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RAPPORTS DE DÉCISION

Décision 97.01

Table des matières


Liste des figures

Figure 1 : emplacement du champ Hibernia

Figure 2 : formation Hibernia – gisement et désignation de zones

Figure 3 : formation Avalon – gisement et désignation de zones

Figure 4 : puits du réservoir Avalon à forer pendant la période d’évaluation

Figure 5 : zone proposée pour les emplacements des puits de développement Avalon – Plan de mise en valeur de 1985

Figure 6 : emplacements proposés pour les puits du réservoir Hibernia – Plan de mise en valeur de 1985

Figure 7 : emplacements proposés pour les puits du réservoir Hibernia et zones d’injection de gaz et d’eau – Modification du Plan de mise en valeur de 1996

Figure 8 : emplacements proposés pour les puits du réservoir Avalon

Figure 9 : prévisions de production pétrolière


Liste des tableaux

Tableau 1 : scénario de référence des estimations du pétrole initial en place

Tableau 2 : scénario de référence des estimations du gaz initial en place

Tableau 3 : résumé des essais de balayage sur carotte par empilement vertical

Tableau 4 : estimations des réserves pétrolières et taux de récupération – gisements « B » des réservoirs Hibernia et Avalon

Tableau 5 : réserves récupérables et taux de récupération – réservoirs Hibernia et Avalon


Décision 97.01

1.0
Résumé

Le 10 juillet 1996, la Société d’exploitation et de développement d’Hibernia (le promoteur) a soumis la modification du Plan de mise en valeur du champ Hibernia de juillet 1996 (la modification) à l’Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers (l’Office). Le présent rapport constitue l’approbation conditionnelle des propositions du promoteur par l’Office.

La modification décrit les changements à apporter aux interprétations géologiques et géophysiques et aux plans d’épuisement d’origine pour les réservoirs Hibernia et Avalon. De plus, des changements sont proposés à la construction du puits et à la technologie de complétion à utiliser. Entre autres choses, les changements proposés modifient les délais et taux de production dans les différents gisements, ainsi que les estimations sur le rendement de récupération et les réserves pétrolières.

L’Office a examiné la modification pour déterminer si les modifications proposées influent sur les prévisions d’impact environnemental formulées dans l’énoncé des incidences environnementales du projet Hibernia de 1985 (1985 Hibernia Environmental Impact Statement) du promoteur, ou sur l’une des conditions établies par l’Office dans la Décision 86.01 découlant de la consultation publique menée par la Commission d’évaluation environnementale du projet Hibernia. Étant donné que les modifications proposées concernent des changements du programme de production et des aspects du projet situés sous le plancher océanique, elles n’ont pas d’incidence sur le Plan des retombées économiques du projet Hibernia, et ne soulèvent aucune question d’ordre environnemental. Par conséquent, l’Office a conclu qu’il n’était pas nécessaire de prévoir la révision de l’évaluation d’impact environnemental pour le projet ou une autre consultation publique.

L’Office a jugé que la soumission de la modification remplit la condition 2(i) de sa décision 86.01 concernant le Plan de mise en valeur du champ Hibernia d’origine, qui exigeait la soumission d’un plan révisé pour la mise en valeur du réservoir Avalon. La décision de l’Office relative aux propositions du promoteur concernant le réservoir Avalon fait partie de cette décision.

L’Office accepte les interprétations géologiques et géophysiques présentées par le promoteur pour les réservoirs Hibernia et Avalon, en reconnaissant que des incertitudes considérables subsistent concernant la caractérisation du réservoir Avalon, en particulier, dans les parties nord-ouest et sud-ouest du champ, où aucun puits de délimitation n’a été foré. L’Office accepte également l’approche générale du promoteur concernant l’exploitation des réservoirs Hibernia et Avalon. Cette approche prévoit les premiers travaux de mise en valeur de certaines portions du réservoir Avalon visant à répondre à certaines incertitudes concernant l’état du réservoir avant de préparer un plan complet de mise en valeur pour ce réservoir. Toutefois, l’Office a limité l’exploitation du réservoir Avalon aux puits nécessaires aux fins d’évaluation et exige que le promoteur soumette un plan ferme pour la délimitation des zones nord-ouest et sud-ouest du réservoir Avalon après la période d’évaluation initiale de cinq ans.

De plus, avant de lancer la production à partir des gisements « A » du réservoir Hibernia, le promoteur doit soumettre son plan d’épuisement à l’Office. Avant de mettre en pratique le plan d’injection d’eau dans le gisement « B5 » du réservoir Hibernia, il doit réévaluer son plan d’épuisement de remplacement et obtenir l’approbation du délégué à l’exploitation avant sa mise en œuvre. Dans le bloc injecté au gaz « G » du réservoir Hibernia, l’Office a limité le taux de production pétrolière à un taux maximal de production de 1190 m3 normalisés/jour par unité de puits, jusqu’à ce qu’il soit démontré qu’un taux de production supérieur ne portera pas atteinte au taux de récupération du pétrole. Le promoteur doit également maintenir une pression moyenne de réservoir dans ces blocs faillés contenant une calotte de gaz à 1000 kPa au-dessus de la pression du point de rosée et, dans les autres blocs faillés, à au moins 500 kPa au-dessus de la pression de point de bulle.

L’Office accepte les prévisions sur la production de pétrole et de liquides de gaz naturel présentées par le promoteur, mais il précise les difficultés inhérentes aux tentatives de prédiction des taux de production et affirme que de nombreux aspects des incertitudes liées aux prévisions seront levés dès les premières étapes de la production du champ Hibernia. L’Office estime que les estimations sur les réserves présentées par le promoteur sont prudentes et ne représentent pas les estimations à la hausse des réserves de pétrole et de liquides de gaz naturel du champ Hibernia. Il est important de connaître ce potentiel pour évaluer l’approche à long terme du promoteur concernant la récupération des réserves du champ. Le promoteur doit donc présenter un rapport d’ici la fin de l’année 1999, qui indiquera en détail la fourchette des estimations de réserves de pétroles et de liquides de gaz naturel pour chaque gisement et réservoir. L’Office exige aussi que le promoteur présente chaque année des prévisions sur la production pétrolière pour l’année à venir pour chaque gisement. Ces prévisions serviront à informer le délégué à l’exploitation. Le promoteur devra également produire, un an après le lancement de la compression des gaz, des prévisions révisées sur la production des liquides de gaz naturel.

La construction et l’exploitation des puits, ainsi que les principes de production et d’entretien présentés par le promoteur sont jugés acceptables. Toutefois, l’Office estime qu’il existe une possibilité d’épuiser une partie du réservoir Avalon, qui ne fait pas l’objet d’une proposition d’exploitation, en remettant en production des puits du réservoir Hibernia. Par conséquent, l’Office exige que le promoteur étudie cette possibilité et lui présente ses conclusions.

Le promoteur a fait des progrès considérables pour répondre à de nombreuses conditions établies par l’Office dans ses décisions 86.01 et 90.01. L’état de ces conditions est abordé au chapitre 4.

Les conditions 3(i) et (iii) de la décision 86.01 concernaient la rationalisation de l’exploitation du gaz. L’Office souhaite indiquer qu’en 1996, il a approuvé sous condition le programme de forage du promoteur et les volumes de gaz à brûler pendant les étapes du démarrage et de transition vers un régime permanent, qui s’étendront sur les dix-huit premiers mois de production, conformément à une soumission distincte par la SEDH sur ce sujet présentée en vertu du Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation.

2.0
Contexte

2.1
Introduction

Le champ Hibernia est situé au nord-est de la région des Grands Bancs, à environ 315 km au sud-est de St. John’s (Terre-Neuve) à une profondeur d’eau d’environ 80 mètres (figure 1). Le champ couvre une zone d’environ 223 km2 et contient, selon les estimations du promoteur, 98 106 m3 de pétrole récupérable dans deux réservoirs distincts, Hibernia et Avalon.

Début 1986, l’Office a étudié une demande présentée par Mobil Oil Canada Ltd. (Mobil) au nom des participants dans le champ Hibernia pour l’approbation de son Plan des retombées économiques du projet Hibernia et de son Plan de mise en valeur du champ Hibernia. L’Office a présenté sa décision en approuvant, sous condition, les deux plans dans sa décision 86.01 de juin 1986. Depuis, l’Office a surveillé l’évolution du projet Hibernia au moyen de réunions régulières avec le promoteur et de l’examen des rapports d’ingénierie et d’autres études connexes qui lui ont été transmis.

Le 30 mars 1990, Mobil a soumis la mise à jour du Plan de mise en valeur du champ Hibernia (la mise à jour) qui intégrait les modifications proposées à l’étude conceptuelle d’origine des installations en surface de la structure et d’autres nouveaux renseignements concernant la mise en valeur du champ Hibernia. De plus, le promoteur a indiqué avoir choisi un site précis pour la construction de la SG et l’assemblage de la structure des installations en surface. L’Office a présenté sa décision en approuvant, sous condition, la mise à jour dans sa décision 90.01 d’août 1990.

Le 10 juillet 1996, le promoteur a soumis à l’Office la modification du Plan de mise en valeur du champ Hibernia (la modification) intégrant les changements proposés aux plans d’épuisement d’origine pour les réservoirs Hibernia et Avalon. Les changements proposés au Plan de mise en valeur d’origine soumis en juillet 1996 comprennent ce qui suit :

  • le calendrier de la mise en valeur du réservoir Avalon;
  • la production de mise en valeur intégrée des réservoirs Hibernia et Avalon;
  • les programmes d’injection d’eau et de gaz révisés du réservoir Hibernia;
  • des taux de production supérieurs pour chaque puits;
  • la production mélangée de deux zones dans les gisements « B » du réservoir Hibernia;
  • la révision des estimations sur les réserves, le rendement de récupération et la production;
  • la révision des plans pour la construction et la complétion des puits.

Les modifications proposées concernant les aspects du projet situés sous le plancher océanique, l’Office a jugé que les modifications n’ont pas d’incidence sur le Plan des retombées économiques du projet Hibernia approuvé et relèvent du champ d’activités examiné par la Commission d’évaluation environnementale du projet Hibernia. Par conséquent, l’Office a déterminé qu’il n’était pas nécessaire de prévoir des révisions de l’évaluation d’impact environnemental du projet et d’autres audiences publiques pour sa décision sur la modification.

La modification doit être approuvée par l’Office conformément aux paragraphes 139(5) de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada-Terre-Neuve et 134(5) de la Canada-Newfoundland Atlantic Accord Implementation (Newfoundland) Act (les Lois).

Le présent rapport constitue l’approbation conditionnelle par l’Office des révisions présentées dans la modification. Il comprend également un examen de l’état des conditions imposées par l’Office lors de son approbation des plans des retombées économiques et de mise en valeur d’origine en 1986 et de la mise à jour de ces plans en 1990.

2.2
Cadre de réglementation

Conformément aux Lois, l’Office est responsable de l’administration des textes législatifs régissant la prospection et la production d’hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve. Les parties souhaitant entreprendre des projets de mise en valeur du pétrole et du gaz doivent faire approuver leurs plans par l’Office. Une demande d’approbation doit être accompagnée d’un plan des retombées économiques pour le Canada et Terre-Neuve et d’un Plan de mise en valeur.

Le Plan des retombées économiques décrit la façon dont le promoteur prévoit respecter les obligations légales concernant les retombées sur l’industrie et l’emploi pour les entreprises et la population du Canada, et en particulier, pour les résidents de la province de Terre-Neuve. Le Plan de mise en valeur contient une description détaillée du projet. L’approbation du Plan des retombées économiques est une condition préalable à l’approbation du Plan de mise en valeur. Les Lois exigent également que le promoteur obtienne l’approbation de l’Office pour modifier les plans préalablement approuvés.

