Table des matières

• 1.0 SOMMAIRE

• 2.0 CONTEXTE
  • 2.1 Introduction
  • 2.2 Cadre réglementaire
  • 2.3 Historique du projet Hibernia
    • 2.3.1 Découverte et attribution de licences
    • 2.3.2 Approbation du plan de mise en valeur et accords de projet
    • 2.3.3 Le projet depuis 1990

• 3.0 LA DEMANDE ACTUELLE
  • 3.1 Contexte
  • 3.2 Administration des taux de production
  • 3.3 La demande
  • 3.4 L’examen de l’Office

• 4.0 CONCLUSION
  • 4.1 Décision de modification du plan de mise en valeur d’Hibernia 00.01

• ANNEXE A
  • CONDITIONS EN SUSPENS DÉCOULANT DES DÉCISIONS 97.01, 90.01 ET 86.01

• • ANNEXE B
    • GLOSSAIRE

Liste des figures

• • • Figure 1 Emplacement du champ Hibernia
    • Figure 2 Blocs faillés du gisement « B » du réservoir Hibernia
    • Figure 3 Désignation des gisements et des zones du champ Hibernia de la Formation Hibernia
    • Figure 4 Blocs faillés du réservoir Ben Nevis/Avalon et emplacements des puits proposés
    • Figure 5 Comparaison des prévisions de production du promoteur
    • Figure 6 Prévisions de production du champ Hibernia proposé

Liste des tableaux

• • • Table 1 Réservoir Hibernia : Estimations originales du pétrole initial en place
    • Table 2 Chapeau de gaz du réservoir d’Hibernia : Estimations originales du gaz initial en place*
    • Table 3 Comparaison des propriétés moyennes des réservoirs : Le plan de mise en valeur de 1996 et le modèle actuel
    • Table 4 Simulation du réservoir du champ Hibernia : Comparaison de la récupération cumulative de pétrole à des taux de production de 21 600, 28 600 et 31 800 m3/j après 25 ans de production
    • Table 5 Comparaison de l’efficacité de la récupération de pétrole du réservoir Hibernia après 25 ans.
    • Table 6 Comparaison de la récupération du pétrole après 25 ans : Cas de taux élevé et modification de 1996

1.0 SOMMAIRE

Le 10 juin 1999, la Société d’exploitation et de mise en valeur d’Hibernia (le promoteur) a demandé à l’Office d’approuver une révision de la stratégie de gestion du réservoir pour le champ Hibernia, approuvée précédemment par l’Office dans sa décision 97.01. La révision demandée permettrait au promoteur d’augmenter le taux quotidien moyen annuel de production de pétrole autorisé (le taux de production plateau) du champ afin d’utiliser pleinement la capacité des installations de traitement de la plateforme Hibernia.

Le 24 janvier 2000, le promoteur a également demandé l’autorisation d’augmenter le taux annuel de production de pétrole actuellement autorisé de 21 450 m ³/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m ³/j (170 000 barils/jour) immédiatement et d’augmenter davantage le taux à 28 600 m ³/j (180 000 barils/jour) après avoir testé avec succès les modifications mineures à l’équipement qui devraient être terminées en mars 2000.

Ces propositions auraient pour effet de faire passer la production annuelle maximale autorisée d’environ 7,8 millions de mètres cubes (49,2 millions de barils) à 10,4 millions de mètres cubes (65,6 millions de barils). Le Canada-Terre-Neuve L’Office des hydrocarbures extracôtiers (l’Office) a jugé que les demandes du promoteur constituaient une demande de modification du plan de mise en valeur d’Hibernia précédemment approuvé par l’Office (la demande). L’approbation par l’Office d’une telle modification est une décision fondamentale en vertu de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada-Terre-Neuve et, par conséquent, nécessite l’approbation du ministre fédéral des Ressources naturelles du Canada et du ministre provincial des Mines et de l’Énergie.

Le présent rapport constitue l’approbation par l’Office de la demande de modification du plan de mise en valeur d’Hibernia présentée par le promoteur. Le promoteur est autorisé à augmenter la production annuelle de pétrole de 21 450 m3/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m³j (170 000 barils/jour) immédiatement et à augmenter davantage le taux à 28 600 m³j (180 000 barils/jour) après avoir testé avec succès les modifications mineures à l’équipement qui devraient être terminées en mars 2000.

Le promoteur a déclaré que l’augmentation de taux qu’il demandait n’aurait pas d’effet négatif sur la récupération du pétrole du champ et a soumis un rapport technique intitulé « Technical Support for Hibernia Field Rate Increase » à l’appui de sa position. Le promoteur a également soumis les rapports suivants à l’appui de sa demande : « Hibernia Plant Capacity and Expansion Study Offshore Test Program Definition Volumes 1 and 2 » et « Hibernia Management and Development Company : 1998 Annual Production Report ».

L’Office a examiné la demande du promoteur afin de déterminer si l’augmentation de production proposée aurait une incidence sur les prévisions d’impact environnemental faites par le promoteur dans son énoncé des impacts environnementaux d’Hibernia de 1985, ou sur l’une ou l’autre des conditions établies par l’Office dans sa décision 86.01. Étant donné que la demande ne vise qu’à modifier le taux quotidien moyen de production de pétrole approuvé dans la décision 97.01 et qu’elle n’entraîne aucune modification importante aux installations elles-mêmes, l’Office a déterminé qu’elle n’a aucune incidence sur le plan de retombées économiques d’Hibernia approuvé et qu’elle ne soulève aucune nouvelle question environnementale. L’Office note que le taux de production plus élevé n’entraînera pas d’augmentation du volume de gaz torché. Par conséquent, l’Office a conclu que ni la révision de l’étude d’impacts environnementaux du projet ni un autre examen public ne sont nécessaires.

L’Office a évalué l’information fournie par le promoteur et a conclu que le champ pouvait être exploité au taux plus élevé proposé sans effet négatif sur la récupération du pétrole. Dans le cadre de l’examen de la demande, l’Office a demandé au promoteur de :

• • 1. Soumettre les résultats de ses tests pour confirmer la capacité des installations de production à gérer le taux de production plus élevé;
    2. Démontrer que les deux systèmes de compression de gaz ont pu fonctionner de façon continue;
    3. Démontrer que la plateforme Hibernia pourrait fonctionner en continu à la capacité nominale actuelle de 24 000 m³j (150 000 barils/jour).

Le promoteur a terminé les essais de taux de production élevés pour confirmer la capacité de la plateforme Hibernia en décembre 1999 et a fourni les résultats des essais à l’Office en janvier 2000. De plus, le promoteur a fourni des renseignements confirmant que la plateforme Hibernia produit à sa capacité nominale et que les deux systèmes de compression de gaz fonctionnent de façon continue depuis le 4 novembre 1999.

