Decision Reports
DÉCISION 2000.01, CONCERNANT LA MODIFICATION DU PLAN DE MISE EN VALEUR DU CHAMP HIBERNIA

Table des matières

 

Liste des figures

 

Liste des tableaux

 

1.0   Résumé

Le 10 juin 1999, la Société d'exploitation et de développement d'Hibernia (le promoteur) a demandé à l'Office d'approuver une révision de la stratégie de gestion du réservoir du champ Hibernia qu'avait approuvée l'Office dans sa décision 97.01. La révision demandée visait à accroître le taux de production quotidien moyen maximal de pétrole pour une année (taux plateau) afin d'exploiter au maximum les installations de traitement de la plate-forme Hibernia.

Le 24 janvier 2000, le promoteur a également demandé à l'Office d'approuver une augmentation immédiate du taux de production de pétrole autorisé pour une année de 21 450 m3/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m3/j (170 000 barils/jour), et jusqu'à 28 600 m3/j (180 000 barils/jour) lorsque les modifications mineures apportées aux équipements auront été testées en mars 2000.

Ces propositions visent à accroître la production annuelle maximale autorisée de quelque 7,8 millions de mètres cubes (49,2 millions de barils) à 10,4 millions de mètres cubes (65,6 millions de barils). L'Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers (l'Office) a jugé que les demandes du promoteur étaient une demande de modification du plan de mise en valeur du champ Hibernia approuvé par l'Office (la demande d'autorisation). L'approbation par l'Office d'une telle modification constitue une décision majeure en vertu de la Loi de mise en oeuvre de l'Accord atlantique Canada-Terre-Neuve et, par conséquent, exige l'approbation du ministre fédéral des Ressources naturelles et du ministre provincial des Mines et de l'Énergie.

Le présent rapport constitue l'approbation de l'Office de la demande du promoteur de modifier le plan de mise en valeur du champ Hibernia. Le promoteur est autorisé à augmenter immédiatement la production annuelle de pétrole de 21 450 m3/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m3/j (170 000 barils/jour) et de l'accroître de nouveau jusqu'à 28 600 m3/j (180 000 barils/jour) lorsque les modifications apportées aux équipements auront été testées avec succès en mars 2000.

Selon le promoteur, l'augmentation du taux ne nuirait pas à la récupération de pétrole du champ. Pour appuyer son assertion, il a présenté un rapport technique intitulé Technical Support for Hibernia Field Rate Increase. Il a également présenté les rapports suivants en appui à sa demande : Hibernia Plant Capacity and Expansion Study Offshore Test Program Definition Volumes 1 and 2 et Hibernia Management and Development Company: 1998 Annual Production Report.

L'Office a étudié la demande du promoteur pour déterminer si l'augmentation de production proposée aurait des effets sur les prévisions des incidences environnementales présentées dans l'énoncé des incidences environnementales du champ Hibernia présenté en 1985, ou toucherait l'une des conditions établies par l'Office dans la décision 86.01. Étant donné que la demande ne consiste qu'à modifier le taux de production quotidien moyen de pétrole approuvé dans sa décision 97.01 et qu'elle ne comporte aucune modification majeure aux installations elles-mêmes, l'Office a établi que la modification n'affecte pas le plan de mise en valeur du champ Hibernia ni ne soulève de questions d'ordre environnemental. L'Office signale que la hausse du taux de production ne fera pas augmenter le volume de gaz brûlé à la torche. Aussi l'Office a-t-il conclu qu'il n'était pas nécessaire d'entreprendre une révision de l'évaluation des incidences environnementales du projet, ni un examen public.

Après avoir évalué les renseignements fournis par le promoteur, l'Office conclut que le champ pouvait être exploité au taux plus élevé proposé sans nuire à la récupération du pétrole. En regard de la demande, l'Office a exigé du promoteur ce qui suit :

  1. Présenter les résultats d'essai confirmant que les installations peuvent produire à un taux plus élevé;
  2. Faire la preuve que les deux systèmes de compression des gaz peuvent fonctionner en permanence;
  3. Faire la preuve que la plate-forme Hibernia peut fonctionner de façon continue à la capacité nominale actuelle de 24 000 m3/j (150 000 barils/jour).

En décembre 1999, le promoteur a terminé les essais confirmant la capacité de la plate-forme Hibernia de produire à un taux plus élevé, et en janvier 2000, il a présenté les résultats des essais à l'Office. Le promoteur a également fourni des données indiquant que la plate-forme produisait à sa capacité nominale et que les deux systèmes de compression des gaz fonctionnaient de façon continue depuis le 4 novembre 1999.

Après avoir étudié les renseignements fournis par le promoteur pour appuyer sa demande, l'Office a approuvé l'augmentation proposée du taux de production à condition que l'approbation soit revue et qu'elle soit suspendue ou révoquée si les activités du promoteur devaient différer significativement de celles prévues dans la demande ou si le rendement du réservoir devait différer significativement de celui prévu dans le document du promoteur intitulé Technical Support for Hibernia Field Rate Increase.