L’Office peut imposer de telles conditions dans le cadre de ses approbations, à sa discrétion. Lorsque des règlements n’ont pas encore été promulgués mais que leur élaboration est suffisamment avancée pour supposer qu’aucune autre modification importante n’y sera apportée, l’Office a pour principe de se conformer à la dernière version provisoire de ces règlements pour établir ses conditions.

Les Lois exigent également qu’une personne souhaitant mener des travaux ou activités en lien avec la prospection ou le forage, ou la production, la rationalisation, le traitement ou le transport de pétrole dans la zone extracôtière obtienne l’autorisation préalable par écrit de l’Office. Le Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation prévoit qu’avant toute opération de production, le promoteur doit fournir à l’Office, avec la documentation accompagnant sa demande d’autorisation, un certificat de conformité délivré par une société d’accréditation reconnue par les gouvernements. En 1989, quatre organismes, l’American Bureau of Shipping, Bureau Veritas, Det Norske Veritas (Canada) Ltd. et Lloyd’s Register of Shipping, ont été reconnus. Ils peuvent donc délivrer de tels certificats pour les installations proposées dans la zone extracôtière de Terre-Neuve. Le promoteur du projet peut choisir la société d’accréditation.

2.3
Historique du projet Hibernia

2.3.1
Découverte et octroi de permis

Le champ Hibernia a été découvert en 1979 par Chevron et coll. avec le puits Hibernia P-15. Entre 1979 et 1984, neuf autres puits ont été forés par Mobil, en tant qu’exploitant pour les participants, afin de délimiter le champ. Le puits de découverte a été officiellement déclaré « Découverte importante » en octobre 1985. L’Office a déclaré le champ Hibernia « Découverte exploitable » en janvier 1990 et a délivré un permis de production de 25 ans le 21 mars 1990.

Avant septembre 1988, Columbia Gas Development of Canada Ltd. possédait 5,4674 % des parts du champ, qui ont ensuite été vendues à Chevron. En février 1992, Ressources Gulf Canada Limitée a annoncé son intention de se retirer du projet Hibernia. En mars 1993, sa part de 25 % a été rachetée par la Société de gestion Canada Hibernia (8,5 %), Murphy Oil (6,5 %), Mobil (5 %) et Chevron (5 %). En décembre 1996, Norsk Hydro a racheté à Petro-Canada 5 % des parts du champ Hibernia.
Les participants actuels sont:

MOBIL OIL CANADA LTD.28,125 %
CHEVRON CANADA RESOURCES LTD.21,875 %
PETRO-CANADA20 %
CANADA HIBERNIA HOLDING CO. LTD.8,5 %
MURPHY ATLANTIC OFFSHORE OIL COMPANY LTD.6,5 %
CHEVRON HIBERNIA HOLDING COMPANY LTD.5 %
MOBIL CANADA HIBERNIA HOLDING COMPANY LTD.5 %
NORSK HYDRO CANADA5 %

2.3.2
Approbation du Plan de mise en valeur et ententes du projet

Le 15 septembre 1985, Mobil, au nom des partenaires du projet Hibernia, a remis son Plan des retombées économiques du projet Hibernia et son Plan de mise en valeur du champ Hibernia aux gouvernements provincial et fédéral. Après la nomination des membres de l’Office en décembre 1985, ces plans leur ont été adressés en vue de leur examen et leur décision. L’Office a approuvé, sous condition, les plans du promoteur dans sa décision 86.01.

Après la demande d’approbation de 1985 du Plan de mise en valeur du champ Hibernia, les cours mondiaux du pétrole ont chuté brusquement par rapport aux valeurs élevées du début des années 1980. Cette chute a poussé les partenaires du projet Hibernia à reconsidérer les données économiques de la mise en valeur et a entrainé d’importantes négociations entre les partenaires et les deux gouvernements au sujet des aspects financiers et fiscaux.

Ces négociations se sont conclues, le 18 juillet 1988, par la signature d’un énoncé de principe par les partenaires et les gouvernements provincial et fédéral. Ce document établissait leur accord de principe sur les modalités fiscales et financières s’appliquant au projet Hibernia et précisait certains engagements des partenaires du projet concernant la construction des installations en surface et l’exécution des travaux de conception du projet. Fin 1988, les participants du projet Hibernia ont formé la Société d’exploitation et de développement d’Hibernia (SEDH) pour la construction et le fonctionnement des installations. Les dispositions de l’énoncé de principe ont été intégrées à une convention obligatoire signée en septembre 1990.

2.3.3
Le projet depuis 1990

Le 30 mars 1990, la SEDH, au nom des participants du projet Hibernia, a soumis un document intitulé Hibernia Development Plan Update, mise à jour du Plan de mise en valeur du champ Hibernia (la mise à jour) qui intégrait les modifications proposées à l’étude conceptuelle d’origine des installations en surface, à l’emplacement du site de construction pour la SG et d’autres nouveaux renseignements concernant la mise en valeur globale du champ. L’Office a approuvé, sous condition, la mise à jour en août 1990.

Depuis l’approbation de la mise à jour en 1990, la SEDH a mené une deuxième étude sismique tridimensionnelle dans le champ Hibernia et a entrepris un examen approfondi des caractéristiques géologiques, géophysiques et des réservoirs sur lesquels repose la modification du Plan de mise en valeur. La Société a également fait des progrès considérables quant aux conditions définies dans les décisions 86.01 et 90.01.

Les principales activités de construction au site de Bull Arm ont été achevées en novembre 1996 et les installations en surface et la SG ont été raccordées en mars 1997. Les travaux de mise en service des installations ont continué pour préparer leur remorquage vers le champ en juin 1997. Deux pétroliers-navettes renforcés contre la glace réservés à cet usage étaient en cours de construction, le premier devant être disponible sur le site en octobre 1997.

En septembre 1996, Mobil, Chevron et Petro-Canada ont annoncé leur projet de construire un terminal à Whiffen Head dans la baie Placentia pour transporter le pétrole produit à Hibernia et d’autres champs dans la région des Grands Bancs. Ce plan est examiné par les autorités fédérales et provinciales.

3.0
Modification du Plan de mise en valeur du champ Hibernia

3.1
Introduction

Depuis la présentation du Plan de mise en valeur du champ Hibernia en 1985, une étude sismique tridimensionnelle y a été menée. De plus, d’importantes avancées technologiques ont eu lieu dans le domaine de l’interprétation des données du réservoir souterrain, du forage et de la complétion des puits. Ces avancées et les nouvelles données tirées du levé sismique ont permis de mieux comprendre la structure du champ Hibernia et de trouver des possibilités d’exploiter des réserves supplémentaires. La modification du Plan de mise en valeur du champ Hibernia décrit l’interprétation actuelle faite par le promoteur des caractéristiques géologiques, géophysiques et des réservoirs et son approche proposée pour la récupération des réserves de pétrole dans les réservoirs Hibernia et Avalon.1

L’Office a examiné la modification par rapport aux lois et règlements applicables, qui exigeaient ce qui suit:

  • Que la ressource soit produite conformément aux bonnes pratiques sur les champs pétrolifères, en tenant suffisamment compte de l’efficacité de la récupération de la ressource et de la prévention du gaspillage;
  • Que les installations soient conçues pour tenir compte des conditions environnementales auxquelles elles seront exposées, afin d’assurer leur intégrité tout au long de la durée de vie possible du champ;
  • Qu’une approche responsable soit adoptée pour la protection de l’environnement dans la conception des installations et la planification des situations d’urgence;
  • Que la sécurité du personnel soit une priorité dans la conception des installations, le choix de l’équipement, l’élaboration des procédures d’exploitation et les plans d’urgence.

3.2
Modification

Le promoteur demande l’approbation des changements suivants apportés au Plan de mise en valeur approuvé dans les décisions 86.01 et 90.01.

  • Mise en valeur intégrée des réservoirs Hibernia/Avalon (réponse aux conditions 2(i) à 2(iii))– Les premiers travaux de mise en valeur seront axés sur le forage des puits de grande qualité dans les gisements « B » du réservoir Hibernia pour augmenter les niveaux de production jusqu’à atteindre la capacité de production maximale de la plate-forme dans les trois ans suivant le lancement. La mise en valeur intensive du réservoir Avalon débutera dès qu’une capacité de production durable aura été établie à partir du réservoir Hibernia. Une stratégie équilibrée de mise en valeur et d’épuisement sera mise en œuvre pour les réservoirs Avalon et Hibernia.
  • Mise en valeur du réservoir Avalon (réponse aux conditions 2(i) à 2(iii))– La mise en valeur proposée du réservoir Avalon est fondée en partie sur les nouvelles interprétations des données sismiques, une réévaluation des données existantes sur le puits, de nouvelles études de simulation et l’application des dernières technologies en matière de forage et de complétion. À ce stade, aucun Plan de mise en valeur complet indiquant les emplacements de puits, les niveaux de production, les réserves potentielles, ou encore le calendrier et la portée de la mise en valeur du réservoir n’a été pleinement défini. La SEDH soumettra un Plan de mise en valeur du réservoir Avalon complet sur cinq ans après le forage des premiers puits d’évaluation. À cette étape, le recueil de données détaillées liées à la diagraphie, aux carottes, aux fluides, à la pression et à la production permettra à la SEDH de mieux déterminer le potentiel du réservoir Avalon. Compte tenu des résultats encourageants du programme d’évaluation, des zones supplémentaires du réservoir Avalon seront évaluées et mises en valeur au moyen du forage à long déport et potentiellement sous-marin. Les réservoirs périphériques à Avalon sont un élément clé de nos futures activités de forage de délimitation et offrent le potentiel de prolonger la période de production plateau de la plate-forme.
  • Mise en œuvre des injections d’eau et de gaz dans le réservoir Hibernia– Des emplacements potentiels de puits ont été repérés dans le réservoir Hibernia en supposant que toutes les failles mineures sont étanches avec chaque bloc faillé ayant une mise en valeur prévue qui comprend des puits d’injection et de production. Chaque bloc de grès « B » du réservoir Hibernia sera établi individuellement comme bloc injecté d’eau ou injecté de gaz. Les puits d’injection d’eau sont nécessaires presque immédiatement pour réguler la pression des puits de production. Les puits d’injection de gaz sont nécessaires à la conservation du gaz produit et au maintien de la pression.
  • Taux de production maximal des puits (réponse à la décision 86.01 Section 3.35 – Production Mechanisms [mécanismes de production])– Les taux de production des puits dépassent les taux cibles indiqués dans la décision 86.01. Les taux de production cibles des puits sont de 3 200 m3 normalisés/jour (20 000 barils/jour) pour les puits de production injectés de gaz et d’eau. Le taux maximal d’injection d’eau est de 6 400 m3/jour par puits. La qualité du réservoir dans les zones ciblées pour la mise en valeur initiale peut permettre des taux de production initiaux de 6 400 m3 normalisés/jour (40 000 barils récupérables/jour) et des taux d’injection de 11 100 m3/jour (70 000 barils récupérables/jour) avec la bonne conception des puits et des installations. La production initiale élevée des puits injectés de gaz et d’eau forés pendant la période initiale d’accélération de la production n’aura pas de véritable impact sur la récupération puisque les taux de production de ces puits seront réduits (au prorata) une fois la mise en valeur complète atteinte.
  • Production mélangée des zones 1 et 2 du gisement « B » du réservoir Hibernia (réponse à la décision 86.01 Section 3.3.5 – Production Mechanisms [mécanismes de production])– Au début, la majorité des zones 1 et 2 des gisements « B » du réservoir Hibernia sera perforée et mise en production mélangée ou injectée. Aucune faille majeure visible entre les intervalles de production nette ne sera perforée, ce qui permettra de réaliser le contrôle des profils chimiques ou mécaniques au puits de production.
  • Conservation du gaz (réponse aux conditions 3 (i) à 3 (iii))– Tout sera mis en œuvre pour conserver le gaz produit pendant toute la durée du projet, car l’injection renforcée augmentera les taux de récupération dans le puits d’injection de gaz. Toutefois, il y aura une période, avant de compléter le premier puits d’injection de gaz, où le gaz devra être brûlé à la torche si des volumes importants de pétrole doivent être produits. De plus, les gaz intermittents à brûler à la torche en conséquence des perturbations et des temps d’arrêt seront indiqués dans une demande d’approbation du brûlage des gaz. Le volume total et les taux seront indiqués avec une justification technique à l’appui du plan.
  • Faisabilité de l’injection de fluides miscibles (réponse aux conditions 1(i) et) 1(ii))– Une évaluation de la faisabilité de l’injection de fluides miscibles dans le champ Hibernia a été réalisée dans l’année suivant l’obtention d’échantillons représentatifs de fluides prélevés dans les zones où le gaz doit être injecté. Le premier puits d’injection de gaz, foré dans les six mois suivant le premier puits de pétrole, fournira des échantillons représentatifs nécessaires pour déterminer le flux d’injection optimal.
  • Construction et complétion de puits– a) Tous les emplacements potentiels du champ Hibernia peuvent être atteints à l’aide de puits forés à partir d’une plate-forme grâce aux technologies actuelles de forage à long déport. La mise en valeur initiale du réservoir Avalon reposera également sur des puits forés à partir d’une plate-forme, et la mise en valeur sous-marine dépendra des résultats du rendement de production du réservoir Avalon. b) Une conception de complétion de type puits monodiamètre sera utilisée pour les puits de production et d’injection du réservoir Hibernia, ce qui permettra de réaliser les interventions sur un puits selon des méthodes relativement peu coûteuses n’utilisant pas d’appareil de forage comme le travail au câble lisse électrique ou au tube de production concentrique. L’utilisation de puits classiques permet également de contrôler de façon pratique et rentable le profil du puits.

