderesse, la ville de Medicine Hat, est une municipalité constituée selon les lois de la province de l'Alberta. Elle est située à environ 180 milles au sud-est de Calgary, le long de la route transcanadienne et à proximité de la frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan. La ville de Medicine Hat exploite un grand nombre de puits de gaz, estimés à environ 900 en avril 1996 selon les extraits présentés en preuve de la transcription de l'interrogatoire préalable d'un représentant de la ville de Medicine Hat. D'après un témoignage présenté à la Cour pendant l'instruction, ce nombre est maintenant beaucoup plus élevé. En avril 1996, un seul puits de gaz naturel exploité par la ville de Medicine Hat produisait du gaz contenant des concentrations suffisantes en sulfure d'hydrogène pour exiger un traitement d'épuration destiné à rendre le gaz conforme aux spécifications des pipelines. Ce puits a été foré en mars 1991, mais il est resté [TRADUCTION] « inutilisé » pendant un certain temps et n'a été mis en service qu'en janvier 1994.
[28] En 1993, la ville, qui envisageait de mettre en service le puits non utilisé, a communiqué avec Alberta Energy ( « AEC Oil & Gas » ). Des personnes à l'emploi de la ville savaient en effet que cette compagnie traitait à l'aide d'un procédé chimique son « gaz acide » , c'est-à-dire le gaz naturel renfermant une quantité de sulfure d'hydrogène dépassant les spécifications pour le transport par pipeline. AEC Oil & Gas déclare alors aux représentants de la ville qu'elle utilise un produit Canwell et prête à la ville trois barils du produit à des fins expérimentales. Les essais effectués par la ville à l'aide du produit Canwell se révèlent concluants. Finalement, la ville s'adresse à Canwell et, en novembre 1993, la société propose à la ville d'utiliser le produit 300-SX avec un procédé de traitement par injection au fond du puits.
[29] La ville de Medicine Hat accepte la proposition de Canwell et en janvier 1994 elle met en service le puits de gaz naturel en utilisant le Cansweet 300-SX pour réduire la concentration du sulfure d'hydrogène présent dans le gaz.
[30] Le procédé de traitement par injection au fond du puits, proposé par Canwell et accepté par la ville, se révèle inefficace. Canwell engage des consultations avec des représentants de la ville aussi bien sur le site du puits qu'ailleurs. Le 6 mai 1994, Canwell fait une autre proposition à la ville en lui recommandant une méthode de traitement plus efficace en termes de coût. Cette proposition fait spécifiquement référence au programme de service intégral de Canwell. La proposition révisée se concrétise en novembre 1994, mais le procédé de traitement est une fois de plus mis en oeuvre et exploité non sans difficulté. Tout au long de cette phase d'exploitation, Canwell a mis à la disposition de la ville son programme de service intégral.
[31] En novembre 1995, sur la recommandation de Canwell, la ville passe de l'utilisation du Cansweet 300-SX à celle du produit CW-1000 de Canwell.
DIVULGATION ANTÉRIEURE DE L'OBJET DU BREVET
[32] L'avocat des défendeurs a assigné et interrogé un témoin, M. Ray Watts, qui avait travaillé quelque temps en 1986 pour une société aux États-Unis acquise par une société faisant partie du groupe Quaker. Après l'achat, le témoin a conservé son emploi auprès de Quaker comme représentant technique ou conseiller technique auprès du personnel commercial et du [TRADUCTION] « personnel de terrain » . Il a reconnu que son poste pouvait raisonnablement être décrit comme celui d'un consultant ou d'un [TRADUCTION] « spécialiste en dépannage » .
[33] Le témoin a attesté qu'en août ou septembre 1987, Quaker Petroleum Chemical Company a commencé à commercialiser un produit d'épuration du sulfure d'hydrogène auprès des producteurs de gaz de l'Ouest de Oklahoma, zone géographique où le témoin exerçait son emploi. Il a décrit le produit d'épuration comme une solution de formaldéhyde reconnue comme sensible à la température, de sorte qu'elle créait des problèmes au moment où le temps devenait plus froid vers l'automne. Pour maintenir les ventes du produit d'épuration du sulfure d'hydrogène, le témoin s'est senti obligé de régler le problème de la sensibilité à la température.
[34] Le témoin a consulté Ed Dillon, chimiste de formulation employé par Quaker Petroleum Chemical Company et inventeur nommé au brevet. Le témoin a attesté que M. Dillon lui avait fourni deux échantillons d'un produit qui constituait peut-être la solution du problème de sensibilité à la température et qu'ensemble ils avaient produit deux échantillons supplémentaires. Il semble que M. Dillon ait également donné au témoin de la MEA [TRADUCTION] « ... pour ajuster le pH des échantillons que j'avais apportés de Houston [où travaillait Ed Dillon] » .
[35] À la fin de novembre 1987, le témoin a procédé à des essais sur le terrain des échantillons dans l'Ouest de l'Oklahoma et trouvé qu'ils ne réglaient pas le problème de la sensibilité à la température.
[36] Le témoin a déclaré avoir fait des essais en mêlant la MEA que lui avait fournie Ed Dillon au produit d'épuration du sulfure d'hydrogène au formaldéhyde de Quaker et, par un véritable coup de chance a-t-il admis, il a trouvé que le produit en résultant réglait le problème de sensibilité à la température. Il a attesté qu'[TRADUCTION] « il [le mélange] révélait un certaine [affinité] pour l'élimination du sulfure d'hydrogène, une assez bonne [affinité][12] » .
