Exxonmobil Canada Ltd. c. La Reine

Exxonmobil Canada Ltd. c. La Reine
Base de données – Cour (s)
Jugements de la Cour canadienne de l'impôt
Date
2019-05-07
Référence neutre
2019 CCI 108
Numéro de dossier
2003-705(IT)G, 2012-1389(IT)G
Juges et Officiers taxateurs
John R. Owen
Sujets
Loi de l'impôt sur le revenu
Contenu de la décision
Dossier : 2013-705(IT)G
ENTRE :
EXXONMOBIL CANADA LTD.,
appelante,
et
SA MAJESTÉ LA REINE,
intimée.
[TRADUCTION FRANÇAISE OFFICIELLE]
Appel entendu sur une preuve commune avec l’appel de ExxonMobil Canada Hibernia Company Ltd. (2012-1389(IT)G)) du 14 au 17 janvier 2019, du 21 au 24 janvier 2019 et les 28 et 29 janvier 2019, à Calgary (Alberta)
Devant : L’honorable juge John R. Owen
Comparutions :
Avocats de l’appelante :
Mes Gerald Grenon, David Jacyk et Brynne Harding
Avocats de l’intimée :
Mes Rosemary Fincham, Suzanie Chua et Cédric Renaud-Lafrance
JUGEMENT
ATTENDU QUE, avant le début de l’audition du présent appel, les parties ont réglé un nombre important de questions soulevées dans l’avis d’appel initial déposé par l’appelante;
ET ATTENDU QUE le règlement de ces questions a fait l’objet d’un jugement et d’une ordonnance partiels rendus par le juge Paris de la Cour le 5 mars 2018;
ET ATTENDU QUE, au début de l’audition du présent appel, les parties ont présenté un consentement partiel à jugement daté du 13 janvier 2019 qui venait résoudre entièrement les questions 8, 9, 10 et 11 qui faisaient encore l’objet de l’appel;
ET ATTENDU QUE le reste de la question en appel est de savoir si la part des revenus de l’appelante provenant de la vente de pétrole brut donne droit à la déduction relative aux ressources en application de l’ancien alinéa 20(1)v.1) de la Loi de l’impôt sur le revenu (« LIR »);
PAR CONSÉQUENT, conformément aux motifs du jugement ci-joints, l’appel interjeté contre la nouvelle cotisation établie sous le régime de la LIR pour l’année d’imposition se terminant le 30 novembre 2000, dont l’avis porte la date du 31 décembre 2018, est accueilli, et cette nouvelle cotisation est renvoyée au ministre du Revenu national afin qu’il procède à un nouvel examen et établisse une nouvelle cotisation en partant du principe qu’aucun revenu n’a été tiré par l’appelante du transport ou de la transmission de pétrole.
Chaque partie doit prendre en charge ses propres dépens.
Signé à Ottawa, Canada, ce 7e jour de mai 2019.
« J.R. Owen »
Le juge Owen
Traduction certifiée conforme
ce 21e jour de février 2020.
François Brunet, réviseur
Dossier : 2012-1389(IT)G
ENTRE :
EXXONMOBIL CANADA
HIBERNIA COMPANY LTD.,
appelante,
et
SA MAJESTÉ LA REINE,
intimée.
[TRADUCTION FRANÇAISE OFFICIELLE]
Appel entendu sur preuve commune avec l’appel de
ExxonMobil Canada Ltd. (2003-705(IT)G) du
14 au 17 janvier 2019, du 21 au 24 janvier 2019 et
les 28 et 29 janvier 2019, à Calgary (Alberta)
Devant : L’honorable juge John R. Owen
Comparutions :
Avocats de l’appelante :
Mes Gerald Grenon, David Jacyk et Brynne Harding
Avocats de l’intimée :
Mes Rosemary Fincham, Suzanie Chua et Cédric Renaud-Lafrance
JUGEMENT
ATTENDU QUE, avant le début de l’audience du présent appel, les parties ont réglé deux des cinq questions soulevées dans l’avis d’appel initial déposé par l’appelante;
ET ATTENDU QUE le règlement de ces questions a fait l’objet d’un jugement partiel rendu par le juge Paris de la Cour le 13 juin 2017;
ET ATTENDU QUE, au début de l’audience du présent appel, les parties ont présenté un consentement partiel à jugement daté du 13 janvier 2019 qui venait résoudre entièrement la question 4 faisant l’objet de l’appel;
ET ATTENDU QUE les autres questions en appel sont de savoir si la part des revenus de l’appelante provenant de la vente de pétrole brut donne droit à la déduction relative à des ressources et si la part des dépenses de l’appelante engagées pour forer un puits est admissible comme dépenses relatives à des activités de recherche scientifique et de développement expérimental (RS & DE);
PAR CONSÉQUENT, conformément aux motifs du jugement ci-joints :
1. l’appel interjeté de la nouvelle cotisation établie en vertu de la Loi de l’impôt sur le revenu (« LIR ») pour l’année d’imposition se terminant le 31 décembre 2005, dont l’avis est daté du 4 mars 2010, en ce qui a trait à la question de déduction relative à des ressources est accueilli et la nouvelle cotisation est déférée au ministre du Revenu national pour qu’il procède à un nouvel examen et établisse une nouvelle cotisation en partant du principe qu’aucun revenu n’a été tiré par l’appelante du transport ou de la transmission de pétrole;
2. l’appel de la nouvelle cotisation établie en application de la LIR pour l’année d’imposition se terminant le 31 décembre 2005, dont l’avis est daté du 4 mars 2010, concernant la question relative aux activités de recherche scientifique et de développement expérimental (RS & DE) est rejeté.