3.3
Examen de l’Office

3.3.1
Géologie et géophysique

Depuis la soumission de la mise à jour du Plan de mise en valeur du champ Hibernia en 1990, le promoteur a réalisé un examen détaillé des données géologiques et géophysiques à partir du programme d’étude sismique tridimensionnelle et a transmis des rapports sur ces études à l’Office dans le cadre de sa proposition de groupement des réservoirs Hibernia et Avalon. En se fondant sur les présentations du promoteur et les interprétations du personnel de l’Office, le délégué à l’exploitation de l’Office a désigné douze gisements et deux zones dans la formation Hibernia et huit gisements et cinq zones dans la formation Avalon. Ces gisements et zones sont illustrés aux figures 2 et 3 et servent de fondement aux discussions dans le reste de ce rapport.

L’Office estime que l’interprétation des données sur la formation Hibernia par le promoteur est raisonnable et tient compte des études approfondies réalisées sur la formation Avalon. Toutefois, d’importantes incertitudes demeurent quant à l’interprétation des données concernant les formations composant le réservoir Avalon. Seul le forage, en permettant d’obtenir les données nécessaires, permettra de lever ces incertitudes. Ceci est tout particulièrement le cas dans les zones sud-ouest et nord-ouest du réservoir.

3.3.2
Réservoirs cibles

Il existe des réservoirs cibles prometteurs dans les formations Avalon, Hibernia, Catalina et Jeanne d’Arc. Le promoteur déclare que les principaux grès très productifs et de grande qualité des gisements « B » du réservoir Hibernia sont les principales cibles pour la mise en valeur initiale. Les gisements « A » du réservoir Hibernia pourraient être produits en même temps que les gisements plus profonds « B » ou ils pourraient être produits séparément avant de réutiliser les encoches du puits de développement Hibernia. Dans la formation Avalon, des réservoirs prometteurs ont été repérés dans les gisements « A », « B » et « C ». Le réservoir Avalon est relativement plus complexe sur les plans structurel et stratigraphique que le réservoir Hibernia. Le promoteur propose une mise en valeur limitée du réservoir Avalon à ce stade, et déclare que les grès de la formation Catalina seront mieux délimités pendant le forage de développement du réservoir Hibernia. En effet, il faut plus de données pour confirmer les hypothèses concernant leur continuité. Les grès de la formation Jeanne d’Arc, qui repose sous la formation Hibernia, se sont avérés en état de surpression dans les puits qui les ont pénétrés. L’évaluation des réservoirs de la formation Jeanne d’Arc n’est pas proposée tant que la période de production plateau du cycle de vie du champ n’est pas atteinte.

L’Office a réalisé un examen indépendant des réservoirs prometteurs et estime que le promoteur a présenté une interprétation raisonnable de ces cibles dans le champ Hibernia. Certains réservoirs, comme le réservoir Hibernia, sont bien délimités. Toutefois, plus de données sur la majorité des réservoirs sont nécessaires pour évaluer pleinement leur potentiel de développement et optimiser les plans de mise en valeur. L’Office estime que tous ces réservoirs présentent un potentiel de mise en valeur.

3.3.3
Gaz et pétrole initial en place

Le promoteur a réévalué les données pétrophysiques recueillies pendant le forage de délimitation et présenté les estimations révisées sur les cartes géologiques, le pétrole initial en place, le gaz non associé en place et le gaz dissous en place. L’estimation sur le pétrole en place pour le champ a augmenté depuis celle de 1990 d’environ 31 millions de m3. La majorité est attribuée au réservoir Catalina. Un résumé des estimations actuelles sur le pétrole en place est indiqué au tableau 1 avec les estimations correspondantes tirées de la mise à jour du Plan de mise en valeur de 1990. Le promoteur a également réalisé une analyse de la sensibilité des estimations sur le pétrole initial en place pour les réservoirs Hibernia et Avalon. La quantité de pétrole initial en place, selon une probabilité de réalisation de 90 % et 10 %, a été

estimée à 200 106m3 et 286 106m3 respectivement, pour le réservoir Hibernia et 228 106m3 et 396 106m3 respectivement, pour le réservoir Avalon.

Un résumé des estimations révisées sur le pétrole initial en place fournies par le promoteur est indiqué au tableau 2. Les estimations de 1990 y sont présentées à titre de comparaison. Selon les estimations du promoteur, il y a une petite augmentation dans l’estimation sur le pétrole initial en place d’environ 9,5 109m3 par rapport aux chiffres préalablement déclarés. Le promoteur a également noté qu’avec les 10,07 109m3 de gaz de couverture dans les réservoirs Hibernia, il y a 7,55 106m3 de condensats C5+.

Tableau 1
SCÉNARIO DE RÉFÉRENCE
ESTIMATIONS DU PÉTROLE INITIAL EN PLACE (106 M3)
RÉSERVOIR CIBLE19901996
Avalon297301,2
Hibernia214220,8
Catalina222
Jeanne d’Arc0,080,08
CHAMP TOTAL513,08544,08
Tableau 2
SCÉNARIO DE RÉFÉRENCE
ESTIMATIONS DU GAZ INITIAL EN PLACE (109 M3)
RÉSERVOIR CIBLEGAZ DISSOUSGAZ LIBREGAZ TOTAL
199019961990199619901996
Avalon24,831,724,831,7
Hibernia46,558,918,8*10,0765,368,97
CatalinaS.O.S.O.3,8**2,53,82,5
CHAMP TOTAL71,390,622,612,5793,9103,17

* Calotte de gaz
** Gaz non associé

L’Office a réalisé un examen des données disponibles et a conclu que les estimations présentées par le promoteur sont raisonnables. Toutefois, l’Office indique que l’interface supposée huile-eau dans le réservoir Avalon à 2 602 mètres sous-marins, comme indiqué dans les analyses de la diagraphie dans les puits I-46 et J-34, n’est pas confirmée par les données sur la pression pour ces puits. Cela suggère que l’interface huile-eau pourrait se trouver à 300 ou 400 mètres plus en profondeur. Voici d’autres incertitudes qui pourraient considérablement influer sur les estimations sur le pétrole et le gaz en place : résolution des interfaces huile-eau et huile-gaz dans le réservoir Hibernia; confirmation de l’extension sud-ouest du gisement de pétrole du réservoir Avalon; définition du biseau du puits G-55 interprété grâce à une étude sismique; détermination de l’interface huile-eau et des paramètres pétrophysiques de coupure dans le réservoir Avalon. L’Office estime que ces incertitudes devraient être levées dès que possible au cours de la durée de vie productrice du champ afin que les ajustements nécessaires soient apportés le plus tôt possible au Plan de mise en valeur pour optimiser la récupération.

3.3.4
Étude de gisement

Au chapitre 4 de la modification, le promoteur présente sa proposition de stratégie d’épuisement et de production, ses révisions des prévisions sur la production et les réserves et sa proposition de stratégie de gestion du réservoir. Le promoteur présente également les processus d’épuisement pour chaque gisement qui pourrait être exploité, la sensibilité au taux de production et le moment de la mise en valeur sous-marine. Le promoteur a créé un modèle intégré de simulation du réservoir pour les gisements « B » du réservoir Hibernia et les gisements « B » du réservoir Avalon, excepté la zone 1, ainsi qu’un modèle distinct pour la zone 1 des gisements « B » du réservoir Avalon.

Depuis la soumission du premier Plan de mise en valeur du champ Hibernia en 1985, de nouvelles données géologiques et sur le réservoir ont été recueillies et il y a eu de nombreuses avancées en matière de technologies d’analyse. L’Office reconnait que le promoteur a réalisé un examen approfondi de ses stratégies d’épuisement et de production et a intégré les dernières procédures technologiques et analytiques à ses analyses. Toutefois, l’Office estime que pour modéliser correctement les gisements « B » du réservoir Avalon, le modèle intégré pour ces gisements devrait être mis à jour afin d’y intégrer la zone 1, car le promoteur a déclaré que toutes les zones de ces gisements communiquaient.

Lors de son examen, l’Office a repéré quatre aspects de la demande exigeant une attention plus poussée. Il s’agit de la stratégie d’épuisement et de production, du processus d’épuisement, des prévisions sur la production et des estimations sur les réserves.

3.3.4.1
Stratégie d’épuisement et de production

Le promoteur propose d’axer la mise en œuvre initiale sur les puits de forage à l’intérieur du réservoir Hibernia pour assurer la production au rythme théorique de la plate-forme dès que possible. Une fois une production durable atteinte, une stratégie équilibrée d’épuisement devra être proposée pour la mise en valeur des réservoirs Avalon et Hibernia. Le promoteur a présenté ses objectifs généraux pour les phases d’accélération, de plateau et de déclin du projet et a indiqué que sa stratégie de production comprenait la mise en valeur d’évaluation intensive du réservoir Avalon dès que possible dans le programme de mise en œuvre. Cela permettra de lever les incertitudes concernant ce réservoir.

Pendant la phase d’accélération, on se concentrera sur des zones à risque faible et à productivité élevée des gisements « B » du réservoir Hibernia. Avant de commencer l’injection d’eau, le promoteur propose d’abaisser le niveau de pression du réservoir pour étudier l’étanchéité des failles et le soutènement de l’aquifère. La production du réservoir Avalon est proposée tôt à l’étape de plateau au cours de laquelle le forage visera les zones plus incertaines dans les réservoirs Hibernia et Avalon. Pendant la phase de déclin, le promoteur propose d’optimiser la production des réservoirs Hibernia et Avalon afin que les installations ne soient pas en sous-utilisation et d’utiliser les capacités disponibles de la plate-forme pour produire des réservoirs secondaires cibles et des champs satellites.