Après avoir examiné les renseignements fournis par le promoteur à l’appui de la demande, l’Office a approuvé l’augmentation proposée du taux de production, sous réserve que son approbation soit examinée et puisse être suspendue ou révoquée si les activités du promoteur s’écartent sensiblement de celles prévues dans la demande ou si le rendement du réservoir diffère sensiblement de celui prévu dans le document du promoteur intitulé « Technical Support for Hibernia Field Rate Increase ».

Dans sa soumission du 24 janvier 2000, le promoteur a également demandé la modification de certaines limites d’exploitation établies par l’Office dans l’intérêt de la sécurité. Le promoteur a déclaré qu’un examen complet du système de production indiquait qu’un débit maximal de pointe de 31 800 m³j (200 000 barils/jour) pouvait être atteint par la plateforme Hibernia et a demandé que la capacité maximale liée à la sécurité de la plateforme soit portée à ce niveau en deux étapes. À ce niveau, l’efficacité d’exploitation annuelle du système, estimée entre 90 et 95 %, permet d’obtenir un taux de production journalier potentiel compris entre 28 600 et 30 200 m³j (180 000 à 190 000 barils/jour).

Bien que l’Office ne considère pas que cette question relève du plan de mise en valeur, le présent rapport indique, à des fins d’exhaustivité, qu’il a approuvé la demande du promoteur le 16 février 2000.

2.0 Contexte

2.1 Introduction

Le champ Hibernia est situé sur le nord-est des Grands Bancs, à environ 315 km au sud-est de St. John’s, Terre-Neuve, dans une profondeur d’eau d’environ 80 mètres (figure 1). Le champ couvre une superficie d’environ 223 kilomètres carrés et, à l’époque où sa mise en valeur a été initialement proposée, le promoteur estimait qu’il contenait quelque 98 10⁶ m³ (520 millions de barils) de pétrole récupérable dans deux réservoirs distincts, Hibernia et Avalon.

Au début de 1986, le Canada-Terre-Neuve L’Office des hydrocarbures extracôtiers (l’Office) a examiné une demande présentée par Mobil Oil Canada Ltd (Mobil) au nom des participants au champ Hibernia en vue de faire approuver son plan de retombées économiques et son plan de mise en valeur du champ Hibernia. L’Office a rendu sa décision d’approbation conditionnelle des deux plans dans sa décision 86.01 de juin 1986. Depuis lors, le promoteur a demandé à deux reprises l’approbation de modifications au plan de mise en valeur approuvé, le 30 mars 1990 et le 10 juillet 1996. L’Office a approuvé sous conditions les deux demandes dans les décisions 90.01 et 97.01 respectivement. La section 2.3 du présent rapport donne un aperçu historique du projet Hibernia.

Le 10 juin 1999, la Hibernia Management Development Company (le promoteur) a demandé à l’Office d’approuver une révision de la stratégie de gestion du réservoir du champ Hibernia, approuvée par l’Office dans la décision 97.01, afin d’augmenter le taux de production de pétrole en plateau autorisé pour le champ, de manière à tirer parti de la capacité des installations de traitement installées sur la plateforme Hibernia.

Le 24 janvier 2000, le promoteur a demandé l’autorisation d’augmenter immédiatement le taux quotidien moyen de production de pétrole actuellement autorisé de 21 450 m ³/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m ³/j (170 000 barils/jour) et d’augmenter davantage le taux à 28 600 m ³/j (180 000 barils/jour) après avoir testé avec succès les modifications mineures à l’équipement qui devraient être terminées en mars 2000. L’approbation de ces propositions aurait pour effet de faire passer la production annuelle maximale autorisée d’environ 7,8 millions de mètres cubes (49,2 millions de barils) à 10,4 millions de mètres cubes (65,6 millions de barils).

Le Canada-Terre-Neuve L’Office des hydrocarbures extracôtiers (l’Office) a jugé que les demandes du promoteur constituaient une demande de modification du plan de mise en valeur d’Hibernia précédemment approuvé par l’Office (la demande). L’approbation par l’Office d’une telle modification constitue une décision fondamentale en vertu des paragraphes 139(5) de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada-Terre-Neuve et 134(5) de la Loi provinciale de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada-Terre-Neuve (les Lois). À ce titre, il doit être approuvé par le ministre fédéral des Ressources naturelles du Canada et le ministre provincial des Mines et de l’Énergie.

La demande du promoteur implique un changement du taux quotidien moyen annuel de production de pétrole autorisé. Elle n’implique pas de modifications majeures des installations. L’Office a donc déterminé que les changements proposés n’affectent pas le plan de retombées économiques d’Hibernia approuvé et ne soulèvent pas de nouvelles questions environnementales. Il a conclu que ni une révision de l’évaluation des impacts environnementaux du projet ni un nouvel examen public ne sont nécessaires.

Le présent rapport constitue l’approbation conditionnelle par l’Office de la demande du promoteur en vue d’augmenter immédiatement le taux quotidien moyen de production de pétrole actuellement autorisé de 21 450 m³/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m³/j (170 000 barils/jour) et d’augmenter encore ce taux à 28 600 m³/j (180 000 barils/jour) après l’achèvement réussi des essais des modifications mineures à l’équipement qui sont en cours.

Dans sa présentation du 24 janvier 2000, le promoteur a également demandé que la capacité maximale liée à la sécurité de la plateforme soit augmentée en deux étapes pour atteindre 31 800 m³/j (200 000 barils/jour). Bien que l’Office ne considère pas que cette question entre dans le cadre du plan de mise en valeur, par souci d’exhaustivité, il est consigné dans le présent rapport qu’il a approuvé sous conditions cette modification le 16 février 2000.

Figure 1 : Emplacement du champ d’Hibernia

2.2 Cadre réglementaire

En vertu des Lois, l’Office est responsable de l’administration de la législation régissant l’exploration et la production d’hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve. Ceux qui ont l’intention d’entreprendre des mises en valeur pétrolières ou gazières sont tenus de faire approuver leurs plans par l’Office. Une demande d’approbation doit être accompagnée d’un plan de retombées économiques Canada-Terre-Neuve et d’un plan de mise en valeur.

Le plan de retombées économiques décrit comment le promoteur entend satisfaire aux exigences légales relatives aux retombées industrielles et d’emploi pour les entreprises et les particuliers canadiens, et en particulier pour ceux qui résident dans la province de Terre-Neuve. Le plan de mise en valeur contient une description détaillée du projet. L’approbation du plan de retombées économiques est une condition préalable à l’approbation du plan de mise en valeur. Les Lois exigent également qu’un promoteur obtienne l’approbation de l’Office pour les modifications apportées aux plans déjà approuvés. L’Office peut assortir ses approbations des conditions qu’il juge appropriées.