Chaque partie doit prendre en charge ses propres dépens.
Signé à Ottawa, Canada, ce 7e jour de mai 2019.
« J.R. Owen »
Le juge Owen
Traduction certifiée conforme
ce 21e jour de février 2020.
François Brunet, réviseur
Référence : 2019 CCI 108
Date : 20190507
Dossier : 2013-705(IT)G
ENTRE :
EXXONMOBIL CANADA LTD.,
appelante,
et
SA MAJESTÉ LA REINE,
intimée;
Dossier : 2012-1389(IT)G
ET ENTRE :
EXXONMOBIL CANADA
HIBERNIA COMPANY LTD.,
appelante,
et
SA MAJESTÉ LA REINE,
intimée;
[TRADUCTION FRANÇAISE OFFICIELLE]
MOTIFS DU JUGEMENT
Le juge Owen
I. Introduction
[1] Notre Cour est saisie des appels interjetés par ExxonMobil Canada Ltd. (« EMCL ») relativement à la nouvelle cotisation établie à l’égard de son année d’imposition se terminant le 30 novembre 2000 par avis daté du 31 décembre 2018 et par ExxonMobil Canada Hibernia Company Ltd. (« EMCHCL ») relativement à la nouvelle cotisation établie à l’égard de son année d’imposition se terminant le 31 décembre 2005 par un avis daté du 4 mars 2010.
[2] Avant le début de l’audience du présent appel, les parties ont réglé un nombre important de questions soulevées dans les avis d’appel initiaux déposés par EMCL et EMCHCL; Le règlement de ces questions a été concrétisé, dans le cas d’EMCL, par un jugement partiel et une ordonnance du juge Paris en date du 5 mars 2018 et, dans le cas d’EMCHCL, dans un jugement partiel du juge Paris en date du 13 juin 2017.
[3] Au début de l’audition des présents appels, les parties ont présenté à la Cour deux autres consentements partiels à jugement portant sur toutes les autres questions sauf deux. J’ai retenu les consentements partiels à jugement et j’ai intégré à mon jugement les questions discutées dans ces consentements.
[4] En conséquence de ce qui précède, les deux seules questions discutées lors de l’audition des présents appels étaient les suivantes : 1) la nouvelle cotisation établie à l’égard d’EMCL visant à reclassifier sa quote-part de 3 674 626 $ des revenus tirés par ExxonMobil Canada Properties, une société en nom collectif d’EMCL et d’ExxonMobil Canada Resources Company, de la vente de pétrole brut pendant son exercice terminé le 31 décembre 1999 comme n’étant pas admissible à la déduction relative à des ressources prévue à l’ancien alinéa 20(1)v.1) de la Loi de l’impôt sur le revenu (la « LIR ») et de la partie XII du Règlement de l’impôt sur le revenu (le « RIR ») et la nouvelle cotisation établie à l’égard d’EMCHCL visant à reclassifier 530 138 $ de ses revenus provenant de la vente de pétrole brut au cours de son année d’imposition 2005 comme n’étant pas admissible à la déduction relative aux ressources, et (2) la nouvelle cotisation établie à l’égard d’EMCHCL en vue de rejeter la demande d’EMCHCL selon laquelle sa part des dépenses engagées en 2005 pour forer le puits B16-54 était admissible à titre de dépense relative à des « activités de recherche scientifique et de développement expérimental » au sens du paragraphe 248(1) de la LIR (la « demande de RS & DE »).
II. Les faits
[5] Les parties ont déposé un exposé conjoint partiel des faits (l’« ECPF ») et un recueil conjoint de documents (le « RCD »). Les figures 1 à 5 de l’ECPF sont reproduites à l’annexe A des présents motifs et le texte de l’ECPF est reproduit ci-dessous. Par souci de commodité, j’appellerai Hibernia le projet situé au large de la côte est de Terre-Neuve-et-Labrador et portant sur la mise en valeur et l’exploitation des champs de pétrole d’Hibernia.
[6] L’appelante a cité à comparaître les témoins des faits suivants :
1) John Joseph Henley. M. Henley a été, à titre de consultant ou d’employé, au service de la Société d’exploitation et de développement d’Hibernia ltée (SEDH), qui exploitait Hibernia. De 2001 à 2006, M. Henley a été président de Newfoundland Transshipment Limited (« NTL »), qui était propriétaire du terminal de transbordement Whiffen Head (« Whiffen Head ») à Placentia Bay, à Terre-Neuve. Le témoignage de M. Henley portait sur la question de la déduction relative aux ressources.