Le promoteur indique qu’un Plan de mise en valeur complet pour le réservoir Avalon ne peut pas être élaboré à ce stade, en raison des connaissances limitées sur les caractéristiques du réservoir et parce que les résultats du programme d’évaluation sont essentiels pour établir une stratégie de mise en valeur à long terme. Il propose de commencer l’évaluation du réservoir Avalon une fois que des capacités de production du réservoir Hibernia suffisantes pour maintenir la production au rythme théorique de la plate-forme seront établies.

Le promoteur indique également que la mise en valeur des zones sud-ouest et nord-ouest du réservoir Avalon nécessitera probablement des puits sous-marins puisque ces zones se situent en dehors de la portée de forage de la plate-forme en utilisant la technologie disponible. La mise en valeur sous-marine devrait commencer vers la fin de la période plateau.

Le promoteur indique qu’un rapport présentant les résultats du programme d’évaluation du réservoir Avalon et une mise à jour du Plan de mise en valeur du champ Hibernia seront soumis cinq ans après la première production de pétrole, qui surviendra environ deux ans après le début du forage d’appréciation du réservoir Avalon. Ce rapport présentera un Plan de mise en valeur complet pour le réservoir Avalon.

Les emplacements des puits du réservoir Avalon qui devraient être prévus pour la période du programme de mise en valeur d’évaluation sont illustrés à la figure 4. Le promoteur propose de se concentrer initialement sur la zone du bloc faillé « N » pour les raisons suivantes :

  • les études de simulation indiquent que ce bloc présente le plus grand potentiel de forte productivité et de mise en place d’injection d’eau;
  • un grand nombre d’incertitudes de base concernant le réservoir Avalon peuvent être levées en forant cette zone;
  • les gisements « B1 » et « B3 » peuvent être évalués grâce à l’utilisation d’une planification créative de trajectoire de puits.

Tous les gisements dans la zone de forage à long déport à partir de la SG sont des cibles, excepté le gisement « B5 » du réservoir Avalon, pour lequel les estimations indiquent de petites réserves. Le promoteur indique également que d’autres zones du réservoir Avalon seront évaluées et mises en valeur au moyen du forage à long déport et sous-marin si les résultats du programme d’évaluation sont encourageants.

L’Office est d’accord avec la proposition du promoteur de se concentrer initialement sur la mise en valeur du réservoir Hibernia et, plus particulièrement, des gisements « B » qui s’y trouvent. L’Office précise également qu’aucun plan d’épuisement n’a été achevé pour les gisements « A » du réservoir Hibernia. Il est d’accord avec la nécessité d’étudier l’étanchéité des failles et le soutènement de l’aquifère avant d’injecter l’eau dans le réservoir Hibernia, car ces facteurs peuvent influer sur le nombre de puits nécessaires et, par conséquent, doivent faire l’objet d’une enquête sans tarder. L’Office estime que les objectifs généraux énoncés par le promoteur pour chaque phase de production sont raisonnables.

Le Plan de mise en valeur de 1985 proposait la mise en valeur du réservoir Avalon dans la zone du gisement « B3 », comme illustré à la figure 5. La production dans cette zone devait commencer huit ans après le début de la production pour maintenir le taux de production plateau à ce niveau d’exploitation. À cette époque, l’Office avait rejeté le Plan de mise en valeur proposé pour le réservoir Avalon, car il souhaitait que le promoteur continue d’évaluer le potentiel du réservoir Avalon et envisage des façons d’exploiter le réservoir plus tôt que le délai proposé dans le plan.

Depuis la soumission du Plan de mise en valeur de 1985, les partenaires du projet Hibernia ont indiqué à l’Office qu’il existait des quantités exploitables de pétrole dans la formation Avalon, dans la partie sud-ouest du champ Hibernia. En fonction des preuves présentées, l’Office a intégré cette zone dans la déclaration de découverte exploitable pour le champ Hibernia.

La stratégie du promoteur pour la mise en valeur du réservoir Avalon comprend une étape d’évaluation visant à lever les incertitudes et à obtenir des renseignements nécessaires pour préparer un Plan de mise en valeur complet pour le réservoir Avalon. La stratégie propose une mise en valeur plus tôt et une zone plus vaste que celles proposées dans le plan de 1985. Toutefois, l’Office estime que deux domaines d’incertitude majeurs subsistent et doivent être réglés afin de préparer un Plan de mise en valeur complet pour le réservoir Avalon. Ces incertitudes portent sur le rendement de la production du réservoir dans des conditions d’injection d’eau et la délimitation du réservoir dans les zones sud-ouest et nord-ouest de la structure Hibernia pour établir plus précisément l’ampleur de l’accumulation d’hydrocarbures et les caractéristiques du réservoir.

La modification ne contient aucun engagement ferme à forer la zone nord-ouest, une préoccupation indiquée dans le rapport de décision 86.01, ni la zone sud-ouest du réservoir Avalon. Le promoteur propose de forer le puits AOPN5 pour sonder la zone sud-ouest, mais ce puits seul ne permettra pas d’évaluer de façon appropriée la zone sud-ouest et la poursuite du forage, dans la zone en dehors de la zone de forage à long déport, sera nécessaire. L’Office estime que le forage de délimitation sera nécessaire pour préparer un Plan de mise en valeur complet pour le réservoir Avalon.

En conclusion, l’Office accepte la stratégie pour la mise en valeur du réservoir Avalon à suivre pendant la période d’évaluation, mais indique que la mise à jour du Plan de mise en valeur soumise suite à cette période doit comprendre un plan ferme visant à délimiter les zones nord-ouest et sud-ouest du réservoir.

Condition 97.01.1
L’approbation de la modification est conditionnelle aux exigences suivantes :

  1. avant de commencer la production à partir des gisements « A » du réservoir Hibernia, le promoteur doit soumettre son plan d’épuisement, qui doit être approuvé par l’Office;
  2. la mise à jour du Plan de mise en valeur qui doit être présenté après la période d’évaluation doit contenir un plan définitif dans lequel sont délimitées les zones nord-ouest et sud-ouest du réservoir Avalon.

3.3.4.2
Processus d’épuisement

Dans le Plan de mise en valeur du champ Hibernia de 1985, le promoteur proposait d’épuiser les blocs faillés du réservoir Hibernia contenant une calotte de gaz en associant l’injection d’eau en aval-pendage et l’injection de gaz en amont-pendage (figure 6). Le promoteur propose à présent de modifier le plan d’épuisement afin que chacun de ces blocs faillés soit exploité à l’aide de l’injection soit d’eau soit de gaz pour maintenir la pression du réservoir (figure 7). Environ deux-tiers des gisements « B » du réservoir Hibernia seront exploités en utilisant l’injection d’eau ascendante et des parties des gisements « B5 » et « B6 » seront exploitées en utilisant l’injection de gaz, avec l’injection d’un gaz pauvre près de l’interface gaz-huile. Les emplacements des puits ont été sélectionnés en supposant que toutes les failles mineures sont étanches. Le nombre prévu de puits d’injection peut être réduit si le programme d’acquisition des données indique que les failles sont communicantes. Le promoteur estime que le rendement de récupération théorique pour l’injection d’eau et de gaz pourrait avoisiner les 50 %. Toutefois, les prévisions actuelles du profil de production sont fondées sur une récupération d’environ 45 et 40 % dans les zones d’injection d’eau et de gaz, respectivement. La définition du volume de gaz nécessaire pour injecter les zones d’injection de gaz désignées et l’évaluation de l’approvisionnement en gaz fournies par le promoteur indiquent qu’il y a un équilibre entre le gaz disponible et le volume de gaz nécessaire.

Les blocs faillés « H » et « I » dans le gisement « B5 » du réservoir Hibernia ont été exclus des zones prévues pour l’injection de gaz à ce stade, en raison des différences de propriétés des fluides rencontrées dans les puits de délimitation K-18 et B-08. Le promoteur prévoit obtenir et analyser des échantillons supplémentaires de fluides une fois les nouveaux puits forés dans ces réservoirs avant de prendre une décision définitive sur le choix entre injection d’eau ou de gaz.

Il est proposé de conserver le gaz en commençant l’injection dans le gisement « B5 » du réservoir Hibernia avant de commencer la production de pétrole à partir de ce gisement. Cela va mettre le gisement en surpression et pourrait entrainer une perte des réserves de pétrole dans le réseau d’eau. Le promoteur estime que la perte potentielle s’élève à 0,2 % de pétrole en place dans ce gisement, mais indique aussi que des études sur le déplacement de gaz ont révélé que, pour le réservoir Hibernia, une pression supérieure du réservoir permettrait d’améliorer le processus de récupération global et laisserait moins d’huile résiduelle.

Pour appuyer cette conclusion, le promoteur a présenté les résultats des études sur le déplacement de gaz réalisées par Chevron Petroleum Technology Co. en son nom et a indiqué que les essais en centrifugeuse de gaz/pétrole indiquent une saturation en huile résiduelle par rapport au déplacement de gaz de 10 %. Des essais de balayage sur carotte par empilement vertical ont également été utilisés pour déterminer le comportement du gaz et de l’eau servant à déplacer le pétrole du réservoir. Un résumé des résultats de ces essais est indiqué au tableau 3. Les résultats des essais indiquent qu’un gaz séparateur pauvre déplace le pétrole plus efficacement que le gaz de la calotte de gaz.

Tableau 3
RÉSUMÉ DES RÉSULTATS DES ESSAIS DE BALAYAGE SUR CAROTTE PAR EMPILEMENT VERTICAL
ESSAISATURATION EN HUILE RÉSIDUELLE
(DU BILAN MATIÈRE) %
SATURATION EN HUILE RÉSIDUELLE
(DE L’ANALYSE D’EXTRAIT) %
Injection d’eau39,72
Injection de gaz séparateur12,0711,50
Injection de gaz de couverture14,9212,01

Selon le promoteur, il existe la possibilité d’augmenter la récupération par l’injection de gaz en enrichissant le flux de gaz d’injection pour le rendre miscible avec le pétrole du réservoir et qu’une étude de faisabilité de l’injection de fluides miscibles sera réalisée peu après l’obtention d’échantillons de fluides représentatifs prélevés dans des zones du réservoir devant recevoir une injection de gaz.

Le promoteur a examiné la sensibilité du rendement de récupération du pétrole par rapport aux taux de production de puits dans des conditions d’injection d’eau et de gaz. Son étude indique que les blocs injectés d’eau ne présentaient aucune sensibilité par rapport aux taux de production du puits jusqu’à une production de 6 400 m3 normalisés/jour. Toutefois, les études indiquent que le taux de récupération du pétrole du bloc injecté de gaz « C » indiquait une sensibilité mineure à des taux de production jusqu’à une production de 3 400 m3 normalisés/jour et que ce taux de récupération peut être réduit d’environ 5 % à des taux de production supérieurs.

Pour la mise en valeur du réservoir Avalon, le promoteur propose un plan d’injection d’eau en utilisant les emplacements des puits présentés à la figure 8. Il déclare que la configuration d’injection d’eau sera affinée à mesure que des données supplémentaires sur la construction et la production des puits seront disponibles. De plus, la stratégie d’épuisement sera examinée en fonction des résultats de la mise en valeur d’évaluation.