[37] Le témoin a attesté que le 9 décembre, toujours aux prises avec des problèmes sur le terrain au sujet du produit d'épuration du sulfure d'hydrogène de Quaker, il avait préparé un [TRADUCTION] « lot » de 500 gallons du mélange de MEA et de formaldéhyde, avait révélé à ses supérieurs le succès du mélange et, le 10 décembre, avait livré le lot de 500 gallons comme produit d'épuration du sulfure d'hydrogène dans un puits de la société Standard Oil of Ohio situé dans l'Ouest de Oklahoma. Un reçu de livraison faisant mention de la vente d'un lot de 500 gallons à la société Standard Oil of Ohio a été produit en preuve à titre de pièce B-9. D'autres reçus de livraisons et factures, tous datés de décembre 1997 et des mois suivants, ont été produits en preuve pour établir d'autres ventes du produit d'épuration du sulfure d'hydrogène, qui portait maintenant le nom de W-3053. Ces ventes s'adressaient à la société Standard Oil of Ohio et à d'autres clients de Quaker dans la région de l'Ouest de Oklahoma.
[38] Les ventes de décembre du W-3053 à la société Standard Oil of Ohio ont fait l'objet de l'échange suivant entre l'avocat des défendeurs et le témoin :
[TRADUCTION] Et à votre connaissance, est-ce que la Standard Oil vendait son gaz dans un but commercial?
Oui, ils le faisaient.
Maintenant, nous avons pris connaissance des reçus de vos livraisons de décembre. Y avait-il des conditions ou des restrictions imposées à la Standard Oil en rapport avec la vente du produit W-3053?
Non, pas à ma connaissance[13].
[39] Il n'a pas été contesté devant la Cour que le produit W-3053 de Quaker était vendu sur une base commerciale au printemps de 1988. Il est ressorti clairement de l'interrogatoire et du contre-interrogatoire du témoin que le W-3053 soulevait deux questions : qui était le véritable inventeur du produit W-3053 et les ventes de décembre 1987 du produit étaient-elles des ventes de nature commerciale?
LES RÉPARATIONS DEMANDÉES
[40] Les réparations recherchées par les demanderesses, présentées dans la déclaration modifiée au 17 mars 1999 puis limitées par la suppression de dommages-intérêts demandés à titre subsidiaire à la restitution des bénéfices, sont les suivantes :
- une déclaration portant que les revendications 3 à 6, 8 à 51 et 53 à 77 du brevet sont valides et ont été contrefaites par les activités des défendeurs;
- une déclaration portant que les défendeurs ont incité des tiers ou participé avec des tiers à la contrefaçon des revendications 3 à 6, 8 à 51 et 53 à 77 du brevet;
- une déclaration portant que les revendications du brevet ont été contrefaites par les activités des défendeurs à compter de la date où la demande de brevet est devenue publique, soit le 23 juin 1990;
- une déclaration portant que les défendeurs ont incité des tiers ou participé avec des tiers à la contrefaçon des revendications du brevet à compter de la date où la demande de brevet est devenue publique, soit le 23 juin 1990;
- une injonction permanente interdisant aux défendeurs, soit directement, soit par l'entremise de leurs administrateurs, dirigeants, employés, agents ou d'une autre manière, ainsi qu'à toutes les personnes qui ont un lien de droit avec les défendeurs ou sont sous leur contrôle :
a) de contrefaire le brevet;
b) de fabriquer, importer, exporter, vendre ou exposer en vente, au Canada ou à partir du Canada, les produits Cansweet et leurs équivalents;
- la remise aux demanderesses de tous les produits Cansweet et leurs équivalents ainsi que de tous appareils, documents ou objets en la possession, sous l'autorité ou sous le contrôle des défendeurs susceptibles de contrevenir à l'injonction demandée;
- la restitution des bénéfices;
- une indemnité raisonnable pour les dommages subis après le 23 juin 1990 en raison d'actes qui auraient constitué une contrefaçon du brevet si le brevet avait été délivré le 23 juin 1990;
- des dommages exemplaires;
- les intérêts avant et après jugement sur les bénéfices à compter de la date où ils ont été réalisés jusqu'à la date du paiement;
- les intérêts avant et après jugement sur l'indemnité raisonnable à raison des dommages subis dans le délai écoulé entre la date où la demande de brevet est devenue accessible et la date d'octroi du brevet, à compter de la date où les dommages ont été subis jusqu'à la date du paiement;
- les dépens de l'action;
- tout autre réparation que la Cour estime juste.
[41] Les défendeurs demandent le rejet de l'action avec dépens.
[42] La défenderesse Canwell, demanderesse reconventionnelle, demande les réparations suivantes dans sa défense et demande reconventionnelle modifiée en date du 12 mars 1999 :
- une déclaration portant que le brevet et chacune de ses revendications sont invalides et nuls;
- une ordonnance de radiation du brevet;
- une injonction interlocutoire et une injonction permanente interdisant aux demanderesses, défenderesses reconventionnelles, soit directement, soit par l'entremise de leurs administrateurs, dirigeants, employés, agents ou d'une autre m