Dans sa demande du 24 janvier 2000, le promoteur a également demandé de modifier certaines limites d'exploitation établies par l'Office et ce, à des fins de sécurité. Le promoteur a indiqué qu'une étude complète du système de production a permis d'établir qu'il était possible d'atteindre un débit maximal de 31 800 m3/j (200 000 barils/jour) par la plate-forme Hibernia. Il a, par conséquent, demandé que la capacité de sécurité maximale de la plate-forme soit augmentée en deux étapes. À ce niveau, l'efficacité opérationnelle de 90 à 95 pour cent du système estimée pour un an donne un taux de production quotidien potentiel variant entre 28 600 et 30 200 m3/j (180 000 à 190 000 barils/jour).

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

 

2.0   Contexte

2.1   Introduction

Le champ Hibernia est situé dans le nord-est des Grands Bancs à environ 315 km au sud-est de St. John's (Terre-Neuve) par des fonds d'environ 80 mètres (figure 1). Le champ couvre une superficie d'environ 223 kilomètres carrés et, à l'époque de la première proposition de mise en valeur, le promoteur avait estimé qu'il recelait quelques 98 106 m3 (520 millions de barils) de pétrole récupérable dans deux réservoirs séparés, Hibernia et Avalon.

Au début de 1986, l'Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers (l'Office) a étudié une demande présentée par Mobil Oil Canada Ltd. (Mobil) au nom des participants du champ Hibernia pour qu'il approuve son plan des retombées économiques et son plan de mise en valeur du champ Hibernia. L'Office a accordé une approbation conditionnelle des deux plans dans sa décision 86.01 de juin 1986. Depuis cette date, le promoteur a demandé à deux reprises des modifications au plan de mise en valeur approuvé, soit le 30 mars 1990 et le 10 juillet 1996. L'Office a accordé une approbation conditionnelle aux deux demandes dans les décisions respectives 90.01 et 97.01. La section 2.3 du présent rapport présente un survol historique du projet Hibernia.

Le 10 juin 1999, la Société d'exploitation et de développement d'Hibernia (le promoteur) a demandé à l'Office d'approuver une révision de la stratégie de gestion du champ Hibernia qu'avait approuvée l'Office dans sa décision 97.01. La révision visait à autoriser le promoteur d'augmenter le taux de production plateau de pétrole du champ pour tirer avantage de la capacité de traitement des installations de la plate-forme Hibernia.

Le 24 janvier 2000, le promoteur a demandé à l'Office d'approuver une augmentation immédiate du taux de production quotidien moyen de pétrole de 21 450 m3/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m3/j (170 000 barils/jour), et jusqu'à 28 600 m3/j (180 000 barils/jour) après que les modifications mineures apportées aux équipements auront été testées avec succès, soit en mars 2000. L'approbation de ces propositions devait faire passer la production annuelle maximale autorisée d'environ 7,8 millions de mètres cubes (49,2 millions de barils) à 10,4 millions de mètres cubes (65,6 millions de barils).

L'Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers (l'Office) juge que les demandes du promoteur constituent une demande (la demande) de modification du plan de mise en valeur du champ Hibernia qui avait été approuvé par l'Office. L'approbation par l'Office d'une telle modification constitue une décision majeure conformément au paragraphe 139(5) de la Loi de mise en oeuvre de l'Accord atlantique Canada-Terre-Neuve et au paragraphe 134(5) de la loi terre-neuvienne The Canada-Newfoundland Atlantic Accord Implementation Newfoundland Act (les lois). Cette modification exige l'approbation du ministre fédéral des Ressources naturelles et du ministre provincial des Mines et de l'Énergie.

La demande du promoteur consiste à modifier le taux de production quotidien moyen de pétrole pour une année. Elle n'entraîne pas de modification majeure aux installations. C'est pourquoi l'Office a-t-il établi que les changements proposés n'affectent pas le plan des retombées économiques approuvé pour Hibernia ni ne soulèvent de problèmes environnementaux. Il a donc conclu qu'il n'était pas nécessaire d'entreprendre un examen des incidences environnementales du projet, ni un autre examen public.

Le présent rapport constitue l'approbation conditionnelle de l'Office de la demande du promoteur d'augmenter le taux de production quotidien moyen de pétrole actuellement autorisé en le faisant passer de 21 450 m3/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m3/j (170 000 barils/jour) dès maintenant, et 28 600 m3/j (180 000 barils/jour) lorsque les équipements légèrement modifiés auront été testés avec succès.

Dans sa présentation du 24 janvier 2000, le promoteur a également demandé que la capacité de sécurité maximale de la plate-forme soit accrue en deux étapes jusqu'à 31 800 m3/j (200 000 barils/jour). Même s'il considère que cette question ne relève pas du plan de mise en valeur, l'Office mentionne, à des fins d'exhaustivité, que la demande de modification a fait l'objet d'une approbation conditionnelle le 16 février 2000.

 

 

Figure 1: Emplacement du champ Hibernia

 

 

2.2   Cadre réglementaire

Conformément aux Lois , l'Office est responsable de l'administration de la Loi régissant l'exploration et la production d'hydrocarbures dans la région extracôtière de Terre-Neuve. Pour entreprendre des projets de mise en valeur des ressources pétrolières ou gazières, il faut obtenir l'approbation de l'Office. La demande d'approbation doit être accompagnée d'un plan des retombées économiques et d'un plan de mise en valeur.