2) John Edward Eastwood. M. Eastwood est géophysicien et sismologue et a été directeur de la production géoscientifique pour Hibernia et d’autres projets à proximité entre 2003 et 2007. Il a décrit le rôle de l’équipe multidisciplinaire composée de 12 à 14 personnes qu’il a supervisée comme ayant pour but de caractériser les réservoirs, de comprendre la quantité des réserves et de mettre en valeur les champs de la manière la plus « optimale » possible. M. Eastwood a quitté Hibernia en 2007.
3) Peter John Vrolijk. En 1989, M. Vrolijk s’est joint à ce qui est devenu par la suite ExxonMobil Upstream Research Company (« EMURC ») à titre de chercheur et y est demeuré jusqu’à sa retraite en 2016. EMURC a entrepris des recherches nouvelles et, dans de nombreux cas, exclusives pour obtenir un avantage concurrentiel dans l’exploration et la production de pétrole et de gaz. EMURC a également fourni une expertise technique à d’autres sociétés du groupe ExxonMobil.
4) Arslan Akhmetov. M. Akhmetov est superviseur géoscientifique de la production chez Imperial Oil en Alberta. L’équipe que M. Akhmetov supervise s’occupe de tous les efforts géoscientifiques déployés à l’appui de la production de pétrole à Hibernia ainsi qu’à l’égard d’autres biens de production.
5) James Ridley Muir. M. Muir a été conseiller en recherche et technologie à l’Agence du revenu du Canada (l’« Agence ») de 2004 jusqu’au début de 2009.
6) Chris Chiwetelu. M. Chiwetelu a occupé le poste de spécialiste national du secteur de la technologie à l’Agence à compter de 2000 et a participé à l’examen par l’Agence de la demande de RS & DE.
[7] En plus des six témoins de fait appelés par l’appelante, l’appelante et l’intimé ont chacune appelé un témoin expert. M. Fairchild a témoigné en faveur de l’appelante et le professeur Gringarten a témoigné pour l’intimée. M. Fairchild a été reconnu comme expert dans le domaine de la géologie et de la géophysique ainsi que dans le développement et l’utilisation de l’analyse de la connectivité des réservoirs. Le professeur Gringarten a été reconnu comme expert dans la caractérisation des réservoirs, en particulier dans l’analyse de la connectivité des réservoirs, et dans la prise de mesures concernant les puits et leurs utilisations, en particulier l’analyse en matière d’essais de puits des données provenant des appareils d’essai des couches filaires.
[8] J’ai conclu que tous les témoins étaient crédibles.
[9] L’ECPF énonce ceci :
1. Hibernia est un champ pétrolifère situé dans l’océan Atlantique Nord, à environ 315 kilomètres à l’est de St. John’s (Terre-Neuve-et-Labrador), par 80 mètres d’eau, qui était exploité par la Hibernia Management & Development Corporation (« HMDC »).
2. Les grès d’Hibernia et les grès d’Avalon sont les deux principaux réservoirs du champ Hibernia.
3. En 1965, Mobil Oil Canada Ltd. a obtenu un permis d’exploration et a commencé l’exploration pétrolière de la zone des Grands Bancs au large de la province de Terre-Neuve en 1966.
4. Un puits de découverte a été foré dans le champ Hibernia en 1979 et complété en 1980.
5. Le 15 janvier 1985, Mobil Oil Canada Ltd, Gulf Canada Resources Inc, Petro-Canada Inc, Chevron Canada Resources Limited, Chevron Canada Petroleum Limited et Columbia Gas Development of Canada Ltd. ont conclu l’accord conjoint d’exploitation Hibernia.
6. Le 11 février 1985, le gouvernement du Canada (le « Canada ») et le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador (la « province ») ont signé l’Accord atlantique (l’« Accord »).
7. L’Accord prévoyait la gestion conjointe et le partage des recettes à l’égard des ressources pétrolières et gazières au large de Terre-Neuve-et-Labrador. Les parties à l’Accord ont également convenu de créer l’Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers (l’« Office ») pour appliquer la législation pertinente.
8. L’Accord devait être mis en œuvre par une législation mutuelle et parallèle.
9. Le 15 septembre 1985, Mobil Oil Canada Ltd, en son nom et au nom des autres participants à une coentreprise concernant un projet d’exploitation pétrolière extracôtière dans le champ Hibernia (désigné par la suite par l’Office comme le « promoteur ») a présenté une demande comprenant le « plan de retombées Hibernia » et le « plan de développement Hibernia ».
10. Le 30 mars 1990, le promoteur a soumis à l’Office, à titre d’information, un plan intitulé « Mise à jour du plan de développement Hibernia » (la « mise à jour »). Cette mise à jour exposait l’interprétation que le promoteur faisait alors de la géologie et des caractéristiques du réservoir du champ Hibernia, ainsi que les changements apportés à son approche prévue et aux installations proposées. L’Office a déterminé que la mise à jour constituait un plan de développement révisé qu’il devait approuver.
11. Dans sa mise à jour, le promoteur a proposé d’utiliser un « système de chargement en mer » (SCM) composé d’un terminal de tubes ascenseurs du fond marin, d’un tube ascenseur vertical flexible, d’une tête d’injection sous-marine et d’un col de cygne, d’une bouée sous-marine et d’un tube ascenseur caténaire flexible. Le système proposé par le promoteur était représenté à la figure 6 de la décision 90.01.