L’Office estime que le plan d’épuisement révisé proposé pour les gisements du réservoir Hibernia est raisonnable. Il indique qu’aux fins de gestion du réservoir il serait plus facile de contrôler et de surveiller le mouvement des fluides avec le plan révisé, et que des études indépendantes suggèrent que le taux de récupération du pétrole pourrait être supérieur dans les zones injectées de gaz que dans celles injectées d’eau. Si cette hypothèse est confirmée par les données de production, l’application d’injection de gaz dans les autres gisements « B » du réservoir Hibernia devra être envisagée en temps voulu. L’Office est d’accord avec le promoteur sur le fait qu’il existe un potentiel pour un fluide miscible dans le réservoir Hibernia et qu’il est nécessaire d’obtenir des échantillons de fluides représentatifs pour évaluer la faisabilité.

Concernant les blocs faillés « H » et « I » du gisement « B5 » du réservoir Hibernia, la réussite d’un plan d’injection d’eau dans ces blocs dépendra de l’absence de communication entre les failles séparant ces zones et la zone d’injection de gaz ainsi que de l’absence de calotte de gaz important dans ces blocs faillés. L’Office estime qu’il est raisonnablement possible qu’il y ait une calotte de gaz dans les blocs faillés « H » et « I » et qu’il pourrait y avoir une communication avec la zone d’injection de gaz. L’Office précise que le promoteur prévoit examiner les renseignements disponibles avant de prendre une décision définitive sur le mécanisme d’injection. Compte tenu des incertitudes, l’Office exige que le promoteur présente les résultats de son examen, qui doit confirmer ou infirmer l’existence d’une calotte de gaz dans les blocs faillés « H » et « I » et d’une communication entre les failles de la zone. Il devra également proposer la marche à suivre au délégué à l’exploitation en vue de son approbation avant d’exécuter le plan d’épuisement pour ces blocs.

Les effets de l’injection de gaz (c.-à-d., l’huile résiduelle laissée dans la formation) estimés par le promoteur ont été jugés préoccupants par l’Office lors de son étude de l’examen du Plan de mise en valeur de 1985. Dans le rapport de décision 86.01, l’Office a déclaré qu’il prévoyait demander au promoteur de réaliser des études analytiques supplémentaires pour établir les effets de l’injection de gaz et de lui transmettre ces résultats avant de commencer la production. L’Office a examiné l’étude menée par la Chevron Petroleum Technology Compagnie au nom du promoteur et estime qu’il s’agit d’un travail rigoureux appuyant la proposition selon laquelle l’injection de gaz peut être un mécanisme de déplacement efficace dans le réservoir Hibernia. L’étude apportait une réponse satisfaisante aux préoccupations soulevées dans le rapport de décision 86.01.

L’Office est d’accord avec la proposition du promoteur de conserver le gaz en l’injectant dans le gisement « B5 » du réservoir Hibernia avant de commencer la production. Cette situation devrait durer environ deux mois et demi. La diminution potentielle de la récupération causée par le déplacement de la zone de pétrole dans la zone aquifère est faible et sera probablement compensée par le volume de gaz conservé et l’amélioration de l’efficacité du déplacement de l’injection de gaz à des pressions supérieures.

L’Office a examiné les études de sensibilité aux taux de production du promoteur et convient que le rendement de récupération dans les zones injectées d’eau ne semble pas être sensible aux taux de production de pétrole en dessous de 6 400 m3 normalisés/jour par puits. De plus, le bloc injecté de gaz « C » présente une légère sensibilité aux taux de production jusqu’à des taux de production de pétrole de 3 400 m3 normalisés/jour par puits. Toutefois, le rendement de récupération du pétrole semble être sensible au taux de production dans le bloc injecté de gaz « G ». L’Office estime que le taux de production dans ce bloc doit être limité à une production de 1 190 m3 normalisés/jour par puits, comme décrit dans le rapport de décision 86.01, jusqu’à ce que des preuves puissent être présentées à l’appui de la proposition selon laquelle un taux supérieur n’aura pas d’effet négatif sur la récupération.

L’Office indique que la calotte de gaz du réservoir Hibernia est très riche en liquides de gaz naturel. Il est donc important que la pression du réservoir dans ces zones soit maintenue au-dessus de la pression du point de rosée afin que ces liquides puissent être récupérés. Pour cela, la pression dans les zones de la calotte de gaz du réservoir, en particulier dans les gisements « B5 » et « B6 » du réservoir Hibernia, doit être maintenue à une température égale ou supérieure à 1 000 kPa au-dessus de la pression du point de rosée.

L’Office est d’accord avec la proposition du promoteur d’injecter de l’eau dans le réservoir Avalon. Toutefois, il précise que les emplacements des puits illustrés à la figure 8 pourraient changer considérablement en fonction des résultats du programme d’évaluation. Pour cette raison, seul l’emplacement des puits à forer pendant la période d’évaluation sera approuvé à ce stade, puisqu’en fonction du Plan de mise en valeur révisé soumis à la fin de cette période, il est probable que les emplacements des puits changent.

Condition 97.01.2
L’approbation de la modification est conditionnelle aux exigences suivantes :

  1. avant d’injecter de l’eau dans les blocs faillés « H » et « I » du gisement « B5 » du réservoir Hibernia, le promoteur doit réévaluer les plans d’épuisement proposés pour ces blocs et obtenir l’approbation du délégué à l’exploitation avant les appliquer;
  2. le taux de production de pétrole dans le bloc injecté de gaz « G » du réservoir Hibernia ne doit pas dépasser 1 190 m3 normalisés/jour par puits, tant qu’il n’est pas démontré au délégué à l’exploitation qu’une augmentation du taux de production ne nuira pas à la récupération du pétrole;
  3. la pression du réservoir dans ces blocs faillés contenant une calotte de gaz doit être maintenue à au moins 1 000 kPa au-dessus de la pression du point de rosée; la pression du réservoir dans les autres blocs faillés doit être maintenue à au moins 500 kPa au-dessus de la pression de point de bulle.

3.3.4.3
Prévisions de production

Dans la modification, le promoteur présente des prévisions de production de pétrole, de gaz et d’eau pour le champ (figure 9) avec une production pétrolière plateau atteignant en moyenne 21 620 m3 normalisés/jour pendant six ans, comparé à la production plateau de 17 500 m3 normalisés/jour pendant neuf ans présentée dans le Plan de mise en valeur de 1985. En plus de la production de pétrole, la récupération de liquides de gaz naturel issus des gaz associés devrait atteindre en moyenne une production de 376 m3 normalisés/jour pendant la période plateau. Les scénarios de référence sur lesquels reposent ces prévisions ont été fournis. Selon les estimations de 1994 sur les dépenses d’immobilisations et d’exploitation, le promoteur indique qu’un seuil économique sera atteint lorsque le taux de production global déclinera à environ 5 000 m3 normalisés/jour. Cela devrait arriver environ dix-sept ans après le début de la production, soit fin 2014.

L’Office estime que les prévisions présentées par le promoteur sont représentatives de la production qui pourrait découler de la mise en valeur sélective des réservoirs Hibernia et Avalon. Toutefois, les prévisions comprennent seulement les gisements « B » du réservoir Hibernia et une zone limitée des gisements « B » du réservoir Avalon. La mise en valeur des réserves potentielles provenant des gisements « A » du réservoir Hibernia, des réservoirs Catalina et Jeanne d’Arc et la mise en valeur d’une zone étendue dans le réservoir Avalon changeront le profil de production. L’Office estime aussi que le seuil économique de 5 000 m3 normalisés/jour peut paraître prudent. D’autres gains d’efficience pourraient permettre de réduire le seuil économique et les réserves supplémentaires disponibles dans d’autres unités de réservoir pourraient considérablement prolonger la durée de vie du champ.

L’Office prend note des prévisions sur les liquides de gaz naturel fournies par le promoteur. Ces liquides constituent une ressource précieuse et tout doit être mis en œuvre pour optimiser leur récupération. Les estimations fournies sur les liquides de gaz naturel produits par le traitement du flux gazeux sont fondées sur une étude de simulation du processus et devront être mises à jour lorsque de l’expérience dans le domaine de la production sera acquise.

L’Office accepte les prévisions concernant la production de pétrole et de liquides de gaz naturel présentées par le promoteur et précise les difficultés inhérentes à la prévision des taux de production à ce stade, mais il est important pour l’Office d’avoir des prévisions aussi précises que possible des volumes de pétrole, de gaz et de LGN que le promoteur prévoit récupérer à partir du champ afin de s’acquitter de ses obligations concernant la conservation des ressources. De nombreuses incertitudes relatives aux prévisions actuelles seront levées par les données qui seront disponibles aux premiers stades de la durée de vie du champ. Cela permettra de faire des estimations plus précises.

Condition 97.01.3
L’approbation de la modification est conditionnelle aux exigences suivantes :

  1. le promoteur doit présenter chaque année au délégué à l’exploitation ses prévisions de production de pétrole à partir de chaque gisement pour l’année à venir;
  2. un an après le début de l’injection de gaz, le promoteur doit présenter une prévision révisée de la production de liquides de gaz naturel.

3.3.4.4
Réserves

Le promoteur a présenté ses estimations sur les réserves et le rendement de récupération pour les gisements « B » des réservoirs Hibernia et Avalon. Ces estimations sont présentées au tableau 4. Le promoteur déclare que, par le passé, les examens des dépenses d’immobilisations et d’exploitation ont révélé qu’un seuil économique pour les champs ayant un profil similaire était atteint après environ dix-sept ans de production.

Tableau 4 : Estimations des réserves pétrolières et taux de récupération – Réserves des gisements « B » des réservoirs Hibernia et Avalon
10
6m3 normalisés (Taux de récupération %)
RéservoirGisement
(région)
Simulation
du PIP
10
6m3 normalisés
Récupération
après 17 ans
10
6m3 normalisés
Récupération
après 20 ans
10
6m3 normalisés
Récupération
après 25 ans
10
6m3 normalisés
Récupération
après 30 ans
HiberniaB118,94,2(22)4,9(26)5,8(31)6,4(34)
B246,920,9(45)21,2(45)21,5(46)21,6(46)
B315,15,2(34)5,4(36)5,7(38)5,9(39)
B458,826,8(46)27,9(48)29(49)29,7(51)
B570,420,5(29)21,6(31)23,8(34)25,5(36)
B69,93,9(39)3,9(39)3,9(39)3,9(39)
SOUS-TOTAL21981,5(37)85(39)89,8(41)93(42)
AvalonB2 (C, N)88,87(8)8(9)9,4(11)10,5(12)
B3 (H, J, K)130(0)0(0)0(0)0(0)
B3 (I)14,61,1(8)1,3(9)1,5(10)1,6(11)
B3 (E)545,9(11)7,2(13)9,4(17)11,1(21)
B4 (B)20,60(0)0,1(0)0,7(3)1,1(5)
SOUS-TOTAL19114(7)16,5(9)20,9(11)24,3(13)
TOTAL410,095,5(23)101,5(25)110,7(27)117,3(29)

L’Office a examiné le fondement des estimations actuelles sur les réserves et les taux de récupération du promoteur ainsi que celles fournies dans la mise à jour du Plan de mise en valeur de 1990. Ces estimations sont résumées au tableau 5.

Les estimations fournies par le promoteur sont fondées sur la mise en valeur complète du réservoir Hibernia, mais uniquement sur la mise en valeur partielle du réservoir Avalon. Les estimations sur les taux de récupération et les réserves pour le scénario « le plus probable » sont supérieures à celles présentées auparavant pour le réservoir Hibernia et la zone proposée pour la mise en valeur du réservoir Avalon.