Le plan des retombées économiques décrit comment le promoteur a l'intention de respecter les dispositions statutaires sur les avantages industriels et les prestations d'emploi s'appliquant aux entreprises canadiennes et aux Canadiens, en particulier aux résidents de Terre-Neuve. Le plan de mise en valeur décrit en détail le projet. Le plan des retombées économiques doit être approuvé pour que le plan de mise en valeur le soit. Les Lois exigent en outre qu'un promoteur qui a l'intention de modifier les plans approuvés obtienne l'approbation de l'Office. Ce dernier peut accorder une approbation conditionnelle s'il le juge approprié.

Les Lois exigent en outre qu'une personne qui souhaite exercer des activités liées à la recherche, notamment par forage, à la production, à la rationalisation de l'exploitation, à la transformation et au transport d'hydrocarbures dans la zone extracôtière doit obtenir une autorisation écrite préalable de l'Office.

2.3   Historique du projet Hibernia

2.3.1   Découverte et délivrance de permis

On a découvert le champ Hibernia en 1979 par le forage du puits Chevron et al. Hibernia P-15. Entre 1979 et 1984, Mobil, exploitant du groupe, a foré neuf puits supplémentaires pour délimiter le champ. Le puits de découverte a été officiellement déclaré découverte importante en octobre 1985. L'Office a déclaré le champ Hibernia comme étant une découverte exploitable en janvier 1990, et il a délivré un permis de production de 25 ans, le 21 mars 1990.

Avant septembre 1988, Columbia Gas Development of Canada Ltd. détenait une part de 5,4674 % dans le champ, part qu'elle a par la suite vendu à Chevron. En février 1992, Ressources Gulf Canada a annoncé son intention de se retirer du projet Hibernia. En mars 1993, la part de 25 % qui appartenait à Gulf a été acquise par la Société de gestion Canada Hibernia (8,5 %), Murphy Oil (6,5 %), Mobil (5 %) et Chevron (5 %). En décembre 1996, Norsk Hydro a acquis de Petro-Canada une part de 5 % dans le champ Hibernia.

Les participants actuels sont les suivants :

• Mobil Oil Canada Limited 28,125 %
• Chevron Canada Resources Limited 21,875 %
• Petro-Canada 20,00 %
• Société de gestion Canada Hibernia 8,5 %
• Murphy Atlantic Offshore Oil Company Limited 6,5%
• Chevron Hibernia Holding Company Corporation 5%
• Mobil Canada Hibernia Company Ltd. 5%
• Norsk Hydro Canada Inc. 5%

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

Le 15 septembre 1985, Mobil, au nom de ses associés dans le projet Hibernia, a déposé son plan des retombées économiques et son plan de mise en valeur du champ Hibernia aux gouvernements fédéral et provincial. Ces plans ont été soumis à l'examen de l'Office qui a rendu sa décision en décembre 1985. L'Office a accordé une approbation conditionnelle aux plans du promoteur dans sa décision 86.01.

Peu de temps après la demande d'approbation du plan de mise en valeur du champ Hibernia en 1985, les prix mondiaux du pétrole ont dégringolé par rapport à ce qu'ils étaient au début des années 1980. Cette chute des prix a incité les associés du projet Hibernia à réexaminer la situation économique de la mise en valeur. De longues négociations se sont alors amorcées entre les associés et les deux gouvernements sur les aspects fiscaux et financiers du projet. Les négociations ont abouti à la signature, le 18 juillet 1988, d'un énoncé de principe par les associés et les gouvernements fédéral et provincial. Ce document contenait un accord de principe sur les conditions fiscales et financières s'appliquant au projet Hibernia et spécifiait certains engagements que devaient prendre les associés du projet Hibernia pour la construction de superstructures et l'exécution de travaux de conception. À la fin de 1988, les participants du projet ont créé la Société d'exploitation et de développement d'Hibernia Ltée (SEDH) pour construire et exploiter les installations. Les clauses de l'énoncé de principe ont été incluses dans un accord liant les parties, signé en septembre 1990. La conclusion de cet accord permettait de réaliser le projet.

2.3.3   Le projet depuis 1990

Le 30 mars 1990, la SEDH, au nom des participants du projet Hibernia, a soumis à l'approbation de l'Office un document intitulé Hibernia Development Plan Update (la mise à jour). Cette mise à jour comportait des propositions de modification au concept original des superstructures, un changement à l'emplacement de la plate-forme gravitaire et d'autres nouvelles données sur la mise en valeur globale du champ. L'Office et les ministres ont approuvé conditionnellement la mise à jour en août 1990. L'approbation de l'Office est contenue dans la décision 90.01.

Après l'approbation de la mise à jour de 1990, la SEDH a réalisé un deuxième levé sismique 3-D sur le champ Hibernia et une étude approfondie de la géologie, des propriétés géophysiques et des caractéristiques de la roche réservoir qui ont fourni les données de base pour la modification du plan de mise en valeur. Le 10 juillet 1996, la SEDH a présenté à l'Office une demande de modification du plan de mise en valeur du champ Hibernia dans laquelle étaient inclus les changements proposés aux plans initiaux d'épuisement pour les réservoirs Hibernia et Avalon. Les changements proposés s'appliquaient aux éléments suivants :

  • la date de mise en valeur du réservoir Avalon;
  • la production de mise en valeur intégrée des réservoirs Hibernia et Avalon;
  • la révision des programmes d'injection d'eau et de gaz dans le réservoir Hibernia;
  • la hausse des taux de production à chacun des puits;
  • une production mélangée à partir de deux zones dans les gisements B du réservoir Hibernia;
  • une révision des estimations des réserves, des taux de récupération et de la production;
  • une révision de la conception aux fins de la construction et de la complétion des puits.