12. Le 7 septembre 1990, Mobil Oil Canada Properties, une société en nom collectif dont Mobil Oil Canada Ltd. était une associée, Gulf Canada Resources Limited, Petro-Canada Hibernia Partnership, Chevron Canada Resources et Hibernia Management and Development Company Ltd, ont conclu l’« accord d’exploitation du champ Hibernia ». Le 24 mars 1993, ledit accord a été modifié par l’« accord modifiant l’accord d’exploitation du champ Hibernia ».
13. Le 7 septembre 1990, Mobil Oil Canada Properties, une société en nom collectif dont Mobil Oil Canada Ltd. était une associée, Gulf Canada Resources Limited, Petro-Canada Hibernia Partnership, Chevron Canada Resources, Hibernia Management and Development Company Ltd, Mobil Oil Canada Ltd., Petro-Canada Inc., et Chevron Canada Resources Limited ont conclu l’Entente unanime des actionnaires du projet Hibernia. Le 24 mars 1993, cette entente a été modifiée par l’« Entente unanime des actionnaires du projet Hibernia modifiée et mise à jour ».
14. Le 10 novembre 1990, Sa Majesté la Reine du chef du Canada, Sa Majesté la Reine du chef de la province de Terre-Neuve, Mobil Oil Canada Properties (dont Mobil Oil Canada Ltd. était une associée), Chevron Canada Resources, Gulf Canada Resources Limited et Petro-Canada Hibernia Partnership, ont conclu l’« Entente-cadre relative au projet de développement Hibernia ». Cette entente a été modifiée pour la première fois le 30 janvier 1992. L’entente a été modifiée de nouveau le 24 mars 1993 par la « deuxième entente de modification de l’Entente-cadre relative au projet de développement Hibernia ».
15. Avant la construction du SCM, des études avaient été effectuées pour déterminer jusqu’à quel point le SCM devait protéger à la fois le pétrolier et la plateforme Hibernia. Une de ces études a été effectuée par Nordco Limited pour le compte de Mobil Oil Canada Properties, datée de février 1990 (le « rapport Nordco »).
16. Le rapport Nordco évaluait les caractéristiques de manœuvre et de dérive des pétroliers Hibernia proposés pour déterminer la distance entre les systèmes de chargement de pétrole brut et la plateforme Hibernia. Le rapport concluait qu’une distance de sécurité de deux kilomètres était suffisante et laissait suffisamment de temps à l’équipage du navire de réserve et du pétrolier pour reprendre le contrôle des navires en cas de panne des moteurs principaux lors du chargement. Le rapport Nordco contenait les recommandations suivantes :
a. La distance de sécurité entre la plateforme et le système de chargement doit être de 2 km ou plus;
b. Les pétroliers ne doivent pas être autorisés à manœuvrer dans un rayon de un kilomètre autour de la plateforme.
17. La décision finale a été prise par la direction d’Hibernia. Bien que la direction d’Hibernia aurait fait des économies en plaçant le SCM le plus près possible de la plateforme, l’expert maritime a décidé de le placer à deux kilomètres de la plateforme.
18. Le 10 juillet 1996, la Société d’exploitation et de développement d’Hibernia ltée a présenté « La modification du plan de développement Hibernia [ »] (la « modification ») aux fins d’approbation par l’Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers.
19. L’Office a présenté son rapport, qui constitue son approbation conditionnelle des propositions du promoteur, par la décision 97.01.
20. La plateforme Hibernia a commencé le forage de développement et la production en 1997. La plateforme a été conçue pour un taux moyen de production de pétrole brut sur un an de 110 000 barils de pétrole par jour, avec un taux maximum de 150 000 barils par jour. En 2003, l’Office a autorisé la Société d’exploitation et de développement d’Hibernia ltée à augmenter son taux de production annuel à 220 000 barils par jour.
Les installations en surface
21. La plateforme Hibernia comprend des installations en surface qui peuvent accueillir du matériel de forage et de production et de l’équipement de services publics, ainsi que des quartiers d’habitation pouvant accueillir un équipage de 278 personnes en régime permanent. Les installations de surface se composent de cinq supermodules :
a. M10 Processus : Le gaz et l’eau sont séparés du pétrole produit et le gaz est ensuite comprimé pour être réinjecté dans le réservoir.
b. M20 Tête de puits : Les opérations de forage se déroulent à l’intérieur du module de tête de puits, sur lequel deux tours de forage mobiles sont montés. La plateforme Hibernia est conçue pour forer deux puits à la fois.
c. M30 Boue : Les boues de forage sont pompées dans la tige de forage et dans les trous du trépan pour refroidir celui-ci, empêcher l’effondrement du trou et éloigner les déblais du fond du trou. Les boues sont produites et conditionnées dans le module de boue.
d. M40 Services publics : Le module des services publics contient divers équipements nécessaires à la production d’électricité, au chauffage, à la ventilation, à la climatisation et à la distribution d’eau.
e. M50 Hébergement : Le module d’hébergement abrite les salles à manger et les dortoirs des personnes travaillant en mer, ainsi que des bureaux et des salles de réunion. Le module d’hébergement contient également le refuge sûr temporaire (RST) en cas d’urgence. Le RST fournit l’alimentation électrique d’urgence, des communications radio et des installations médicales. On y trouve également le principal poste d’embarquement dans les engins de sauvetage, l’hélipont et le système d’évacuation Skyscape de Selantic.