Tableau 5 : Réserves récupérables et taux de récupération – Réserves des réservoirs Hibernia et Avalon
10
6m3 normalisés (Taux de récupération %)
CATÉGORIESOURCERÉSERVOIR HIBERNIAZONE PROPOSÉE POUR LA MISE EN VALEUR DU RÉSERVOIR AVALONRÉSERVOIR HIBERNIA + ZONE PROPOSÉE POUR LA MISE EN VALEUR DU RÉSERVOIR AVALON
À la baissePromoteur46(26)6(8)52
Plan de mise en valeur 199046(26)6(8)52
ProbablePromoteur83(38)15(8)98
Plan de mise en valeur 199071(33)12(11)83
À la haussePromoteur97432120118
Plan de mise en valeur 199097432120118

Les renseignements présentés par le promoteur à l’appui des prévisions sur la production suggèrent qu’il est raisonnable de s’attendre à une vie utile d’environ 25 ans pour le champ Hibernia, ce qui correspond à une estimation des réserves d’environ 111 106m3. Des estimations plus élevées ont été présentées pour les réserves du réservoir Avalon par le promoteur, mais les estimations sur les taux de récupération semblent être prudentes. L’Office estime qu’il devrait être possible d’atteindre des taux de récupération équivalents à ceux présentés dans la mise à jour du Plan de mise en valeur de 1990 et qui pourraient avoisiner les estimations faites par la Newfoundland and Labrador Petroleum Directorate (NLPD) et déclarées dans la décision 86.01. L’Office indique également que les estimations sur les réserves présentées par le promoteur concernent uniquement la zone d’évaluation du réservoir Avalon proposée. La mise en valeur potentielle des zones nord-ouest et sud-ouest du réservoir Avalon pourrait augmenter considérablement les estimations sur les réserves. La NLPD a estimé le potentiel de réserves à la hausse pour les réservoirs Hibernia et Avalon à 181 106m3 et 143 106m3, respectivement.

L’Office indique que le promoteur a estimé qu’environ 1,76 106m3 de liquides de gaz naturel pouvaient être extraits du flux gazeux. Ces chiffres ne sont pas intégrés aux estimations sur les réserves. Selon un rapport préparé par la NLPD, les réserves potentielles de liquides de gaz naturel pour le champ Hibernia ont été estimées entre 13 106m3 et 24 106m3. Celles-ci s’ajoutent aux réserves de pétrole. L’Office estime que ces estimations sont raisonnables.

La mise en valeur potentielle des réservoirs Catalina et Jeanne d’Arc pourrait également apporter des réserves supplémentaires. Les estimations du promoteur sur le pétrole initial en place pour le réservoir Catalina ont augmenté, passant de 2 106m3 dans la version mise à jour du Plan de mise en valeur de 1990 à 22 106 m3. Ces estimations révisées sont légèrement supérieures à celles de la NLPD, soit 18,6 106m3 de pétrole en place dans le rapport de décision 86.01. Aucune estimation sur les réserves n’a été présentée par le promoteur pour le réservoir Catalina, mais la NLPD a estimé ces réserves entre 0,87 106m3 et 8,23 106m3. Le réservoir Jeanne d’Arc est très petit, le pétrole en place est estimé à 0,08 106m3 par le promoteur et 0,40 106m3 par la NLPD.

L’Office considère que les estimations du promoteur sur les réserves du champ sont très prudentes et ne reflètent pas le potentiel à la hausse. Pour établir un contexte dans lequel envisager les propositions du promoteur pour la mise en valeur à long terme du champ, il est important que l’Office possède l’évaluation réalisée par le promoteur de l’ampleur des réserves qui pourraient être récupérées à partir du champ entier.

L’Office reconnait que des incertitudes associées à l’estimation des réserves potentielles subsistent. Toutefois, de nombreuses incertitudes devraient être levées dès les premières étapes de la phase de production lorsque des renseignements supplémentaires seront obtenus concernant les réservoirs Avalon et Catalina. Ces renseignements seront recueillis lors du forage des puits de développement à l’intérieur du réservoir Hibernia. Les essais de production permettront d’obtenir plus de renseignements sur les caractéristiques des réservoirs et le potentiel de récupération de liquides de gaz naturel. De plus, il faut prendre en compte les réserves potentielles dans l’extension sud-ouest du réservoir Avalon et dans le réservoir Catalina. L’Office estime que le promoteur sera en mesure de produire une bonne estimation des réserves potentielles du champ une fois qu’il aura recueilli les données après une certaine période de production.

Condition 97.01.4

Pour que la modification soit approuvée, le promoteur doit présenter, avant la fin de l’année 1999, un rapport détaillé sur ses estimations révisées des réserves du champ Hibernia. Le rapport doit indiquer les réserves liquides de pétrole et de gaz naturel (à la baisse, probables et à la hausse), prévues pour chaque gisement et réservoir ainsi qu’une explication des incertitudes et du seuil rentable utilisé pour produire les estimations.

3.3.5
Construction et fonctionnement du puits

L’Office estime que les taux de production et d’injection prévus par le promoteur, à la fois les taux élevés et moyens des puits du réservoir Hibernia et du réservoir Avalon, sont raisonnables aux fins de conception du puits. Le programme de forage proposé a été conçu pour répondre aux incertitudes et aux nouvelles données à mesure qu’elles sont recueillies, tout en tentant de maintenir la production à un niveau raisonnable.

De façon générale, l’Office est d’accord avec le programme de forage des puits proposé par le promoteur et l’approche de conception et fonctionnement des puits, en précisant que des détails du programme de construction de puits devront lui être soumis pour approbation, conformément aux règlements applicables. Le promoteur a reconnu qu’il existe une possibilité d’épuiser une partie du réservoir Avalon, qui ne fait pas l’objet d’une proposition d’exploitation, en remettant en production certains puits du réservoir Hibernia.

Le promoteur propose également des révisions de la conception de complétion de puits et des pratiques énoncées dans le Plan de mise en valeur de 1985. Cela comprend l’utilisation de la complétion de puits monodiamètres, la production mélangée des zones 1 et 2 du réservoir Hibernia et des taux de production plus élevés, en particulier pour les premiers puits du réservoir Hibernia. L’Office est d’accord avec la complétion de puits monodiamètres proposée pour le réservoir Hibernia. Cette technologie constitue une avancée considérable dans le domaine de la complétion depuis la soumission du Plan de mise en valeur en 1985. Elle permettra de réduire les coûts de production et d’augmenter le volume de pétrole récupérable.

L’Office estime également que la récupération du pétrole peut être augmentée en contrôlant le profil de production de chaque puits. Le gain de récupération de 5 % indiqué par les études sur les réservoirs réalisées par le promoteur semble raisonnable. Toutefois, l’Office indique que le contrôle du profil n’est pas prévu pour les premiers puits du réservoir Hibernia et qu’il est prévu d’exploiter ces puits à des taux bien supérieurs à la moyenne des puits du réservoir Hibernia. L’Office est convaincu que l’exploitation de ces puits dans de telles conditions sur une durée limitée, comme proposé par le promoteur, ne portera pas atteinte à la récupération, mais le rendement des puits doit être étroitement surveillé au moyen de la diagraphie de production et de la diagraphie de puits tubé afin d’observer le profil de production et la saturation des fluides dans ces puits.

Concernant le réservoir Avalon, l’Office est d’accord avec l’approche proposée par le promoteur quant à la conception et aux pratiques de complétion. L’Office estime que d’ici la fin de la période d’évaluation, le promoteur bénéficiera des renseignements nécessaires pour optimiser sa conception et ses pratiques de complétion pour ce réservoir.

L’Office est d’accord avec les propositions du promoteur concernant les principes d’exploitation des puits du réservoir Hibernia, l’approche proactive visant à cerner les problèmes potentiels liés aux dépôts de cire et à la production de sable et à déterminer les mesures d’atténuation ou de résolution de ces problèmes.

Condition 97.01.5

Il est exigé, comme condition d’approbation de la modification du Plan de mise en valeur du champ Hibernia, que le promoteur évalue le potentiel d’exploitation des zones du réservoir Avalon pénétrées par des puits d’exploitation du réservoir Hibernia et dont la mise en valeur par des puits de complétion choisis n’a pas été proposée. Les résultats de l’évaluation seront présentés à l’Office dans le document de mise à jour du Plan de mise en valeur, après la période d’évaluation du réservoir Avalon.

3.3.6
Travail d’exploitation et entretien

L’Office estime que les taux de production de puits prévus pour les premiers puits de production et que les prévisions sur capacités maximales des puits d’injection sont réalisables pour certains puits. Les renseignements actuels indiquent que seuls les puits de la zone d’injection d’eau du réservoir Hibernia peuvent être exploités aux taux élevés proposés sans effet néfaste sur la récupération. L’Office indique que le promoteur prévoit « décongestionner » les installations de production afin d’augmenter les capacités de production de pétrole. Bien qu’il s’agisse d’une méthode classique employée dans d’autres champs à l’international, les détails de ces changements et toute augmentation du taux de production au-delà de ce qui a déjà été approuvé nécessiteront l’approbation de l’Office.

L’Office a examiné la nécessité d’injecter des filtrations d’eau de mer supplémentaires dans les réservoirs en fonction des renseignements disponibles. Il est d’accord avec le promoteur quant à la probable production d’une thermoclastie dans les formations complétées entourant les puits d’injection, ce qui atténuerait la nécessité d’employer la microfiltration. Les études et le programme d’évaluation que le promoteur propose de mener devraient permettre de savoir si la microfiltration d’eau de mer sera nécessaire à l’avenir. L’Office indique que des dispositions ont été prises dans la conception de la plate-forme pour que de l’équipement puisse être installé à cette fin, au besoin.

Dans le rapport de décision 86.01, la condition 7 (ii) exigeait qu’avant l’achèvement de la conception des installations, le promoteur soumette à l’Office un plan de réinjection de l’eau produite dans le cas où le programme de surveillance des effets constaterait des dégâts inacceptables causés à l’environnement par cette source. L’Office reconnait que la disposition permettant l’installation future d’installations d’injection de l’eau produite a été intégrée à la conception des installations en surface du champ Hibernia.

4.0
Conclusion

4.1
Décision 97.01
concernant la modification du Plan de mise en valeur du champ Hibernia

L’Office approuve la modification proposée soumise aux conditions énoncées ci-dessous et aux conditions contenues dans ses rapports de décision 86.01 et 90.01, dont l’état est indiqué aux sections 4.2, 4.3 et 4.4.

Condition 97.01.1

L’approbation de la modification est conditionnelle aux exigences suivantes :

  1. avant de commencer la production à partir des gisements « A » du réservoir Hibernia, le promoteur doit présenter son plan d’épuisement, qui doit être approuvé par l’Office;
  2. la mise à jour du Plan de mise en valeur doit être présentée après la période d’évaluation doit contenir un plan définitif dans lequel sont délimitées les zones nord-ouest et sud-ouest du réservoir Avalon.

Condition 97.01.2

L’approbation de la modification est conditionnelle aux exigences suivantes :

  1. avant d’injecter de l’eau dans les blocs faillés « H » et « I » du gisement « B5 » du réservoir Hibernia, le promoteur doit réévaluer les plans d’épuisement proposés pour ces blocs et obtenir l’approbation du délégué à l’exploitation avant de les appliquer;
  2. le taux de production de pétrole dans le bloc injecté de gaz « G » du réservoir Hibernia ne doit pas dépasser 1 190 m3 normalisés/jour par puits tant qu’il n’est pas démontré au délégué à l’exploitation qu’une augmentation du taux de production ne nuira pas à la récupération du pétrole;
  3. la pression du réservoir dans ces blocs faillés contenant une calotte de gaz doit être maintenue à au moins 1 000 kPa au-dessus de la pression du point de rosée. La pression du réservoir dans les autres blocs faillés doit être maintenue à au moins 500 kPa au-dessus de la pression de point de bulle.