C'est en mars 1997 que l'Office et les ministres ont accordé une approbation conditionnelle des changements du plan de mise en valeur. L'approbation de l'Office est consignée dans la décision 97.01.

Les principaux travaux de construction au site Bull Arm ont pris fin en novembre 1996. Les superstructures et la plate-forme gravitaire ont été assemblées en mars 1997 et remorquées jusqu'au champ en juin 1997. Les participants au projet ont construit deux navires-citernes renforcés pour résister à la glace dans le but de transporter le pétrole à partir du champ. Le premier puits d'exploitation a été foré en juillet 1997 et la production de pétrole a débuté le 17 novembre 1997.

3.0   La présente demande

3.1   Contexte

Dans leur plan de mise en valeur du champ Hibernia présenté en 1985, les promoteurs prévoyaient un niveau de production plateau équivalent à un taux quotidien moyen basé sur une année de 17 500 m3/j (110 000 b/j). Les prévisions de production étaient fondées sur des réserves probables de 83 106m3 (520 millions de barils) dans le réservoir Hibernia et les réservoirs Ben Nevis et Avalon, le schéma d'épuisement présenté dans le plan et la capacité nominale de production proposée de 23 848 m3/j (150 000 b/j). En élaborant ces prévisions, le promoteur a tenu compte d'une période de temps mort et a supposé que chaque puits de production serait exploité à un taux moyen annuel de 1 590 m3/j (10 000 b/j) en fonctionnant à 90 pour cent de sa capacité globale. De plus, étant donné l'incertitude liée à la performance des réservoirs et étant donné que les couches du réservoir de qualité moins favorable seraient forées après que la production aurait atteint son niveau maximal, on a estimé que l'efficacité du puits se situerait à 81 pour cent après la période de hausse de la production.

En juillet 1996, la SEDH, au nom des associés du projet Hibernia, a présenté à l'Office une demande de modification du plan de mise en valeur du champ Hibernia, qui incluait entre autres, une nouvelle prévision de production. La prévision de production révisée indiquait un niveau de production plateau équivalent à un taux quotidien moyen de 21 450 m3/j (135 000 b/j) basée sur une année. Cette prévision était basée sur une capacité de production quotidienne maximale de 23 848 m3/j (150 000 b/j) et un rendement global (production, chargement et expédition) d'environ 91 pour cent. La SEDH a également proposé d'exploiter les premiers puits d'exploitation d'Hibernia à un taux pouvant atteindre 6 400 m3/j dans les blocs faillés où de l'eau serait injectée pour maintenir la pression, et à 3 400 m3/j dans les blocs faillés où du gaz serait injecté.

En mars 1997, l'Office a accordé une approbation conditionnelle à la demande de modification (décision 97.01). Parmi les conditions énoncées par l'Office, mentionnons une restriction du taux de production de pétrole par les puits forés dans le bloc faillé G. On a limité le taux de production maximale de ces puits à 1 190 m3/j tant qu'il ne serait pas possible de faire la preuve au délégué à l'exploitation de l'Office qu'un taux de production plus élevé ne nuirait pas à la récupération du pétrole. De plus, l'Office a exigé du promoteur qu'il surveille de près la performance des puits exploités à un taux de production élevé par un suivi de la production et par des sondages tubés.

3.2  Administration des taux de production

L'autorisation des taux de production de pétrole et de gaz constitue un aspect important des responsabilités de l'Office en vertu des Lois. Les taux proposés par les exploitants sont évalués par l'Office qui s'assure qu'ils demeurent en deçà des limites de sécurité des installations et qu'ils ne nuiront pas à la récupération de pétrole et de gaz. De plus, l'Office surveille la production provenant des champs et des réservoirs pour veiller à ce que les taux soient conformes au taux de production annuels approuvés et que l'on applique de saines pratiques d'exploitation. De l'avis de l'Office, il est important pour tous les intervenants de bien saisir comment certains taux sont définis et administrés.

L'Office administre les taux suivants :

Capacité maximale de sécurité :

La capacité maximale de sécurité est le taux maximal de production de pétrole ou de gaz à laquelle une plate-forme peut être exploitée. Pour la déterminer, on tient compte des limites de sécurité des systèmes de surpression, de mise hors feu et de brûlage à la torche, des limites de vibration et de bruit des conduits et des équipements, des paramètres de cavitation, de corrosion et d'érosion et de la nécessité de prévoir une marge de sécurité au-dessus du taux de production quotidien maximal autorisé pour l'installation afin de pallier les perturbations opérationnelles. La capacité maximale de sécurité s'exprime en mètres cubes par jour et elle est établie par le délégué à la sécurité de l'Office. Ce taux ne peut pas être dépassé.
Taux de production quotidien maximal de l'installation :

Le taux de production quotidien maximal d'une installation est le taux de production de pétrole ou de gaz qui permet de stabiliser la production en allouant une capacité de réserve suffisante pour faire face aux perturbations opérationnelles sans dépasser la capacité maximale de sécurité de la plate-forme. En général, il s'agit du taux de production nominal de l'installation de traitement; il peut être révisé après la mise en production en se basant sur les données opérationnelles. Les écarts mineurs au-dessus de ce taux durant les activités de production ne seraient admissibles que pendant de courtes périodes.