Les Lois exigent également qu’une personne qui souhaite mener des travaux ou des activités en rapport avec l’exploration ou le forage, la production, la conservation, le traitement ou le transport d’hydrocarbures dans la zone extracôtière doit obtenir l’autorisation préalable de l’Office par écrit.

2.3 Historique du projet Hibernia

2.3.1 Découverte et attribution de licences

Le champ Hibernia a été découvert en 1979 par le forage du puits Chevron et al Hibernia P-15. Entre 1979 et 1984, Mobil, en tant qu’exploitant pour les participants, a foré neuf puits supplémentaires pour délimiter le champ. Le puits de découverte a été officiellement déclaré découverte importante en octobre 1985. L’Office a déclaré que le champ Hibernia était une découverte exploitable en janvier 1990 et a délivré une licence de production de 25 ans pour ce champ le 21 mars 1990.

Avant septembre 1988, Columbia Gas Development of Canada Ltd. détenait une participation de 5,467 4 % dans le champ, qu’elle a ensuite vendue à Chevron. En février 1992, Gulf Canada Resources a annoncé son intention de se retirer du projet Hibernia. En mars 1993, la part de 25 % de Gulf avait été acquise par la Société de gestion Canada Hibernia (8,5 %), Murphy Oil (6,5 %), Mobil (5 %) et Chevron (5 %). En décembre 1996, Norsk Hydro a acquis de Petro-Canada une participation de 5 % dans le champ Hibernia.

Les participants actuels sont :

2.3.2 Approbation du plan de mise en valeur et accords de projet

Le 15 septembre 1985, Mobil, au nom des partenaires d’Hibernia, a déposé son plan de retombées économiques et son plan de mise en valeur d’Hibernia auprès des gouvernements fédéraux et provinciaux. Ces plans ont été soumis à l’Office pour examen et décision en décembre 1985. L’Office a approuvé sous condition les plans du promoteur dans sa décision 86.01.

Peu après la présentation de la demande d’approbation du plan de mise en valeur d’Hibernia en 1985, les prix mondiaux du pétrole ont fortement baissé par rapport aux niveaux élevés du début des années 1980. Ce déclin a conduit les partenaires d’Hibernia à reconsidérer l’aspect économique du projet. Des négociations approfondies entre les partenaires et les deux gouvernements concernant les considérations fiscales et financières ont suivi. Ces négociations ont abouti à la signature d’une déclaration de principes par les partenaires et les gouvernements fédéraux et provinciaux le 18 juillet 1988. Ce document établissait leur accord de principe sur les conditions fiscales et financières applicables au projet Hibernia et précisait certains engagements de la part des partenaires d’Hibernia concernant la construction des installations en surface et l’exécution des travaux de conception du projet. À la fin de 1988, les participants au projet Hibernia ont formé la société d’exploitation et de mise en valeur d’Hibernia ltée (HMDC) pour construire et exploiter les installations d’Hibernia. Les dispositions de l’énoncé de principes ont été incluses dans un accord contraignant signé en septembre 1990. La conclusion de cet accord a permis au projet d’aller de l’avant.

2.3.3 Le projet depuis 1990

Le 30 mars 1990, HMDC, au nom des participants au projet Hibernia, a soumis à l’approbation de l’Office un document intitulé Mise à jour du plan de mise en valeur d’Hibernia (la mise à jour). La mise à jour comprenait les modifications proposées à la conception originale de la structure en surface, un changement de l’emplacement du site de construction de la structure de base gravitaire, et d’autres nouveaux renseignements concernant la mise en valeur globale du champ. L’Office et les ministres ont approuvé sous conditions la mise à jour en août 1990. La décision 90.01 enregistre l’approbation de l’Office.

Après l’approbation de la mise à jour de 1990, HMDC a réalisé un deuxième levé sismique tridimensionnel sur le champ Hibernia et a procédé à un examen approfondi de la géologie, de la géophysique et des caractéristiques du réservoir qui ont servi de base à la modification du plan de mise en valeur. Le 10 juillet 1996, HMDC a soumis à l’approbation de l’Office un amendement au plan de mise en valeur d’Hibernia incorporant les changements proposés aux plans d’épuisement originaux pour les réservoirs Hibernia et Avalon. Les changements proposés sont les suivants :

• • • le calendrier de mise en valeur du réservoir Avalon;
    • la production intégrée de la mise en valeur des réservoirs Hibernia et Avalon;
    • la révision des programmes d’inondation des eaux et des gaz d’Hibernia;
    • des taux de production plus élevés pour les puits individuels;
    • la production combinée de deux zones dans les gisements « B » du réservoir Hibernia;
    • des estimations révisées des réserves, des efficacités de récupération et de la production;
    • des conceptions révisées pour la construction et l’achèvement des puits.

L’Office et les ministres ont approuvé sous conditions les modifications apportées au plan de mise en valeur en mars 1997. La décision 97.01 enregistre l’approbation de l’Office.

Les principales activités de construction sur le site de Bull Arm ont été achevées en novembre 1996, les installations en surface et les SBG ont été accouplées en mars 1997 et remorquées sur le terrain en juin 1997. Les participants ont construit deux pétroliers navettes renforcés contre la glace pour transporter le pétrole du champ. Le premier puits de mise en valeur a été foré dans le champ en juillet 1997, et la première production de pétrole a commencé le 17 novembre 1997.

3.0 La demande actuelle

3.1 Contexte

Dans le plan de mise en valeur d’Hibernia soumis en 1985, les promoteurs ont présenté une prévision de production de pétrole avec un niveau de production de pétrole plateau équivalent à un taux quotidien moyen annuel de 17 500 m³/j (110 000 b/j). Les prévisions de production étaient basées sur des réserves probables de 83 10⁶ m³ (520 millions de barils) pour le réservoir Hibernia et les réservoirs Ben Nevis/Avalon, le schéma d’épuisement présenté dans le plan et la capacité nominale de l’installation de production proposée de 23 848 m³/j (150 000 b/j). En établissant les prévisions, le promoteur a tenu compte des temps d’arrêt prévus et a supposé que chaque puits de production fonctionnerait à un taux annuel moyen de 1 590 m³/j (10 000 b/j) avec une efficacité d’exploitation globale de 90 %. De plus, en raison de l’incertitude concernant la performance des réservoirs et du fait que les zones de réservoirs de qualité moins favorable seraient forées après l’atteinte de la production maximale, l’efficacité des puits a été estimée à 81 % après la période d’accumulation de la production.

En juillet 1996, HMDC, au nom des partenaires d’Hibernia, a soumis à l’approbation de l’Office une modification du plan de mise en valeur d’Hibernia, qui comprenait, entre autres, une nouvelle prévision de production. Les prévisions de production révisées prévoyaient un niveau de production de pétrole plateau équivalent à un taux journalier moyen annuel de 21 450 m³/j (135 000 b/j). Cette prévision était basée sur une capacité de production quotidienne maximale de 23 848 m³/j (150 000 b/j) et une efficacité globale du système (production, chargement et expédition) d’environ 91 %. HMDC a également proposé d’exploiter les puits de mise en valeur initiaux d’Hibernia à un taux allant jusqu’à 6 400 m³/j dans les blocs faillés où l’injection d’eau serait utilisée pour le maintien de la pression, et à des taux de 3 400 m³/j dans les blocs faillés où l’injection de gaz serait utilisée.