Condition 97.01.3

L’approbation de la modification est conditionnelle aux exigences suivantes :

  1. le promoteur doit présenter chaque année au délégué à l’exploitation ses prévisions de production de pétrole à partir de chaque gisement pour l’année à venir;
  2. un an après le début de l’injection de gaz, le promoteur doit présenter une prévision révisée de la production de liquides de gaz naturel.

Condition 97.01.4

Pour que la modification soit approuvée, le promoteur doit présenter, avant la fin de l’année 1999, un rapport détaillé sur ses estimations révisées des réserves du champ Hibernia. Le rapport doit indiquer les réserves liquides de pétrole et de gaz naturel (à la baisse, probables et à la hausse), prévues pour chaque gisement et réservoir ainsi qu’une explication des incertitudes et du seuil rentable utilisé pour produire les estimations.

Condition 97.01.5

Il est exigé, comme condition d’approbation de la modification du Plan de mise en valeur du champ Hibernia, que le promoteur évalue le potentiel d’exploitation des zones du réservoir Avalon pénétrées par des puits d’exploitation du réservoir Hibernia et dont la mise en valeur par des puits de complétion choisis n’a pas été proposée. Les résultats de l’évaluation seront présentés à l’Office dans le document de mise à jour du Plan de mise en valeur, après la période d’évaluation du réservoir Avalon.

4.2
Décision 90.01
concernant la mise à jour du Plan de mise en valeur du champ Hibernia

L’Office a examiné l’état des quatre conditions imposées lors de son approbation de la mise à jour du Plan de mise en valeur du champ Hibernia de 1990. L’état actuel de ces conditions est résumé ci-dessous :

Condition 90.01.1

L’approbation de la mise à jour est conditionnelle aux exigences suivantes :

  1. après la nomination de l’entrepreneur d’ingénierie du projet, le promoteur doit transmettre à l’Office et à la société d’accréditation, aux fins d’information, un exemplaire de son document actualisé d’analyse des conséquences;
  2. le promoteur doit transmettre à l’Office et à la société d’accréditation, aux fins d’information, le rapport découlant de son étude officielle d’exploitabilité et des dangers;
  3. six mois avant la date prévue pour l’installation de la plate-forme de production dans le champ Hibernia, le promoteur doit soumettre à l’Office le plan de sécurité exigé par le Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation.

État :

Condition 1 (i) remplie.
Le rapport d’évaluation de la sécurité du concept (Concept Safety Evaluation [CSE]) a été transmis à l’Office et à la société d’accréditation, Lloyd’s Register, au cours du quatrième trimestre de 1991.

Condition 1 (ii) remplie.
Un résumé des résultats de l’étude d’exploitabilité et des dangers a été transmis à l’Office en octobre 1993. Le promoteur a donné à l’Office accès aux résultats détaillés de l’étude dans ses bureaux. En septembre 1994, l’Office a examiné ces résultats, s’est assuré qu’ils avaient été transmis à la société d’accréditation et a informé le promoteur, en novembre 1994, qu’il considérait la condition remplie.

Condition 1 (iii) remplie.
Le plan de sécurité est compris dans le plan opérationnel du promoteur. Ce plan est actuellement examiné par l’Office.

Condition 90.01.2

Il est exigé, comme condition d’approbation de la mise à jour du Plan de mise en valeur du champ Hibernia, qu’avant la sélection définitive des installations de chargement en zone extracôtière, le promoteur demande l’approbation de l’Office pour le système précis qu’il propose d’installer.

État :

Remplie.
En 1994, le promoteur a transmis à l’Office des renseignements concernant le système de chargement en zone extracôtière qu’il prévoit installer. Après examen de ces renseignements, l’Office a donné son approbation en juillet 1994.

Condition 90.01.3

L’approbation de la mise à jour est conditionnelle aux exigences suivantes :

  1. le promoteur doit soumettre à l’Office les spécifications fonctionnelles des navires de soutien pour obtenir son approbation avant d’achever leur conception;
  2. une évaluation des critères proposés de renforcement de la coque pour la navigation dans les glaces pour ces navires doit être réalisée par un tiers indépendant approuvé par l’Office.

 

État :

Remplie.
Fin 1992, une évaluation des critères proposés de renforcement de la coque pour la navigation dans les glaces a été réalisée au nom du promoteur par un tiers approuvé par l’Office, la société German and Milne. Le consultant a formulé plusieurs recommandations à ce sujet, toutes ont été intégrées aux spécifications fonctionnelles des navires de soutien. Les spécifications fonctionnelles pour ces navires ont été soumises à l’Office et approuvées sous condition en août 1994.

Condition 90.01.4

Il est exigé, comme condition d’approbation de la mise à jour du Plan de mise en valeur du champ Hibernia, que six mois avant le remorquage jusqu’à la plate-forme de production du champ Hibernia, le promoteur fournisse à l’Office la preuve d’une responsabilité financière, telle qu’exigée par le Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation.

État :

En cours.
En mai 1993, l’Office a indiqué au promoteur les exigences en matière de responsabilité financière qu’il devrait respecter à chaque jalon majeur du projet. À ce jour, ces exigences ont été respectées et les consultations organisées entre le promoteur et l’Office à ces sujets se poursuivent à mesure que le projet avance.

4.3
État de la décision 86.01
concernant le Plan de mise en valeur du champ Hibernia

L’Office a examiné l’état des cinq conditions imposées lors de son approbation du Plan des retombées économiques du projet Hibernia de 1986. L’état actuel de ces conditions est résumé ci-dessous:

Condition no 1

Le promoteur doit envisager toutes les solutions de remplacement raisonnables pour permettre la participation canadienne maximale à la construction du pétrolier-navette et informer l’Office des résultats de ses enquêtes.

État :

Remplie.

Condition no 2

Avant le début de la production, le promoteur doit soumettre un plan de formation et de dotation en personnel reflétant le niveau maximal raisonnable d’embauche et de formation des résidents de Terre-Neuve.

État :

Remplie.
Un plan a été soumis en juin 1996 et approuvé par l’Office en mars 1997, après l’ajout de renseignements par le promoteur.

Condition no 3

Le promoteur doit réexaminer la faisabilité du montage et de l’armement du cadre-support principal à Terre-Neuve et fournir d’autres documents permettant à l’Office d’évaluer la question.

État :

Annulée.
La condition ne s’applique plus en raison de l’élimination du cadre-support principal des plans.

Condition no 4

À mesure de l’évolution du projet, le promoteur devra fournir à l’Office des listes exhaustives de tous les contrats et commandes d’achat importants prévus. L’Office, en consultation avec le promoteur, déterminera lesquels seront soumis à son examen.

État :

Remplie/en cours.
Le promoteur fournit ces renseignements à l’Office conformément à ses lignes directrices intitulées Procurement Reporting Guidelines: Hibernia Development Project (Lignes directrices de l’Office sur l’approvisionnement relatives au projet de mise en valeur du champ Hibernia).

Condition no 5

Le promoteur doit transmettre un préavis et des renseignements concernant tous les contrats et commandes d’achat importants prévus pour permettre à l’Office de les examiner. Le temps nécessaire à l’examen sera déterminé par l’Office, en collaboration totale avec le promoteur.

État :

Remplie/en cours.
Le promoteur fournit ces renseignements à l’Office conformément aux lignes directrices de l’Office intitulées Procurement Reporting Guidelines: Hibernia Development Project (Lignes directrices de l’Office sur l’approvisionnement relatives au projet de mise en valeur du champ Hibernia).

4.4
État de la décision 86.01
concernant le Plan de mise en valeur du champ Hibernia

L’Office a examiné l’état des dix-sept conditions imposées lors de son approbation du Plan de mise en valeur du champ Hibernia de 1986. L’état actuel de ces conditions est résumé ci-dessous :

Condition no 1

  1. Le promoteur, au tout début du programme d’exploitation, forera un puits dans la calotte de gaz B-08 pour extraire des échantillons à analyser en laboratoire et pour définir le régime gaz-condensat-pétrole.
  2. Le promoteur entreprendra des études, concurremment au forage d’exploitation initial, pour établir la faisabilité d’une injection de fluides miscibles dans le réservoir Hibernia.

État :

En cours.
Le promoteur a entrepris le forage d’un puits dans la zone de la calotte de gaz B-08 au début de l’exploitation et il a terminé l’étude de faisabilité de l’injection de fluides miscibles.

Condition no 2

  1. Avant toute mise en valeur du réservoir Avalon, le promoteur devra présenter un plan révisé que devra approuver l’Office.
  2. Durant la mise en valeur du réservoir Hibernia, le promoteur évaluera le réservoir Avalon au moyen de carottages, de diagraphies et d’essais effectués dans toutes les zones prometteuses, pénétrées par des puits.
  3. Lors de la conception des superstructures, le promoteur accordera toute l’attention voulue à l’évaluation des équipements et à la répartition de l’espace occupé par les installations de production de manière à permettre une augmentation de la production du réservoir Avalon concurremment à la production du champ Hibernia s’il s’avérait nécessaire d’exploiter le réservoir Avalon avant la date établie dans le Plan de mise en valeur. Le promoteur informera l’Office des mesures qu’il compte prendre à cet égard avant la conception finale des superstructures.

État :

Condition 2 (i) remplie.
La soumission de la modification du Plan de mise en valeur du champ Hibernia de 1996 constitue un plan révisé pour le réservoir Avalon.

Condition 2 (ii) en cours.

Condition 2 (iii) remplie.
En août 1991, l’Office a accepté les plans du promoteur qui remplissaient cette condition.

Condition no 3

  1. Le promoteur fera approuver par l’Office, avant le début des forages d’exploitation, un calendrier de forage visant à réduire le brûlage à la torche des gaz, et ce, jusqu’à ce qu’il atteigne un niveau de brûlage acceptable pour l’Office.
  2. Dans le cas improbable où les conditions du réservoir empêcheraient une réinjection de gaz, le promoteur soumettra à l’approbation de l’Office un plan en vue de l’aliénation des gaz.
  3. Le promoteur obtiendra l’approbation de l’Office pour brûler à la torche les petites quantités de gaz nécessaires aux opérations courantes.

État :

Conditions 3 (i) et 3 (iii) remplies.
En août 1996, l’Office a donné son approbation conditionnelle au calendrier de forage du promoteur et aux volumes de gaz à brûler à la torche durant les opérations de démarrage et de transition vers un régime permanent.

Condition 3 (ii) en cours.
Le promoteur a informé l’Office qu’il avait évalué la faisabilité d’une réinjection de gaz et que, d’après lui, la faisabilité était élevée. Un plan d’aliénation des gaz ne sera nécessaire que si la réinjection des gaz s’avère nuisible à la récupération de la ressource.

Condition no 4

Le promoteur doit réaliser une étude sur l’estimation de vents violents causés par des événements à méso-échelle et soumettre les résultats à l’Office avant de les utiliser aux fins de conception.

État :

Remplie.
En 1988, le promoteur a indiqué que l’estimation quantitative des effets à méso-échelle n’était pas réalisable et une méthode prudente a été proposée pour l’estimation des vitesses moyennes prévues du vent sur de courtes périodes. L’Office a consulté le Service de l’environnement atmosphérique et a conclu que la méthode proposée était raisonnable. Consulter la Section 4.3.7.3 de la décision 90.01.