L'approbation du taux de production quotidien maximal de l'installation relève des délégués à la sécurité et à l'exploitation de l'Office. Avant de donner leur approbation, ils s'assurent que les questions de gestion en matière de sécurité et des ressources ont été prises en compte. L'Office surveille les activités de production sur une base quotidienne pour s'assurer que la production se maintient au taux approuvé. Ce taux s'exprime en mètres cubes par jour.
Taux de production annuel de pétrole :

Le taux de production annuel de pétrole est le taux maximal autorisé de soutirage de pétrole ou de gaz par année dans un réservoir ou un champ. Il doit être approuvé par l'Office dans le cadre du plan de mise en valeur. Ce taux est défini par le niveau plateau des prévisions de production et il est basé sur la stratégie d'épuisement adoptée pour le champ en question. Ce taux s'exprime habituellement comme un taux de production quotidien moyen basé sur une année, soit en mètres cubes par jour. L'Office doit approuver ce taux en s'assurant au préalable qu'il ne nuira pas à la récupération de pétrole ou de gaz. Toute augmentation de ce taux exige une modification du plan de mise en valeur, modification qui doit être approuvée par les deux ministres. Après une certaine période de production, l'épuisement des réservoirs fera baisser ce taux. L'Office réduira alors le taux pour des raisons de sécurité ou pour prévenir les pertes.
Taux de production des puits :

L'Office exige des exploitants qu'ils évaluent les effets du taux de production des puits de développement sur la récupération et qu'ils lui remettent les résultats pour qu'il les examine. L'Office peut limiter le taux de production des puits afin de prévenir les pertes. Ces limites sont analysées et parfois modifiées au fur et à mesure de l'acquisition des données sur la production. Le délégué à l'exploitation de l'Office approuve les taux limites de production des puits.

3.3   La demande

Le 10 juin 1999, le promoteur a demandé à l'Office d'approuver une modification de la stratégie de gestion du réservoir Hibernia afin d'augmenter le taux de production quotidien moyen de pétrole (c.-à-d. le taux de production annuel de pétrole). Selon le promoteur, l'examen complet des systèmes de la plate-forme Hibernia indique que le taux quotidien maximal est de 31 800 m3/j (200 000 b/j) et que l'efficacité opérationnelle globale du système prévue fluctue entre 90 et 95 pour cent. Le promoteur prévoit, par conséquent, qu'il est possible d'atteindre un taux de production quotidien moyen variant entre 28 600 et 30 200 m3/j (180 000 et 190 000 b/j). Le promoteur a également indiqué que l'augmentation de la production annuelle de pétrole qui en résulterait ne nuirait pas à la récupération. Il a présenté les rapports suivants pour appuyer sa demande : Technical Support for Hibernia Field Rate Increase, Hibernia Plant Capacity and Expansion Study Offshore Test Program Definition Volumes 1 and 2 et Hibernia Management and Development Company: 1998 Annual Production Report.

Par la suite, le 24 janvier 2000, le promoteur a demandé à l'Office d'approuver une augmentation immédiate du taux de production quotidien moyen de pétrole de 21 450 m3/j (135 000 barils/jour) à 27 000 m3/j (170 000 barils/jour) et de le faire passer à 28 600 m3/j (180 000 barils/jour) lorsque les modifications mineures apportées aux équipements auront été testées avec succès en mars 2000.

En fait, le promoteur demande à l'Office d'approuver une augmentation du taux de production annuel de pétrole en deux étapes, de 7,8 millions de mètres cubes (49,2 millions de barils) à 10,4 millions de mètres cubes (65,6 millions de barils).

La partie V du Règlement sur la production de l'exploitation et la rationalisation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve porte sur les taux de production. L'article 34 stipule ce qui suit :

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

Le taux applicable précisé dans le plan de mise en valeur approuvé du champ Hibernia est le taux de production annuel de pétrole. Ce taux détermine le taux de production quotidien moyen pour toute année civile indiquée dans les prévisions de production. Il est basé sur le schéma d'épuisement approuvé pour le gisement ou le champ.

L'Office a étudié la demande du promoteur pour déterminer si l'augmentation proposée de la production toucherait aux prévisions sur les incidences environnementales contenues dans l'énoncé des incidences environnementales du projet Hibernia présenté par le promoteur en 1985 ou si elle modifierait toute condition exigée par l'Office dans sa décision 86.01. Étant donné que la demande ne vise qu'à modifier le taux de production quotidien moyen de pétrole approuvé dans la décision 97.01 et qu'elle n'entraîne aucune modification majeure aux installations, l'Office a établi que la demande ne modifie pas le plan des retombées économiques approuvé ni ne soulèvera de nouveaux problèmes environnementaux. L'Office note que l'augmentation du taux de production n'a pas pour effet d'accroître le volume de gaz brûlé à la torche. Il conclut donc qu'il n'est pas nécessaire d'entreprendre une évaluation des incidences environnementales ou un autre examen public.

Dans sa demande datée du 24 janvier 2000, le promoteur a également demandé d'être autorisé à accroître la capacité de sécurité maximale de la plate-forme en deux étapes jusqu'à un taux de 31 800 m3/j (200 000 barils/jour). Même si, de l'avis de l'Office, cette question ne relève pas du plan de mise en valeur, il indique dans le présent rapport que cette demande a fait l'objet d'une approbation conditionnelle le 16 février 2000.