L’Office a approuvé sous conditions cette modification en mars 1997 (décision 97.01). Parmi les conditions dont l’Office a assorti son approbation figurait une restriction du taux de production de pétrole pour les puits du bloc faillé G. Ces puits ont été limités à un taux maximum de 1 190 m³/j, jusqu’à ce qu’il soit démontré au délégué à l’exploitation de l’Office qu’un taux de production plus élevé ne nuirait pas à la récupération du pétrole. De plus, l’Office a exigé du promoteur qu’il surveille de près le rendement des puits à taux élevé au moyen de diagraphies de production et de diagraphies des trous tubés.

3.2 Administration des taux de production

L’autorisation des taux de production de pétrole et de gaz est un aspect important des responsabilités de l’Office en vertu des Lois. Les taux proposés par les exploitants sont évalués par l’Office pour s’assurer qu’ils se situent dans des limites d’exploitation sûres pour les installations et qu’ils n’auront pas d’effet négatif sur la récupération du pétrole et du gaz. En outre, l’Office surveille la production des champs et des réservoirs pour s’assurer que les niveaux sont conformes aux taux de production annuels approuvés et que les bonnes pratiques pétrolières sont respectées. L’Office estime qu’il est important pour tous les intervenants de comprendre clairement comment certains taux sont définis et administrés.

L’Office administre les taux suivants :

Capacité maximale liée à la sécurité :

La capacité maximale liée à la sécurité est le débit maximal de pétrole ou de gaz auquel la plateforme peut être exploitée. Il est déterminé en tenant compte des limites de fonctionnement sûres des systèmes de décompression, de purge et de torchage, des limites de vibration et de bruit de la tuyauterie et de l’équipement, des paramètres de cavitation, de corrosion et d’érosion, et de la nécessité de prévoir une marge de sécurité supérieure au taux quotidien maximal autorisé de production pour l’installation afin de tenir compte des perturbations opérationnelles. La capacité maximale liée à la sécurité est exprimée en mètres cubes par jour et est établie par le délégué à la sécurité de l’Office. Ce taux ne peut être dépassé.

Taux de production quotidien maximal de l’installation :

Le taux de production quotidien maximal de l’installation est le taux de production de pétrole ou de gaz auquel l’installation peut maintenir des opérations de production stables avec une capacité de réserve suffisante pour faire face aux perturbations opérationnelles sans dépasser la capacité maximale liée à la sécurité de la plateforme. Il s’agit généralement du taux de production théorique de l’installation de traitement, qui peut être révisé après le début de la production en fonction de l’expérience d’exploitation. Il peut y avoir des excursions mineures au-dessus de ce taux pendant les opérations de production, mais elles ne seraient que de courte durée.

Le délégué à la sécurité et le délégué à l’exploitation de l’Office approuvent le taux de production quotidien maximal de l’installation. En approuvant ce taux, ces agents s’assurent que les questions de sécurité et de gestion des ressources sont prises en compte. L’Office surveille quotidiennement les activités de production pour s’assurer de leur conformité. Ce taux est exprimé en mètres cubes par jour.

Taux annuel de production de pétrole :

Le taux annuel de production de pétrole est le taux annuel maximum d’extraction de pétrole ou de gaz autorisé pour un réservoir ou un champ. Il est approuvé par l’Office dans le cadre du plan de mise en valeur. Ce taux est défini par le niveau plateau de la prévision de production et est basé sur la stratégie d’épuisement adoptée pour le champ. Ce taux est généralement exprimé comme un taux quotidien moyen annuel de production, en mètres cubes par jour. En approuvant ce taux, l’Office doit être convaincu qu’il ne nuira pas à la récupération du pétrole ou du gaz et toute augmentation de ce taux nécessite une modification du plan de mise en valeur. Ces modifications doivent également être approuvées par les deux ministres. Après une période de production du champ, l’épuisement des réservoirs entraînera une baisse de ce taux. L’Office peut également réduire ce taux pour des raisons de sécurité ou pour éviter le gaspillage.

Taux des puits :

L’Office demande aux exploitants d’évaluer l’impact du taux de production des puits de développement sur l’efficacité de la récupération et de soumettre à son examen les résultats de ces évaluations. L’Office peut fixer des limites au taux de production des puits afin de prévenir le gaspillage. Ces limitations sont revues, et peuvent être modifiées, au fur et à mesure que des renseignements sur la production sont acquis. Le délégué à l’exploitation de l’Office approuve les limitations de taux de puits.

3.3 L’application

Le 10 juin 1999, le promoteur a demandé à l’Office d’approuver une révision de la stratégie de gestion du réservoir Hibernia afin de permettre une augmentation du taux de production quotidien moyen de pétrole (c’est-à-dire le taux annuel de production de pétrole). Le promoteur a déclaré qu’un examen complet des systèmes installés sur la plateforme Hibernia a indiqué que le débit quotidien maximal pouvant être atteint par l’installation est de 31 800 m³/j (200 000 b/j) et que l’efficacité globale de l’exploitation du système devrait se situer entre 90 et 95 pour cent. Le promoteur prévoit donc qu’il est possible d’atteindre un taux de production quotidien moyen de pétrole compris entre 28 600 et 30 200 m³/j (180 000 et 190 000 b/j). Le promoteur a également déclaré que l’augmentation de la production annuelle de pétrole qui résulterait de la production à un taux plus élevé n’aurait pas d’effet négatif sur la récupération du champ, et il a soumis les rapports suivants à l’appui de sa demande : « Technical Support for Hibernia Field Rate Increase », « Hibernia Plant Capacity and Expansion Study Offshore Test Program Definition Volumes 1 and 2 », et « Hibernia Management and Development Company : 1998 Annual Production Report ».

Par la suite, le 24 janvier 2000, le promoteur a demandé l’autorisation d’augmenter le taux quotidien moyen de production de pétrole actuellement autorisé de 21 450 m³/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m³/j (170 000 barils/jour) immédiatement et d’augmenter davantage le taux à 28 600 m³/j (180 000 barils/jour) après l’achèvement des essais des modifications mineures apportées à l’équipement des installations qui doivent être terminées en mars 2000.

En fait, le promoteur cherche à obtenir l’approbation de l’Office pour augmenter le taux de production annuel de pétrole en deux étapes, de 7,8 millions de mètres cubes (49,2 millions de barils) à 10,4 millions de mètres cubes (65,6 millions de barils).