La structure-poids
22. Les installations en surface sont soutenues par la structure-poids, un piédestal massif en béton, qui repose sur le fond de l’océan et mesure 111 mètres de haut.
23. La structure-poids est elle-même dotée d’une paroi de glace de 15 mètres d’épaisseur spécialement conçue et renforcée qui protège les cellules de stockage intérieures. La plateforme Hibernia peut résister à l’impact d’un iceberg de plusieurs millions de tonnes, bien que les icebergs de la région soient généralement plus petits, allant de 50 000 à 300 000 tonnes.
Le système de chargement en mer
24. Le SCM consiste en un réseau de conduites [1] (parfois appelées « conduites d’écoulement », « pipelines » ou « conduites d’aspiration » dans certains documents) qui déchargent le pétrole de la plateforme Hibernia vers de grands pétroliers-navettes. Le système de chargement se compose de deux conduites d’aspiration sous-marines, chacune s’étendant sur deux kilomètres, de la plateforme aux bases de chargement nord et sud, respectivement. Un tube ascenseur vertical à chaque base est ensuite relié à une bouée souterraine qui soutient des tuyaux flexibles de chargement. À l’extrémité de chaque tuyau de chargement se trouve une tête d’accouplement à fixer sur les pétroliers. Il y a également une ligne d’interconnexion entre les deux bases.
25. Les conduites d’aspiration forment une boucle qui permet au pétrole brut de s’écouler de la plateforme vers un pétrolier-navette relié à l’un ou l’autre SCM. La boucle permet au système d’être rincé à l’eau de mer en raison d’un impact éventuel avec un iceberg. De façon plus détaillée, le système de chargement en mer comprend ce qui suit :
a. Conduite extracôtière principale nord et conduite extracôtière principale sud : Les conduites sous-marines sortent du fond de la structure-poids. Elles sont faites d’acier et soudées et se raccordent aux bases des tubes ascenseurs du SCM, soit la base nord du SCM et la base sud du SCM (collectivement, les « bases du SCM »). Ces conduites sous-marines s’étendent chacune sur deux kilomètres et ont un diamètre de 24 pouces. La disposition du SCM et des conduites sous-marines est illustrée dans le diagramme annexé aux présentes à la figure 1.
b. Conduite extracôtière d’interconnexion : Une conduite d’interconnexion de 400 mètres se trouve entre les bases du SCM qui peut être utilisée pour faire recirculer les conduites sous-marines avec l’eau de mer en cas d’impact avec un iceberg. Un impact avec un très gros iceberg peut présenter un risque de dommages aux canalisations et, si les canalisations contenaient du pétrole brut, cet impact pourrait créer un risque de fuite. Par conséquent, dès qu’un iceberg se trouve à une certaine distance de la plateforme, l’équipe d’opérations de la plateforme veillerait à déplacer le pétrole brut dans les conduites sous-marines avec de l’eau de mer, ramenant ainsi le pétrole brut dans les cellules de stockage de la structure-poids.
c. SCM : Le SCM est représenté dans les deux diagrammes annexés aux présentes aux figures 2 et 3.
i. Base du SCM : La figure 2 est un dessin d’une base de tube ascenseur, qui est une base en acier avec quatre cônes de pieux. Les bases du SCM sont empilées dans le fond marin par un long morceau de tuyau d’acier qui les enferme. À une extrémité de la base du SCM se trouve l’endroit où l’une des conduites d’aspiration se connecte et à l’autre extrémité se trouve l’endroit où l’autre conduite, par l’entremise de la conduite extracôtière d’interconnexion, se connecte. Une vanne permet à la plateforme Hibernia d’isoler un SCM des conduites d’aspiration au besoin, pendant que l’autre SCM fonctionne. Au milieu de la base du SCM se trouve la partie mâle d’un raccord hydraulique qui verrouille la partie inférieure du pied du tube ascenseur.
ii. Système de tubes ascenseurs du SCM : La figure 3 constitue un dessin du système de tubes ascenseurs du SCM. Le système de tubes ascenseurs comporte un tuyau flexible de 19 pouces de diamètre qui se raccorde au pied du tube ascenseur et comprend l’assemblage comprenant une tête d’injection sous-marine et un col de cygne qui permet à la partie supérieure du système de tube ascenseur de tourner sur 360 degrés autour de la partie verticale du système de tube ascenseur. Une bouée souterraine maintient la conduite flexible de 19 pouces à la verticale. Le tube ascenseur caténaire, composé d’une partie inférieure et d’une partie supérieure, y est fixé. Ces pièces sont séparées par une tête d’injection en ligne qui permet au tube ascenseur caténaire de pivoter sur lui-même lorsque le pétrolier tourne autour par mauvais temps. À l’extrémité du tube ascenseur caténaire se trouve une tête d’accouplement.