3.4  Étude de la demande par l'Office

Pour appuyer sa demande d'augmentation du taux de production quotidien moyen, le promoteur a mis à jour ses données géologiques et géophysiques et son modèle de simulation du réservoir Hibernia pour y ajouter les données de forage et de production acquises aux puits 1 à 11 forés dans Hibernia B-16. La figure 2 montre l'emplacement de ces puits. Comme aucune nouvelle donnée n'a été acquise dans le réservoir Ben Nevis/Avalon, le modèle de simulation de ce réservoir est le même que celui qui avait été présenté dans le plan de mise en oeuvre modifié de 1996. Selon le promoteur, la qualité du réservoir Hibernia est plus élevée que ce qui avait été prévu dans le Plan modifié de 1996. Il sera donc possible d'établir des taux de production de pétrole plus élevés que ceux prévus.

Le promoteur a en outre indiqué que ses études de simulation du réservoir permettent de comparer la récupération cumulative de pétrole par gisement et par bloc faillé à des taux de production moyens maximaux de 21 600 m3/j (135 000 b/j), 28 600 m3/j (180 000 b/j) et 31 800 m3/j (200 000 b/j) et que les résultats des études révèlent que l'augmentation du taux ne nuira pas à la récupération cumulative de pétrole du champ.

Dans sa demande, le promoteur inclut une révision de ses estimations de pétrole initial en place et de gaz initial en place dans le chapeau de gaz du réservoir Hibernia basées sur un nouveau modèle de réservoir. Ce modèle incorpore les propriétés structurales et les caractéristiques du réservoir établies à partir des données de forage et d'exploitation des puits 1 à 11 dans B-16. Le tableau 1 permet de comparer les estimations de pétrole en place dans le réservoir Hibernia du plan de mise en valeur de 1996 avec celles de la demande. Le tableau 2 permet la même comparaison des estimations de gaz en place.

Le promoteur estime que le pétrole initial en place a diminué d'environ 6,5 pour cent et que le gaz initial en place dans le chapeau de gaz a augmenté d'environ 70 pour cent comparativement aux estimations fournies dans le plan de mise en valeur modifié de 1996. L'augmentation de l'estimation de gaz en place dans le chapeau de gaz est surtout attribuée aux gisements A4/B4 où le puits 2 de B-16 a permis de confirmer la présence d'un chapeau de gaz dans le bloc faillé Q (figures 2 et 3). Comme il en sera question plus loin et comme le montre le tableau 6, la réduction de pétrole initial en place dans les estimations du promoteur est plus que contrebalancée par l'augmentation de la récupération de pétrole due à une qualité du réservoir plus élevée que prévu au départ.

 

 

Figure 2: Blocs faillés dans le gisement B du réservoir Hibernia

Le promoteur mentionne que les données provenant des puits d'exploitation indiquent que la qualité du réservoir est meilleure que ce qu'avaient révélé les premiers puits d'évaluation. Le modèle du réservoir a été modifié pour inclure les nouvelles données. Le tableau 3 permet de comparer les propriétés moyennes du réservoir contenues dans le plan de mise en valeur modifié de 1996 avec celles utilisées du modèle actuel.

 

 

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

Gisements Plan de mise en valeur modifié 2000 Plan de mise en valeur modifié 1996

Gisement A Gisement B Total Gisement A Gisement B Total
A1/B1 4,1 7,3 11,4 5,2 18,5 23,7
A2/B2 5,4 39,5 44,9 6,1 37,6 43,7
A3/B3 1,8 12,7 14,5 1,2 9,9 11,1
A4/B4 3,1 43,3 46,4 5,5 50,1 55,6
A5/B5 5,9 72,5 78,4 4,3 70,6 74,9
A6/B6 0,9 10,0 10,9 0,7 11,1 11,8
Total 21,2 185,3 206,5 23 197,8 220,8

 

 

Gisements Plan de mise en valeur modifié 2000 Plan de mise en valeur modifié 1996

Gisement A Gisement B Total Gisement A Gisement B Total
A1/B1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
A2/B2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
A3/B3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
A4/B4 1,10 6,20 7,30 0,00 0,00 0,00
A5/B5 1,33 2,63 3,96 0,99 5,47 6,46
A6/B6 0,54 5,28 5,82 0,15 3,45 3,60
Total 2,97 14,11 17,08 1,14 8,92 10,06

 

 

Figure 3: Gisements du champ Hibernia et dans la Formation d'Hibernia

 

 

Tableau 3 :Propriétés moyennes du réservoir – Plan de mise en valeur de 1996 et modèle actuel du réservoir

Propriété Modèle actuel Modèle de 1996
Perméabilité 427 md 245 md
Porosité 12,5% 11,1%
Saturation en eau 10,0% 13,0%

 

 

Dans son rapport de production annuel de 1998, le promoteur a présenté des données approfondies sur la production à partir du champ Hibernia et du rendement de chacun des blocs faillés exploités. Selon le promoteur, les données de rendement des puits révèlent que le réservoir a la capacité de produire à un débit plus élevé que celui estimé à l'origine. De plus, le débit de l'injection d'eau dans les puits d'injection a été plus élevé que prévu, et les installations d'injection d'eau se sont avérées capables de soutenir des débits d'injection supérieurs à ceux prévus en 1996.