Les taux de production sont traités dans la partie V du Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve. Plus précisément, l’article 34 stipule que :

L’exploitant doit produire des hydrocarbures à partir d’un gisement ou d’un champ en se conformant à de saines pratiques de production, de manière à réaliser une récupération maximale des hydrocarbures à partir du gisement ou du champ au taux applicable qui est précisé dans le plan de mise en valeur approuvé pour ce gisement ou ce champ.

L’Office a examiné la demande du promoteur afin de déterminer si l’augmentation de production proposée aurait une incidence sur les prévisions d’impact environnemental faites par le promoteur dans son étude d’impact environnemental d’Hibernia de 1985, ou sur l’une ou l’autre des conditions établies par l’Office dans sa décision 86.01. Étant donné que la demande ne vise qu’à modifier le taux quotidien moyen de production de pétrole approuvé dans la décision 97.01 et qu’elle n’entraîne aucune modification importante aux installations elles-mêmes, l’Office a déterminé qu’elle n’a aucune incidence sur le plan de retombées économiques d’Hibernia approuvé et qu’elle ne soulève aucune nouvelle question environnementale. L’Office note que le taux de production plus élevé n’entraînera pas d’augmentation du volume de gaz torché. Par conséquent, l’Office a conclu que ni la révision de l’étude d’impacts environnementaux du projet ni un autre examen public ne sont nécessaires.

Dans sa présentation du 24 janvier 2000, le promoteur a également demandé que la capacité maximale liée à la sécurité de la plateforme soit augmentée en deux étapes pour atteindre 31 800 m³/j (200 000 barils/jour). Bien que l’Office ne considère pas que cette question entre dans le cadre du plan de mise en valeur, par souci d’exhaustivité, il est consigné dans le présent rapport qu’il a approuvé sous conditions cette modification le 16 février 2000.

3.4 L’examen de l’Office

À l’appui de sa demande d’approbation d’une augmentation du taux de production quotidien moyen, le promoteur a mis à jour ses interprétations géologiques et géophysiques et son modèle de simulation de réservoir pour le réservoir Hibernia afin d’intégrer les données de forage et de production acquises des puits Hibernia B-16 1 à 11. La figure 2 montre l’emplacement de ces puits sur le terrain. Comme aucune nouvelle information n’était disponible pour le réservoir Ben Nevis/Avalon, le modèle de simulation de réservoir pour ce réservoir est resté inchangé par rapport à celui présenté dans la modification du plan de mise en valeur de 1996. Selon le promoteur, la qualité du réservoir Hibernia est meilleure que ce qui était prévu dans l’amendement de 1996. Cela permettra de maintenir la production de pétrole à des taux plus élevés que prévu.

Le promoteur a également déclaré que ses études de simulation de réservoir ont comparé la récupération cumulative du pétrole par bassin et par bloc faillé pour des taux de production moyens de pointe de 21 600 m³/j (135 000 b/j), 28 600 m³/j (180 000 b/j) et 31 800 m³/j (200 000 b/j) et que les résultats des études indiquent que l’augmentation du taux n’aura pas d’effet négatif sur la récupération cumulative du champ.

Dans la demande, le promoteur a présenté des estimations originales révisées du pétrole initial en place et du gaz initial en place du chapeau de gaz pour le réservoir Hibernia, basées sur un nouveau modèle de réservoir. Ce modèle intègre des propriétés structurelles et de réservoir reflétant les données obtenues lors du forage et de l’exploitation des puits B-16 1 à B-16 11. Le tableau 1 présente une comparaison des estimations de pétrole en place pour le réservoir Hibernia contenues dans la modification du plan de mise en valeur de 1996 avec les estimations contenues dans la présente demande. Le tableau 2 présente une comparaison des estimations de gaz en place.

L’estimation initiale du promoteur concernant le pétrole en place a diminué d’environ 6,5 pour cent, et l’estimation initiale concernant le gaz initial en place du chapeau de gaz a augmenté d’environ 70 pour cent par rapport aux estimations fournies dans la modification du plan de mise en valeur de 1996. La majeure partie de l’augmentation des estimations du gaz en place dans le chapeau de gaz est attribuée aux gisements A4/B4, où le puits B-16 2 a confirmé la présence d’un chapeau de gaz dans le bloc faillé Q (figures 2 et 3). Tel que discuté plus bas et comme le montre le tableau 6, la réduction des estimations initiales de pétrole en place par le promoteur est plus que compensée par l’augmentation de la récupération du pétrole qui résulte d’une meilleure qualité du réservoir que celle prévue à l’origine.

Figure 2: Blocs faillés du gisement « B » du réservoir Hibernia

Le promoteur a déclaré que les données provenant des puits de développement ont démontré que la qualité du réservoir est meilleure que celle indiquée par les puits d’évaluation originaux. Le modèle de réservoir a été modifié pour refléter les nouvelles données. Le tableau 3 présente une comparaison des propriétés moyennes des réservoirs contenues dans la modification du plan de mise en valeur de 1996 avec celles utilisées dans le modèle actuel.

Tableau 1 : Réservoir Hibernia Estimations du pétrole initial en place(10⁶ m³)

Tableau 2 : Chapeau de gaz du réservoir d’Hibernia : Estimations du gaz initial en place(10⁹ m³)

Figure 3 : Désignation des gisements et des zones du champ Hibernia de la Formation Hibernia

Tableau 3 : Comparaison des propriétés moyennes des réservoirs : Le plan de mise en valeur de 1996 et le modèle actuel

Dans son rapport annuel de production de 1998, le promoteur a fourni un examen complet de la production du champ Hibernia et du rendement de chacun des blocs faillés producteurs. Selon le promoteur, les données sur le rendement du puits indiquent clairement que le réservoir a la capacité de produire à un taux plus élevé que celui qui avait été estimé au départ. En outre, le taux auquel l’eau peut être injectée dans les puits d’injection a été plus élevé que prévu, et les installations d’injection d’eau se sont révélées capables de soutenir des taux d’injection plus élevés que ceux prévus en 1996.

L’Office a examiné l’information fournie par le promoteur et convient que la qualité du réservoir semble meilleure que ce qui avait été estimé au départ. Il est également d’accord avec les déclarations du promoteur concernant le rendement des puits de production et d’injection.

Le promoteur a construit un modèle de simulation de réservoir détaillé pour les réservoirs Hibernia et Avalon. Ce modèle permet au promoteur d’examiner le comportement des réservoirs sous divers scénarios de production. Ce modèle a été calibré par rapport aux données de production des blocs faillés R, Q et W dans le réservoir Hibernia. Aucune donnée de production n’est encore disponible pour calibrer le modèle pour le réservoir Avalon. Le modèle a ensuite été utilisé pour étudier les effets de la production à trois taux de production de pointe différents, 21 600, 28 600 et 31 800 m³/j (135 860, 180 000 et 200 000 b/j), respectivement. Le tableau 4 présente un résumé de la récupération de pétrole prévue par ces études pour 25 ans de production. La figure 4 montre les emplacements des puits dans le réservoir Ben Nevis/Avalon utilisés dans ces études.