iii. Dispositif de ramassage. La figure 4 ci-jointe présente le tube ascenseur du SCM à l’état de fonctionnement et à l’état de repos. Un pétrolier se connecte au SCM en demandant à un navire de réserve de ramasser une conduite flottante en nylon qui est fixée à un flotteur souterrain. Le navire de réserve tire ensuite une conduite jusqu’à l’avant du pétrolier. Le pétrolier prend cette conduite, l’accroche, puis la pose sur un treuil de traction et tire le tube ascenseur caténaire vertical du fond de la mer pour le placer sur un réceptacle à l’avant du pétrolier. La tête d’accouplement se trouve à l’extrémité du tube ascenseur caténaire. Pendant le chargement, la tête d’accouplement du tube ascenseur du SCM est connectée à l’attelage du pétrolier. La tête d’accouplement du tube ascenseur du SCM intègre la vanne d’isolation principale du système de tube ascenseur du SCM, qui est un type de tige à ressort, à fermeture à sécurité intégrée. Elle est ouverte par le pétrolier une fois qu’elle est solidement raccordée. La plateforme Hibernia pompe ensuite le pétrole brut des cellules de stockage jusqu’au pétrolier en passant par la tête d’accouplement à un débit de 53 000 à 55 000 barils par heure.
26. La plateforme Hibernia et le pétrolier sont tous deux équipés pour un arrêt d’urgence. En particulier, le pétrolier possède un système de contrôle qui communique avec le système de contrôle de la plateforme Hibernia au moyen d’une liaison de télémesure. La surveillance télémétrique des opérations entre le pétrolier et la plateforme Hibernia est appelée la « ligne verte ». En cas de rupture de la « ligne verte », le pompage et le transfert du pétrole brut s’arrêtent dans les 30 secondes : la vanne d’isolation du système de tube ascenseur du SCM sur la tête d’accouplement se ferme à une certaine vitesse permettant au pétrole brut dans la conduite de ralentir pour éviter que le SCM subisse un choc.
27. Les forces générées par le vent, le courant et l’action des vagues sur le pétrolier sont contrecarrées par le système de positionnement dynamique installé sur le pétrolier. Les propulseurs et les moteurs principaux du pétrolier-navette maintiennent l’étrave dans le rayon d’action approuvé pour le SCM. Si un problème se produit avec le système de positionnement du pétrolier, il y a un risque que le pétrolier, en essayant de s’adapter aux conditions météorologiques, démarre ou ajoute trop de puissance. Si l’étrave du pétrolier sort du rayon autorisé en raison des forces du vent et des vagues, le pétrolier-navette arrête les pompes de chargement du pétrole brut et si l’excursion est extrême, il fait tomber le tuyau du système de chargement. Ceci protège le système et l’environnement. Les pétroliers-navettes sont de gros navires et il faut du temps pour que leur position change en fonction des propulseurs et du système de propulsion principal.
28. Il y a aussi le risque qu’un pétrolier perde de la puissance. Chaque pétrolier est équipé d’un abri de remorquage d’urgence, comme l’exige l’Organisation maritime internationale. Si le pétrolier perd de la puissance, son équipage jette cet équipement de remorquage d’urgence à l’eau, où il est récupéré par un navire de réserve. Le navire de réserve remorque alors le pétrolier hors de la trajectoire de la plateforme. Ce processus prend du temps, au moins 30 minutes.
29. Dans l’un ou l’autre cas, lorsqu’un pétrolier s’éloigne ou perd de la puissance, il y a un risque qu’il se dirige vers la plateforme Hibernia. Les pétroliers sont de très grands navires mesurant 275 mètres de long sur 50 mètres de large. Ils pèsent 155 000 tonnes de port en lourd et peuvent contenir 127 000 tonnes de port en lourd de pétrole brut. Ils sont beaucoup plus grands que la plateforme Hibernia, dont le diamètre est de 102 mètres.
30. Si un pétrolier heurtait la plateforme Hibernia, il ne détruirait pas la plateforme, qui est conçue pour contrer les impacts très importants des icebergs. Au contraire, les risques sont les suivants :
a. le pétrolier serait endommagé et risquerait de prendre feu;
b. si le pétrolier avait du pétrole brut à bord, il y aurait un risque de déversement d’hydrocarbures, ce qui constituerait un problème environnemental majeur;
c. en raison de sa hauteur, le pétrolier pourrait heurter la surface des postes d’embarquement dans les engins de sauvetage et d’autres parties de la plateforme Hibernia qui surplombent la paroi extérieure du SCM, ce qui pourrait endommager la plateforme et provoquer un incendie ou une explosion sur celle-ci. La distance de deux kilomètres entre les bases du SCM et la plateforme Hibernia permet au pétrolier-navette et au navire de réserve de détourner le pétrolier de la plateforme.
31. Pour tenir compte des conditions environnementales et pour des raisons de sécurité, les pétroliers-navettes sont des navires à double coque renforcés de glace et équipés de citernes à cargaison et de ballast séparés. Les pétroliers-citernes sont équipés de deux hélices propulsées par des moteurs diesel distincts, de deux gouvernails à haut rendement et de deux propulseurs d’étrave, afin d’assurer une manœuvrabilité maximale et de minimiser la possibilité d’un déversement de pétrole.
Le cheminement du pétrole brut du réservoir jusqu’au marché
32. Les puits de pétrole brut et de gaz naturel sont préparés en vue de la production par un procédé appelé complétion de puits.