L'Office a étudié les informations fournies par le promoteur et en conclut que la qualité du réservoir est plus élevée que prévu à l'origine. Il est également d'accord avec les déclarations du promoteur sur la performance des puits de production et d'injection.

Le promoteur a élaboré un modèle de simulation détaillé des réservoirs Hibernia et Avalon qui lui permet d'étudier le comportement des réservoirs selon différents scénarios de production. Le modèle a été étalonné en fonction des données de production recueillies dans les blocs faillés R, Q et W du Hibernia. Aucune donnée de production n'est encore disponible pour étalonner le modèle du réservoir Avalon. Le modèle a servi à étudier les effets de la production selon trois taux maximaux, soit 21 600, 28 600 et 31 800 m3/j (135 860, 180 000 et 200 000 b/j). Le tableau 4 est un résumé de la récupération de pétrole prévue par ces études sur une période de 25 ans. La figure 4 montre les emplacements des puits qui ont servi à ces études dans le réservoir Ben Nevis/Avalon.

Selon les études de simulation du promoteur, l'augmentation du taux de production ne nuira pas à la récupération du pétrole. En fait, les résultats de l'étude montrent une petite augmentation de la récupération si on accroît le taux de production. La cause de cette augmentation apparente est simple. Comme on peut s'attendre que le même volume de pétrole sera récupéré ultimement à tous les taux de production maximaux, augmenter le taux maximal se traduit par une récupération accrue. Dans le cas présent, les différences enregistrées dans les volumes totaux récupérés sont relativement faibles étant donné que la période à l'étude est suffisamment longue pour récupérer pratiquement tout le pétrole qui peut l'être.

 

 

Tableau 4 :Simulation des réservoirs dans le champ Hibernia – Récupération cumulative de pétrole aux taux de production de 21 600, 28 600 et 31 800 m3/j après 25 ans de production

 

 

Réservoir Pétrole initial en place (106m3) Récupération de pétrole (106m3)


21 600 m3/j 28 600 m3/j 31 800 m3/j
Hibernia 227,1 101,7 102,1 102,3
Avalon 183,9 22,4 22,9 22,9
Total 411,0 124,1 125,0 125,2

 

 

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

 

 

Dans le tableau 5, on compare le rendement prévu de la récupération de pétrole dans chaque bloc faillé et région dans les réservoirs Hibernia et Avalon après 25 ans de production et ce, pour chacun des taux de production maximaux étudiés. La figure 5 illustre le profil de production dans chaque cas.

Tableau 5 : Réservoir Hibernia – Rendement de la récupération de pétrole après 25 ans

Gisement/réservoir Bloc faillé/région Rendement de la récupération de pétrole (%)
Taux de production (m3/j)


21 600 28 600 31 800
Hibernia B1 O 34 34 37
Hibernia B2 W 42 42 42

X 49 49 49

Y 55 54 55

Z 40 41 41

BB 58 58 58

CC 50 51 51

EE 0 0 0
Hibernia B3 V 54 53 54
Hibernia B4 P 0 0 0

Q 53 53 54

R 49 49 49
Hibernia B5 B 38 42 42

C 37 37 37

G 42 41 41

H 42 42 42

I 50 50 49

J 35 36 36

K 56 55 56
Hibernia B6 A 52 51 52
Sous-total
45 45 45





Avalon AV-B 7 7 7

AV-CN 10 10 10

AV-EQ 19 19 19

AV-FGI 10 10 10
Sous-total
12 12 12





Total
30 30 30

 

 

Figure 5: : Taux de production prévus par le promoteur

 

 

Le tableau 6 permet de comparer le taux de récupération prévu après 25 ans de production (présentée dans le plan de mise en valeur modifié de 1996 et basé sur un taux de production quotidien moyen maximal de 21 450 m3/j (135 000 b/j)), avec celui prévu dans la demande, soit un taux de production quotidien moyen maximal proposé de 28 600 m3/j (180 000 b/j). La simulation n'indique qu'une faible différence de récupération entre les valeurs de base présentées dans le plan de mise en valeur modifié de 1996 et le taux proposé.

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

 

 

Tableau 6 : Taux de récupération simulé de pétrole après 25 ans de production – Demande de 1999 vs plan modifié de 1996

Réservoir Demande de 1999
[28 600 m3/j (180,000 b/j)]		 Plan modifié de 1996
[21 450 m3/j (135,000 b/j)]

Pétrole initial en place d'après simulation(106m3) Production cumulative de pétrole(106m3) Récupération
(%) 		Pétrole initial en place d'après simulation (106m3) Production cumulative de pétrole(106m3) Récupération
(%)
Hibernia 227,07 102,1 45 219,9 89,8 40,8
Avalon 183,87 22,9 12,5 191,0 20,9 10,9
Total 410,94 125 30,4 410,9 110,7 26,9

 

 

Figure 6: Prévision de la production proposée à partir du champ Hibernia

 

 

L'Office a étudié les études de simulation du réservoir présentées par le promoteur ainsi que les informations appuyant l'augmentation proposée du taux de production. Il considère que l'étude de simulation était suffisamment exhaustive et qu'elle incluait les données pertinentes recueillies pendant les activités de forage et de production. On a utilisé les données sur la pression enregistrée à partir d'indicateurs de pression disposés sur des câbles ou en permanence dans le fond de trous et les données des registres de production pour corréler la performance du réservoir Hibernia aux résultats du modèle. Même s'il y avait une correspondance raisonnable entre les données de production provenant des blocs faillés W, Q et R, l'Office a observé que les données de production étaient insuffisantes pour permettre une corrélation historique étant donné qu'aucun des puits de production n'avait produit de l'eau ou affiché une augmentation importante du rapport de production gaz/pétrole par suite d'injection d'eau et de gaz.