Les études de simulation du promoteur suggèrent que l’augmentation du taux de production n’aura pas d’effet négatif sur la récupération du pétrole. En effet, les résultats de l’étude montrent une légère augmentation de la récupération associée à la production au taux plus élevé. Cependant, la raison de cette augmentation apparente est simple. Bien que l’on puisse s’attendre à ce que le même volume de pétrole soit récupéré à terme à tous les taux de production de pointe, le fait de produire à un taux de pointe plus élevé signifie que des volumes plus importants sont récupérés plus tôt. Dans ce cas, les différences dans les volumes totaux récupérés sont relativement faibles, car la période d’étude est suffisamment longue pour que la quasi-totalité du pétrole récupérable soit produite dans chaque cas.

Tableau 4 : Simulation du réservoir du champ Hibernia : Comparaison de la récupération cumulative de pétrole à des taux de production de 21 600, 28 600 et 31 800 m³/j après 25 ans de production

Figure 4: Blocs faillés du réservoir Ben Nevis/Avalon et emplacements des puits proposés

Le tableau 5 compare l’efficacité prédite de la récupération du pétrole pour chaque bloc faillé et chaque région dans les réservoirs Hibernia et Avalon après 25 ans de production à chacun des taux de production de pointe examinés. La figure 5 présente le profil de production pour chaque cas.

Tableau 5 : Réservoir Hibernia : Comparaison de l’efficacité de la récupération du pétrole après 25 ans

Figure 5 : Comparaison des prévisions de production du promoteur

Le tableau 6 présente une comparaison de la récupération de pétrole prévue après 25 ans de production, présentée dans la modification du plan de mise en valeur de 1996 en fonction d’un taux de production de pétrole quotidien moyen de pointe de 21 450 m³/j (135 000 b/j), avec celle prévue dans la demande au taux de production quotidien moyen de pointe proposé de 28 600 m³/j (180 000 b/j). Les résultats de la simulation indiquent une faible différence de recouvrement entre le cas de base présenté dans la modification du plan de mise en valeur de 1996 et le cas de taux élevé proposé.

Les prévisions de production de pétrole pour le taux proposé de 28 600 m³/j (180 000 barils/jour) sont présentées à la figure 6.

Tableau 6 : Récupération de pétrole simulée après 25 ans de production : Demande de 1999 vs modification de 1996>

Figure 6 : Prévisions de production du champ Hibernia proposé

L’Office a examiné les études de simulation de réservoir du promoteur et l’information soumise à l’appui de l’augmentation de taux proposée. Il est convaincu que l’étude de simulation avait une portée exhaustive et qu’elle intégrait les données pertinentes acquises lors des activités de forage et de production. Les données de pression du fond du puits obtenues à partir de jauges de pression filaires et permanentes en fond de puits, ainsi que l’historique de production, ont été utilisées pour faire correspondre les performances du réservoir Hibernia aux résultats du modèle. Bien que des correspondances raisonnables aient été obtenues avec les données de production des blocs faillés W, Q et R, l’Office a observé que seules des données de production limitées étaient disponibles pour l’appariement historique, car aucun puits de production n’a connu de production d’eau ou d’augmentation significative du ratio de production gaz/pétrole en réponse à l’injection d’eau et de gaz.

L’Office souscrit aux conclusions du promoteur selon lesquelles les taux de production plus élevés ne semblent pas avoir d’incidence négative sur la récupération du pétrole. Toutefois, étant donné que l’historique de production est très limité pour calibrer le modèle et que les fluides se déplaceront plus rapidement dans les réservoirs à un taux de production plus élevé, l’Office estime qu’il est nécessaire d’augmenter la fréquence des diagraphies de production pour surveiller les mouvements des fluides et fournir les données requises pour mettre à jour le modèle de simulation des réservoirs.

Au cours de son examen, l’Office a également observé que le système de comptage et de répartition de la production actuellement utilisé introduit une incertitude dans la modélisation de la simulation des réservoirs. Pour une bonne gestion des réservoirs, il est essentiel de mesurer, ou d’estimer lorsqu’une mesure directe n’est pas possible, les volumes de fluides produits et injectés dans un réservoir avec la plus grande précision possible. Le promoteur a fait des progrès considérables dans la résolution des problèmes liés aux systèmes de comptage. Des modifications ont été apportées aux dispositions du séparateur d’essai afin de permettre l’utilisation des deux séparateurs pour l’essai des puits à haut débit, de nouveaux compteurs ont été installés sur les puits d’injection d’eau et d’autres améliorations sont prévues lors d’un arrêt prévu en mars 2000. Ces changements, une fois mis en œuvre, devraient atténuer les préoccupations de l’Office.

L’Office a observé que les études de simulation du promoteur prévoient l’épuisement de la majorité des blocs faillés du gisement B dans le réservoir Hibernia et d’une zone sélectionnée du réservoir Ben Nevis/Avalon. Les études de simulation des réservoirs n’ont pas spécifiquement pris en compte l’épuisement du pétrole et des liquides de gaz naturel dans les zones suivantes :

• • • les gisements B du réservoir Hibernia se trouvent dans les blocs faillés D, F, L, M, N, S, AA, DD, EE et FF qui, selon les estimations, contiennent environ 20 106 m ³ (128 millions de barils) de pétrole initial en place;
    • les gisements A Hibernia, dont on estime qu’ils contiennent environ 21 10⁶ m ³ (132 millions de barils) de pétrole inital en place à l’origine et dont l’exploitation n’a pas encore été approuvée;
    • les zones périphériques du réservoir Ben Nevis/Avalon;
    • le Catalina et plusieurs réservoirs plus petits;
    • les liquides de gaz naturel associés au chapeau de gaz et l’injection du gaz de solution.

L’Office note qu’il est probable que certaines de ces ressources en hydrocarbures seront exploitées à l’avenir pour maintenir le taux de production plateau proposé de 28 600 m³/j (180 000 barils/jour). Par conséquent, l’Office estime que les prévisions de production de pétrole du promoteur sont prudentes.

Lorsque le promoteur a soumis la demande pour la première fois, le programme d’essais visant à confirmer la capacité de production de la plateforme Hibernia et à repérer les « goulots d’étranglement » (c’est-à-dire les modifications aux installations qui sont nécessaires pour atteindre l’augmentation du taux de production proposée) n’était pas terminé. En outre, les installations de compression de gaz n’avaient pas fonctionné de manière constante et la plateforme n’avait pas atteint une production soutenue à sa capacité nominale pendant une période significative.