33. Les opérations de forage sur la plateforme Hibernia se déroulent à l’intérieur du module de tête de puits, et les deux modules de forage sont situés sur des pistes au-dessus du module de tête de puits. Pendant les opérations de forage, un trépan fore le puits dans le fond de l’océan. La tige de forage et le tubage passent à travers une fente, soit un trou dans la base de la plateforme, pour se diriger vers la cible de forage située sous le fond marin.
34. La pierre concassée produite par un trépan est appelée déblais de forage. Les déblais de forage sont retirés du puits au moyen de la boue de forage, un composé d’eau ou d’huile synthétique, d’argile et d’autres additifs chimiques qui sont mélangés ensemble dans le module de boue. Les déblais de forage sont éliminés soit par rejet dans l’océan, conformément aux directives réglementaires, soit par réinjection dans le sol.
35. Une fois que le puits a atteint la profondeur et l’emplacement souhaités, des tubes d’acier appelés « tubages de production » ou simplement « tubages » sont introduits dans le puits et cimentés. Les tubages s’alignent sur toute la longueur du puits de forage afin d’assurer un contrôle sécuritaire du pétrole brut et du gaz naturel, d’empêcher l’eau de pénétrer dans le puits de forage et d’empêcher les formations rocheuses de s’y engouffrer.
36. Une fois le ciment durci, la colonne de production peut être mise en place. La colonne de production est descendue dans le tubage et suspendue à une installation de fond marin appelée tête de puits. Un « arbre de Noël » est installé sur le dessus de la tête de puits qui est doté de vannes et d’étrangleurs télécommandés qui permettent à l’opérateur de production de régler le flux du pétrole et du gaz naturel.
37. Le tubage de production est ensuite perforé pour permettre au pétrole brut et au gaz naturel de s’écouler dans le puits. Pour ce faire, on place de minuscules charges explosives dans les assemblages, qui sont ensuite abaissées dans le fond du puits où on les fait exploser avant de remonter les assemblages à la surface. Les charges font de petits trous dans le tubage, ce qui permet au pétrole, au gaz et à l’eau de s’écouler dans le puits de forage.
38. Le puits est maintenant prêt pour la production.
39. La pression du réservoir pousse le fluide qui y est contenu dans le puits jusqu’à la tête de puits située sur la plateforme Hibernia.
40. Le mélange composé de gaz, d’hydrocarbures et d’eau, parfois appelé « fluide de puits », est amené en surface par la colonne de production dans l’arbre de Noël qui contrôle la production du puits.
41. À l’extrémité de l’arbre de Noël se trouve un mélange des mêmes éléments qui sont sortis du réservoir, c’est-à-dire un mélange de gaz, d’hydrocarbures et d’eau produite. Le mélange entre ensuite dans la chaîne de traitement.
42. Durant les premières étapes de la production, le fluide provenant des réservoirs contient surtout du pétrole brut, et un peu de gaz naturel. Au fur et à mesure que la production se poursuit et que le réservoir s’épuise, on récupère plus de gaz et éventuellement de l’eau avec le pétrole.
43. Le fluide du puits passe ensuite par les séparateurs. La séparation du gaz naturel et de l’eau permet de transporter le pétrole brut en toute sécurité. Cela se produit à l’intérieur du module de traitement de la plateforme Hibernia.
44. En particulier, les puits produisent un mélange de gaz, de pétrole et d’eau à partir du réservoir. Les gaz produits comprennent le méthane, l’éthane, le propane et le butane; ces gaz se vaporisent dans des conditions normales et peuvent exploser dans certaines circonstances. Par conséquent, les gaz doivent être éliminés pendant le processus de séparation. Les fluides du puits pénètrent dans les séparateurs ce qui permet au gaz de remonter vers le haut et au pétrole brut de flotter sur l’eau produite.
45. Les fluides du puits passent par trois séparateurs : d’abord un séparateur de haute pression, puis un séparateur de moyenne pression, et enfin un séparateur de basse pression.
46. Le traitement doit se faire par étapes parce que les pressions qui s’écoulent vers la plateforme Hibernia sont très élevées. À chaque étape de séparation, le gaz est retiré pour réduire la pression. L’eau est également évacuée par les séparateurs de moyenne et de basse pression. Ce processus de séparation produit du « pétrole brut stabilisé » qui peut être stocké dans les cellules de stockage. On obtient du pétrole brut stabilisé lorsque la pression de vapeur du pétrole brut est inférieure à la pression atmosphérique. Le processus de stabilisation empêche les gaz de s’évaporer dans des conditions atmosphériques susceptibles de s’enflammer ou d’exploser.
47. L’eau extraite du pétrole brut par les séparateurs est traitée de manière à réduire la teneur en hydrocarbures résiduels à des niveaux inférieurs ou égaux à ceux qui visent à protéger l’environnement, conformément à la réglementation gouvernementale, avant d’être rejetée dans la mer. L’eau traitée fait l’objet d’une surveillance régulière afin de s’assurer que le rejet est effectué conformément aux exigences réglementaires.