Condition no 5

  1. Le promoteur concevra les conduites d’exportation et les plates-formes de chargement de manière qu’elles puissent être vidées des hydrocarbures qu’elles contiennent en cas de risque pour l’intégrité de ces installations.
  2. La profondeur déterminera la profondeur d’affouillement des icebergs et la fera approuver par l’Office avant d’entreprendre la conception des installations sous-marines des puits.

État :

En cours.
Le promoteur a conçu ses installations de manière que les conduites d’exportation puissent être vidées de leur contenu. L’Office a indiqué dans sa décision 90.01 qu’il semble possible de vider le contenu des colonnes dans les pétroliers, et a réitéré cette condition. Les procédures de rinçage des colonnes montantes de chargement n’ont pas encore été soumises à l’Office.

Condition no 6

Le promoteur doit réévaluer les critères de calcul sismique, en tenant compte des études récentes et en cours liées aux risques sismiques dans l’Est du plateau continental canadien, et soumettre les résultats de cette réévaluation à l’Office avant de les utiliser à des fins de conception.

État :

Remplie.

Condition no 7

  1. L’eau produite qui doit être éliminée doit être traitée pour respecter les exigences réglementaires en vigueur à ce moment-là.
  2. Avant l’achèvement de la conception des installations, le promoteur soumettra à l’Office un plan de réinjection de l’eau produite dans le cas où le programme de surveillance des effets constaterait des dégâts inacceptables causés à l’environnement par cette source.

État :

Remplie.
Un appareil à hydrocyclone capable de respecter les limites d’évacuation réglementaires d’eau produite sera installé. De plus, la conception technique et l’allocation d’un espace pour la plate-forme ont été prévues pour les installations de réinjection, au besoin. En juillet 1993, l’Office a approuvé les dispositions proposées.

Condition no 8

  1. Le promoteur doit concevoir les installations de façon à pouvoir traiter l’eau de ballast rejetée si cela devenait nécessaire.
  2. Le promoteur doit concevoir les installations de façon à ce que les rejets de fluides se fassent sous la thermocline d’été.

État :

Condition 8 (i) remplie.
Des dispositions ont été prises dans la conception de la plate-forme pour l’installation d’équipement de traitement à cette fin, au besoin. L’Office a approuvé les dispositions du promoteur en mai 1993.

Condition 8 (ii) remplie.
Le promoteur a soumis à l’Office les preuves que les orifices de rejet des fluides de la plate-forme de production étaient situés sous la thermocline d’été. L’Office a approuvé les dispositions du promoteur en mars 1995.

Condition no 9

Le promoteur devra faire approuver par l’Office ses plans d’installations sous-marines avant d’effectuer la conception détaillée.

État :

En cours.

Condition no 10

Le promoteur doit concevoir toutes les installations sous-marines de façon à ce qu’à la fin de la production, elles puissent être couvertes ou retirées afin que la zone retrouve un état propre à la pêche. La conception de la SG permettre de la retirer si les autorités l’exigent à ce moment-là.

État :

Remplie.
Le promoteur a réalisé plusieurs études pour élaborer une procédure de retrait de la SG. La société d’accréditation du projet a examiné et accepté la procédure. Le promoteur a également soumis des renseignements acceptables à l’Office concernant le retrait des installations sous-marines de chargement de pétrole brut.

Condition no 11

Les déblais de forage contaminés par un hydrocarbure doivent être éliminés sous la thermocline d’été.

État :

Remplie.
Le promoteur a soumis des preuves qu’il a placé les tubes goulottes de la plate-forme de production à une profondeur en dessous de celle de la thermocline d’été. L’Office a approuvé les dispositions du promoteur en mars 1995.

Condition no 12

Avant le début de la production, le promoteur doit soumettre à l’Office son plan de conformité environnementale et ses programmes de surveillance des effets.

État :

Remplie.
Le promoteur a soumis la conception de son programme de surveillance des effets sur l’environnement de la phase de production en novembre 1995 et a reçu l’approbation de l’Office en mai 1996.

Le plan de surveillance de la conformité environnementale, qui comprend les procédures détaillées d’échantillonnage et d’analyse a été approuvé par l’Office en mars 1997.

Condition no 13

Le promoteur doit fournir les appareils utilisés pour la surveillance de l’intégrité structurelle et des fondations. L’ampleur doit être déterminée en consultation avec la société d’accréditation et approuvée par l’Office.

État :

Remplie.
Les détails sur le système de surveillance de l’intégrité ont été achevés par le promoteur, puis examinés et acceptés par la société d’accréditation du projet et approuvés par l’Office en août 1996.

Condition no 14

Avant la mise en place des installations, le promoteur doit obtenir l’approbation de l’Office des plans détaillés pour la sécurité des travailleurs.

État :

Modifiée
Voir la condition 90.01.1.

Condition no 15

Le promoteur présentera périodiquement à l’Office, durant l’exécution du projet et dans une forme qui reste à définir, les estimations du coût en capital de l’ensemble du projet et des composantes principales, à la demande de l’Office.

État :

Remplie/en cours.
Chaque semestre, le département des avantages Canada-Terre-Neuve du promoteur présente des prévisions de dépenses en coût de capital et des estimations sur les niveaux canadiens-terre-neuviens visés.

Condition no 16

Avant le début de la production, l’Office établira les dimensions d’une zone d’exclusion de la pêche après avoir consulté le ministère des Pêches et des Océans, l’industrie de la pêche et le promoteur.

État :

Remplie.
Le Règlement sur la production et la rationalisation de l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve prévoit la taille des zones d’exclusion, ou « zones de sécurité », entourant les installations de production en zone extracôtière à 500 mètres du périmètre d’une installation, y compris ses installations sous-marines et systèmes de chargement associés, ou à 50 mètres du périmètre de son réseau d’ancrage, selon la distance la plus grande.

La SEDH a proposé une zone de sécurité légèrement supérieure afin d’assurer une zone tampon supplémentaire de 500 mètres autour de la zone qui sera occupée par un pétrolier relié à l’un des deux systèmes de chargement en mer. L’aire totale de la zone proposée est d’environ 6 kilomètres carrés, comparé aux 104 kilomètres carrés proposés en 1986. L’Office estime que la proposition est raisonnable et s’attend à ce qu’une zone de cette taille soit promulguée aux termes de la Loi sur la marine marchande du Canada plus tard cette année.

La SEDH a créé un groupe consultatif, Fisheries Liaison Advisory Group, dont les membres sont des représentants des intérêts de pêcheurs actifs dans la région des Grands Bancs, comme forum de consultation sur ces questions et d’autres sujets. L’Office participe au groupe.

Condition no 17

Le promoteur doit, avant le début des activités de la production, soumettre à l’Office un plan de protection environnementale décrivant ses systèmes, procédures, plans et ententes en matière de protection environnementale.

État :

En cours.
Le promoteur a intégré le Plan de protection environnementale (PPE) à son plan opérationnel du projet Hibernia, soumis à l’Office le 29 novembre 1996. L’Office examine le plan opérationnel et les documents connexes en consultation avec ses services consultatifs. Les parties du PPE concernant la surveillance de la conformité et des effets sur l’environnement ont déjà été approuvées (voir la condition no 12).

ANNEXE BGLOSSAIRE
AQUIFÈRERoche poreuse contenant de l’eau
BRÛLAGE À LA TORCHEProcédé consistant à brûler du gaz en excédent
CALOTTE DE GAZCouche de gaz libre au-dessus de la couche pétrolifère d’un réservoir
CERTIFICAT DE CONFORMITÉCertificat délivré par une société d’accréditation indiquant qu’une conception, un plan ou une installation est conforme aux règlements ou obligations applicables
COMPLÉTIONActivités nécessaires à la préparation d’un puits en vue de la production de pétrole et de gaz ou de l’injection d’un fluide
DIAGRAPHIEEnregistrement systématique des données à partir de la diagraphie du puits, de la diagraphie de boue, de la diagraphie électrique ou de la diagraphie nucléaire
EAU PRODUITEEau provenant des réservoirs de pétrole et de gaz et qui est récupérée en même temps que le pétrole et le gaz
FAILLEAu sens géologique, rupture dans la continuité d’un type de roche
GISEMENTRéservoir souterrain nature qui contient (ou semble contenir) une accumulation de pétrole distincte (ou qui semble distincte) de toute autre accumulation du même type
GRÈSRoche sédimentaire composée de grains détritiques de la taille du sable
INJECTIONProcédé par lequel on pompe du gaz ou de l’eau dans un réservoir producteur de pétrole pour produire un mécanisme d’entraînement et accroître la production de pétrole
INJECTION DE FLUIDES MISCIBLESProcédure de récupération secondaire ou tertiaire par lequel on utilise plusieurs fluides d’injection, l’un après l’autre, par exemple, l’eau et le gaz, que l’on mélange au pétrole pour améliorer ses caractéristiques de récupération
INJECTION DE GAZ ENRICHIProcédé de récupération secondaire par lequel on injecte du gaz naturellement riche ou enrichi avec des hydrocarbures intermédiaires comme le propane et le butane
LGNLiquides de gaz naturel
OFFICE, L’Dans le présent rapport, Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers
PÉTROPHYSIQUEÉtude des caractéristiques physiques des roches-réservoirs par l’utilisation de diagraphies
PIPPétrole initial en place
PLATEFORME DE PRODUCTIONOuvrage extracôtier équipé pour extraire et traiter le pétrole et le gaz
PRESSION DE POINT DE BULLEPression du réservoir au-dessous de laquelle le gaz dissous commence à produire des bulles dans le pétrole hôte aux températures dominantes
PRESSION DU POINT DE ROSÉEPression du réservoir au-dessous de laquelle les liquides commencent à se condenser à partir d’un gaz aux températures dominantes
PRESSION DU RÉSERVOIRPression des fluides dans un réservoir
PRODUCTION MÉLANGÉEProduction d’hydrocarbures de plus d’un gisement à partir d’un puits de forage commun ou d’une conduite d’écoulement commune sans mesure séparée des hydrocarbures
PUITS DE DÉLIMITATIONPuits foré pour déterminer l’étendue d’un réservoir
PUITS DE DÉVELOPPEMENTPuits foré aux fins soit de production ou d’observation, soit d’injection ou de refoulement des fluides à l’endroit d’un gisement
PUITS DE PRODUCTIONPuits foré et complété pour produire du pétrole brut ou du gaz naturel
RÉCUPÉRATION PAR INJECTIONProcédé par lequel on injecte du gaz ou de l’eau dans un réservoir ou une formation exploitable, ou à côté, pour accroître la récupération de pétrole
RÉINJECTION DE GAZProcédé selon lequel le gaz est recyclé en le renvoyant sous pression dans une formation productrice pour maintenir la pression du réservoir
RÉSERVES RÉCUPÉRABLESVolume d’hydrocarbures d’un réservoir dont l’extraction est rentable
RÉSERVOIRFormation rocheuse perméable et poreuse dans laquelle se sont accumulés des hydrocarbures
SGStructure gravitaire; structure de béton fixée au fond marin par son propre poids et qui soutient les installations en surface
SISMIQUEQui se rapporte ou qui caractérise les vibrations de la Terre; ou, procédé permettant de délimiter les structures géologiques souterraines à partir de signaux sonores transmis à travers la roche
SOCIÉTÉ D’ACCRÉDITATIONOrganisme autorisé par l’Office à réaliser l’examen des conceptions, des plans et des installations et à délivrer des Certificats de conformité

1L’Office et le promoteur ont convenu de désigner collectivement les réservoirs dans les formations de Ben Nevis, de Lower Avalon, d’Eastern Shoals et de White Rose par le terme « réservoir Avalon ».