Avant de prendre une décision sur l’augmentation de taux proposée, l’Office a demandé au promoteur de soumettre les résultats de son programme de tests pour examen. Il exigeait également que le promoteur démontre que les deux systèmes de compression de gaz de la plateforme Hibernia étaient capables de fonctionner en continu et que la plateforme était capable de fonctionner en continu à la capacité nominale actuellement approuvée de 24 000 m³/j (150 000 barils/jour). L’Office a également eu des discussions avec le promoteur au sujet de ses activités de diagraphies de production et des systèmes de comptage dont il est question ci-dessus.

Le promoteur a terminé le programme d’essais à taux élevé visant à confirmer la capacité de la plateforme Hibernia et à déterminer les modifications à apporter aux installations pour atteindre l’augmentation proposée du taux de production en décembre 1999. L’Office a reçu les résultats du programme de tests en janvier 2000. En outre, depuis le 4 novembre 1999, la plateforme Hibernia produit à sa capacité nominale et les deux systèmes de compression de gaz fonctionnent de façon continue.

L’Office note qu’il y a actuellement sept puits de production en service sur la plateforme Hibernia. C’est beaucoup moins que les quinze qui avaient été estimés disponibles à ce moment-là dans la modification du plan de mise en valeur de 1996. Pour produire à des taux plus élevés, il faudra augmenter le taux de production de chacun des puits en service. Bien que l’Office reconnaisse que ces puits sont très productifs et devraient être en mesure de produire à des taux plus élevés, la perte d’un puits en raison d’une percée d’eau ou d’une défaillance mécanique pourrait nuire à la capacité du promoteur d’atteindre les taux de production plus élevés proposés à court terme. Au fur et à mesure que des puits de production supplémentaires entreront en service, le taux de production moyen requis pour chaque puits diminuera et le promoteur disposera d’une capacité de production et d’une souplesse opérationnelle suffisantes pour soutenir la production au taux plus élevé.

À court terme, l’Office est d’avis que les diagraphies de production servant à évaluer le rendement des puits de production et d’injection devraient être exécutées plus fréquemment que ce n’est le cas actuellement et discute de cette question avec le promoteur.

4.0 Conclusion

4.1 Décision de modification du plan de mise en valeur d’Hibernia 2000. 01

L’Office approuve la demande du promoteur visant à augmenter le taux quotidien moyen de production de pétrole à 28 600 m³/j (180 000 b/j) dans les deux étapes proposées par le promoteur, sous réserve de la condition 2000.01.01 énoncée ci-dessous et des conditions contenues dans ses rapports de décision 86.01, 90.01 et 97.01, dont les conditions en suspens sont résumées aux sections 4.2, 4.3 et 4.4 ci-dessous.

En vertu de cette approbation, la production maximale de pétrole autorisée pour l’année civile 2000 sera déterminée en utilisant les taux quotidiens moyens de pétrole suivants :

• • 1. a. 21 450 m³/j (135 000 barils/jour) à partir du 1^er janvier 2000 jusqu’au jour précédant immédiatement le jour où l’approbation par l’Office d’une augmentation du taux annuel de production de pétrole prend effet conformément à l’article 32 des Lois; et,
    2. b. 28 600 m³/j (180 000 barils/jour) à partir de la date à laquelle l’approbation par l’Office d’une augmentation de ce taux prend effet conformément à l’article 32 des lois.

Pour chaque année civile ultérieure, le taux maximal sera le taux approuvé au point b) ci-dessus.

Condition 2000.01.1

L’approbation de l’Office est subordonnée à la condition suivante :

Cette approbation peut être suspendue ou révoquée si le délégué à l’exploitation de l’Office détermine que les activités du promoteur s’écartent considérablement de celles prévues dans la demande ou si le rendement du réservoir diffère considérablement de celui prévu dans son document intitulé « Technical Support for Hibernia Field Rate Increase ».

ANNEXE A
CONDITIONS EN SUSPENS DÉCOULANT DES DÉCISIONS 97.01, 90.01 ET 86.01

A1
Décision de modification du plan de mise en valeur d’Hibernia 97.01

L’Office a examiné l’état d’avancement des cinq conditions liées à son approbation en 1997 de la modification du plan de mise en valeur d’Hibernia. Ces conditions, dont certaines exigent une réponse continue et d’autres concernent des activités qui n’ont pas encore eu lieu, n’ont pas encore été satisfaites.

Condition 97.01.1

Il s’agit d’une condition d’approbation de la modification :

• • 1. Avant de commencer à produire à partir des gisements Hibernia A, le promoteur doit soumettre son plan d’épuisement à l’approbation de l’Office.
    2. La mise à jour du plan de mise en valeur qui doit être soumise après la période d’évaluation doit fournir un plan ferme pour la délimitation des zones nord-ouest et sud-ouest du réservoir Avalon.

Condition 97.01.2

Il s’agit d’une condition d’approbation de la modification :

• • 1. Avant de procéder à l’inondation des blocs faillés « H » et « I » du gisement du réservoir Hibernia, le promoteur doit réévaluer les plans d’épuisement de ces blocs et obtenir l’approbation du délégué à l’exploitation pour la mise en œuvre du plan.
    2. Le taux de production de pétrole dans le bloc d’inondation de gaz « G » du réservoir Hibernia est limité à un taux maximum de 1 190 STm³/j par puits jusqu’à ce qu’il puisse être démontré au délégué à l’exploitation qu’un taux de production plus élevé ne nuira pas à la récupération du pétrole.
    3. La pression du réservoir dans les blocs faillés contenant un chapeau de gaz doit être maintenue à au moins 1 000 kPa au-dessus de la pression du point de rosée. Dans les autres blocs faillés, la pression du réservoir doit être maintenue à au moins 500 kPa au-dessus de la pression du point de bulle.

Condition 97.01.3

Il s’agit d’une condition d’approbation de la modification :

• • 1. Le promoteur soumet chaque année, pour information au délégué à l’exploitation, une prévision de la production pétrolière de chaque gisement pour l’année à venir.
    2. Un an après le début de l’injection de gaz, le promoteur soumet une prévision révisée de la production de liquides de gaz naturel.

Condition 97.01.4

L’approbation de la modification est subordonnée à la présentation par le promoteur, avant la fin de 1999, d’un rapport détaillant les estimations révisées des réserves du champ Hibernia. Le rapport doit présenter la gamme des réserves de pétrole et de liquides de gaz naturel, la baisse, la plus probable et la hausse, prévues pour chaque gisement et réservoir et doit inclure une explication des incertitudes impliquées et du seuil économique utilisé pour générer les estimations.

Statut :

Condition 4 : Continuée.

Le promoteur a soumis un rapport et l’Office a demandé des renseignements supplémentaires pour satisfaire à cette condition.