48. Le gaz produit, à l’exception de celui qui est utilisé comme carburant sur la plateforme, est également destiné à être injecté dans le réservoir pour trois raisons :
a. Pour minimiser le brûlage à la torche, qui n’a lieu que pour des raisons de sécurité;
b. Pour conserver le gaz en vue d’une extraction éventuelle à une date ultérieure;
c. Fournir un maintien de la pression en vue d’augmenter les réserves récupérables dans certaines zones du champ.
49. Après les séparateurs, il reste un mélange de pétrole brut qui provient des fluides de puits extraits du grès d’Hibernia et du grès d’Avalon. Comme les composants des substances des deux réservoirs sont différents, le pétrole brut produit et traité sur la plateforme Hibernia est appelé « mélange Hibernia ».
50. À la fin des trois séparateurs, le pétrole brut est stabilisé et est stocké dans la structure-poids.
51. La structure-poids contient de l’espace de stockage pour environ 1,3 million de barils de pétrole, dans quatre groupes de cellules de stockage situés dans la structure-poids.
52. Lorsqu’un pétrolier arrive, la plateforme Hibernia pompe le pétrole brut des cellules de stockage dans les conduites d’aspiration sous-marines de deux kilomètres jusqu’au pétrolier.
53. Le pétrole brut est la propriété conjointe des coentrepreneurs jusqu’à ce qu’il atteigne la bride d’accouplement du SCM du pétrolier. Une fois que le pétrole brut monte à bord du pétrolier, il devient la propriété de l’un des coentrepreneurs.
54. La figure 5 ci-jointe illustre les opérations effectuées sur la plateforme Hibernia et autour de celle-ci.
55. Un accord d’enlèvement entre les coentrepreneurs est conclu.
56. Le pétrole brut, y compris le « mélange Hibernia », ne peut être vendu comme produit final, mais peut être vendu à un raffineur tiers sans autre transformation. Le prix du pétrole brut est établi en fonction de la quantité d’essence, de carburéacteur, de carburant diesel et de mazout de chauffage qui peut en être tirée. Les composants du pétrole brut varient en fonction du réservoir à partir duquel il est produit. Les raffineurs achètent souvent différents types de pétrole brut afin de créer un mélange optimal de pétrole brut pour le type d’équipement dont ils disposent dans leur raffinerie.
57. Un participant à la coentreprise Hibernia peut également vendre son pétrole brut de la façon suivante :
a. Directement sur le marché : dans ce cas, le participant à la coentreprise vend le pétrole brut à un tiers sans le stocker dans un terminal de transbordement. Une fois vendu à un tiers, le pétrole brut peut être acheminé directement à une raffinerie ou à un entrepôt avant d’être raffiné.
b. Par un terminal de transbordement : le transbordement fait partie d’un processus de transport en deux étapes mené par un participant à une coentreprise en vue du transport du pétrole brut vers le marché. Le participant à la coentreprise prend le pétrole brut de la plateforme et le stocke dans un lieu de stockage intermédiaire avant de le vendre à une raffinerie. Il peut être transbordé n’importe où. Le transbordement présente deux avantages : il réduit au minimum le nombre de pétroliers-navettes complexes nécessaires pour retirer le pétrole brut de la plateforme et permet au propriétaire du pétrole brut d’utiliser un autre pétrolier pour vendre le pétrole brut à l’acheteur le plus offrant.
58. Durant toute la période pertinente, la principale activité d’ExxonMobil Canada Hibernia Company Ltd. était l’exploration et la production de pétrole, de gaz naturel et d’autres hydrocarbures.
59. Au 31 décembre 2005, ExxonMobil Canada Hibernia Company Ltd. était une filiale en propriété exclusive d’ExxonMobil Canada Resources Company (« EMCRC »), qui était une filiale en propriété exclusive d’ExxonMobil Canada Ltd. (« Exxon »).
60. ExxonMobil Canada Limited et ExxonMobil Canada Resources Company sont des associés d’ExxonMobil Canada Properties, une société en nom collectif créée en vertu des lois de l’Alberta.
61. ExxonMobil Canada Limited détient une participation de soixante pour cent (60 %) dans ExxonMobil Canada Properties et ExxonMobil Canada Resources Company détient une participation de quarante pour cent (40 %).
62. L’exercice financier d’ExxonMobil Canada Properties se termine le 31 décembre.
63. ExxonMobil Canada Properties et ExxonMobil Canada Hibernia Company Ltd. sont parties à un contrat communément appelé contrat de coentreprise et connu sous le nom de Hibernia.
64. La participation d’ExxonMobil Canada Properties et d’ExxonMobil Canada Hibernia Company Ltd. dans Hibernia est respectivement de 28,125 % et de 5 %.
65. Le ministre a reclassifié le montant de 3 674 626 $ des revenus tirés de ressources déclarés par ExxonMobil Canada Properties comme revenus non liés aux ressources et a par conséquent établi une nouvelle cotisation pour l’année d’imposition 2000 à l’égard d’ExxonMobil Canada Limited. De même, en établissant une nouvelle cotisation pour l’année d’imposition 2005 à l’égard d’ExxonMobil Canada Hibernia Company Ltd., le ministre a reclassifié 530 138 $ de ses revenus tirés de ressources comme revenus non liés aux ressources.
66. Dans le rajustement préparé à l’appui de sa nou