Condition 97.01.5

L’approbation de la modification du plan de mise en valeur d’Hibernia est conditionnelle à ce que le promoteur évalue la possibilité d’exploiter les zones du réservoir Avalon pénétrées par les puits de mise en valeur du réservoir Hibernia et non proposées pour la mise en valeur en complétant à nouveau certains puits. Les résultats de l’évaluation doivent être présentés dans la mise à jour du plan de mise en valeur qui sera soumise à l’Office après la période d’évaluation du réservoir Avalon.

A2
Décision de mise à jour du plan de mise en valeur d’Hibernia 90.01

L’Office a assorti son approbation de 1990 de la mise à jour du plan de mise en valeur d’Hibernia de quatre conditions. Toutes ces conditions ont été satisfaites.

A3
Plan de retombées économiques d’Hibernia
Décision 86.01 Statut

L’Office a assorti son approbation du Plan de retombées économiques d’Hibernia de 1986 de cinq conditions. Les conditions suivantes ne sont pas remplies :

Condition 4

Au fur et à mesure de l’évolution du projet, le promoteur fournira à l’Office des listes complètes de tous les contrats et bons de commande importants prévus. L’Office, en consultation avec le promoteur, déterminera lesquels de ces contrats et bons de commande importants seront soumis à l’examen de l’Office.

Statut :

Satisfaite ou en cours.

Le promoteur fournit ces renseignements à l’Office conformément aux lignes directrices de l’Office en matière de rapports sur les marchés publics : Projet de mise en valeur Hibernia.

Condition 5

Le promoteur doit fournir un préavis et des renseignements sur les principaux contrats et bons de commande pour permettre à l’Office d’effectuer son examen. Le temps d’examen requis sera déterminé par l’Office, en pleine consultation avec le promoteur.

Statut :

Satisfait ou en cours

Le promoteur fournit ces renseignements à l’Office conformément aux lignes directrices de l’Office en matière de rapports sur les marchés publics : Projet de mise en valeur Hibernia.

A4
Plan de mise en valeur d’Hibernia
Décision 86.01 Statut

L’Office a assorti son approbation du plan de mise en valeur d’Hibernia de 1986 de dix-sept conditions. Les conditions suivantes ne sont pas remplies :

Condition 1

• • 1. Que le promoteur, à un stade très précoce du programme de mise en valeur, fore un puits dans la zone du chapeau de gaz B-08, afin d’obtenir des échantillons pour des analyses de laboratoire et de définir un régime gaz-condensat-pétrole,
    2. que le promoteur entreprenne des études, parallèlement au forage de développement initial, afin d’établir la faisabilité d’une inondation miscible pour le réservoir Hibernia.

Statut :

Le promoteur s’est engagé à forer un puits dans la zone du chapeau de gaz B-08 au début de la mise en valeur et à réaliser une étude de faisabilité de l’inondation miscible.

Condition 1 (i) : Satisfaite.
Condition 1 (ii) : Continuée.

Condition 2

• • 1. Qu’avant toute mise en valeur du réservoir d’Avalon, le promoteur soumette un plan révisé à l’approbation de l’Office;
    2. que, pendant la mise en valeur du réservoir Hibernia, le promoteur évalue le réservoir Avalon en effectuant des carottages, des diagraphies et des essais sur toutes les zones prospectives pénétrées par les puits forés jusqu’au réservoir Hibernia,
    3. que, pendant la conception des installations en surface, le promoteur prenne dûment en considération le dimensionnement de l’équipement et l’allocation d’espace pour les installations de production et les services publics, de manière à permettre une production supplémentaire à partir du réservoir Avalon en même temps que la production d’Hibernia, s’il s’avérait nécessaire d’exploiter le réservoir Avalon avant le moment envisagé dans le plan de mise en valeur, et que le promoteur fasse rapport à l’Office sur ses actions à cet égard avant que la conception des installations en surface ne soit finalisée.

Statut :

Condition 2 (i) : Satisfaite.

La présentation de la modification du plan de mise en valeur d’Hibernia de 1996 constitue un plan révisé de mise en valeur du réservoir d’Avalon.

Condition 2 (ii) : Continuée.

Condition 2 (iii) : Satisfaite.

En août 1991, l’Office a accepté les plans du promoteur pour satisfaire à cette condition.

Condition 3

• • 1. Que le promoteur soumette à l’approbation de l’Office, avant le début du forage de développement, un calendrier de forage précis visant à réduire le torchage de gaz à des limites acceptables pour l’Office;
    2. que, dans le cas peu probable où les conditions du réservoir empêcheraient la réinjection du gaz, le promoteur présente à l’Office, pour approbation, un plan d’élimination du gaz,
    3. que le promoteur obtienne l’approbation de l’Office pour torcher les petits volumes de gaz nécessaires à l’exploitation normale.

Statut :

Conditions 3(i) et 3(iii) : Satisfaite.

En août 1996, l’Office a approuvé sous condition le calendrier de forage du promoteur et les volumes de gaz à torcher pendant le démarrage et la transition vers l’exploitation en régime permanent.

Condition 3 (ii) : Continuée.

Le promoteur a informé l’Office qu’il a évalué la faisabilité de la réinjection de gaz et qu’il la considère comme hautement réalisable. Un plan d’élimination des gaz ne sera nécessaire que si la réinjection des gaz s’avère préjudiciable à la récupération des ressources.

Condition 5

• • 1. Le promoteur doit concevoir les conduites d’exportation et les plateformes de chargement de manière à ce qu’elles puissent être vidées de leurs hydrocarbures s’il y a un risque de dommages à ces installations,
    2. que la profondeur nominale d’affouillement des icebergs soit déterminée par le promoteur et approuvée par l’Office avant la conception des installations de puits sous-marins.

Statut :

Condition 5 (i) : Satisfaite.

Le promoteur a conçu ses installations de manière à ce que les conduites d’exportation puissent être rincées et, dans un mémoire présenté à l’Office en mai 1997, il a décrit les procédures qu’il propose pour le rinçage des colonnes montantes du système de chargement en mer. L’Office a approuvé les procédures proposées en mai 1997.

Condition 5 (ii) : Continuée.

Aucune installation de puits sous-marins n’a encore été proposée.

Condition 9
Le promoteur doit obtenir l’approbation spécifique de l’Office pour ses plans d’installations sous-marines avant de procéder à la conception détaillée de ces installations.

Statut :

Continuée.

Condition 15
Le promoteur fournira périodiquement à l’Office, au cours de l’exécution du projet, sous une forme prescrite, des estimations du coût en capital prévu pour l’ensemble du projet et pour les principaux éléments que l’Office demandera.

Statut :

Satisfaite ou en cours.

Sur une base semestrielle, le service des retombées économiques Canada-Terre-Neuve du promoteur fournit des prévisions de dépenses en capital et des estimations connexes des niveaux de contenu Canada-Terre-Neuve qui devraient être atteints.

ANNEXE B
Glossaire