L'Office adhère aux conclusions du promoteur selon lesquelles une hausse des taux de production ne nuit pas à la récupération du pétrole. Cependant, étant donné que les données sur la production pour étalonner le modèle sont très limitées et étant donné que les fluides se déplaceront à travers les réservoirs plus rapidement si le taux de production augmentait, l'Office estime qu'il est nécessaire d'accroître la fréquence des diagraphies pour surveiller la circulation des fluides et recueillir les données nécessaires pour mettre à jour le modèle de simulation du réservoir.

L'Office a également observé que le système actuel de mesure et de répartition de la production introduit un facteur d'incertitude dans le modèle de simulation du réservoir. Pour une gestion appropriée du réservoir, il est essentiel d'estimer les volumes de fluides produits à partir d'un réservoir et injectés dans celui-ci aussi exactement que possible lorsqu'aucune mesure directe n'est disponible. Le promoteur a accompli des progrès significatifs pour résoudre les problèmes soulevés par les systèmes de mesure. On a modifié la configuration des deux séparateurs d'essai pour qu'ils servent dans les puits à débit élevé, on a installé de nouveaux appareils de mesure sur les puits d'injection d'eau et on projette d'apporter des améliorations pendant une interruption des opérations en mars 2000. Ces modifications, lorsqu'elles auront été apportées, devraient atténuer les préoccupations de l'Office.

L'Office a observé que les études de simulation du promoteur prévoient l'épuisement de la majorité des blocs faillés du gisement B dans le réservoir Hibernia et dans une couche du réservoir Ben Nevis/Avalon. Les études de simulation du réservoir n'ont pas tenu compte de l'épuisement du pétrole et du gaz naturel dans les couches suivantes :

  • les gisements B du réservoir Hibernia dans les blocs faillés D, F, L, M, N, S, AA, DD, EE et FF qui contiendraient environ 20 106 m3 (128 millions de barils) de pétrole initial en place;
  • les gisements A du réservoir Hibernia qui contiendraient environ 21 106 m3 (132 millions de barils) de pétrole initial en place et dont la mise en valeur n'a pas encore été approuvée;
  • les zones éloignées du réservoir Ben Nevis/Avalon;
  • le réservoir Catalina et plusieurs plus petits réservoirs;
  • les liquides de gaz naturel associés au chapeau de gaz et à l'injection de gaz en solution.

L'Office note que certaines ressources en hydrocarbures susmentionnées devraient être exploitées dans l'avenir pour maintenir le taux de production plateau proposé de 28 600 m3/j (180 000 barils/jour). L'Office estime donc que les prévisions de production de pétrole du promoteur sont prudentes.

Lorsque le promoteur a présenté sa demande, le programme d'essai pour confirmer la capacité de production de la plate-forme Hibernia et identifier les « goulots d'étranglement » (c.-à-d. les modifications aux installations nécessaires pour atteindre le taux de production proposé) n'était pas terminé. De plus, les installations de compression des gaz n'avaient pas fonctionné de façon soutenue et la plate-forme n'avait pas produit à sa pleine capacité nominale pendant une période significative.

L'Office a, par conséquent, demandé au promoteur de lui présenter les résultats de son programme d'essai, avant de prendre une décision pour approuver ou non l'augmentation proposée du taux de production. Il a également demandé au promoteur de lui démontrer que les deux systèmes de compression des gaz de la plate-forme Hibernia pouvaient fonctionner en permanence et que la plate-forme pouvait être exploitée de façon continue à la capacité nominale actuelle approuvée de 24 000 m3/j (150 000 barils/jour). L'Office a également discuté avec le promoteur de ses activités de diagraphie liées à la production ainsi que des systèmes de mesure mentionnés ci-dessus.

Le promoteur a réalisé des essais à un taux de production plus élevé pour confirmer la capacité de la plate-forme Hibernia et déterminer les modifications à apporter aux installations pour atteindre le taux de production proposé en décembre 1999. L'Office a reçu les résultats du programme d'essai en janvier 2000. En outre, depuis le 4 novembre 1999, la plate-forme Hibernia a produit à sa capacité nominale et les deux systèmes de compression des gaz ont fonctionné de façon continue.

L'Office fait remarquer qu'il y a actuellement sept puits de production en service sur la plate-forme Hibernia. Dans le plan de mise en valeur modifié de 1996, il y en avait quinze. Pour produire un taux plus élevé, il faudra accroître la production à chacun de ces puits. L'Office estime que même si ces puits sont très productifs et qu'ils pourraient produire davantage, la perte d'un puits à cause d'une percée d'eau ou d'une rupture mécanique pourrait empêcher le promoteur d'atteindre les taux de production proposés à court terme. À mesure que de nouveaux puits entreraient en production, le taux moyen à chaque puits diminuera et le promoteur disposera d'une capacité de production suffisante et de la souplesse opérationnelle nécessaire pour soutenir un taux de production plus élevé.

À court terme, l'Office est d'avis que les diagraphies de production pour évaluer la performance des puits de production et d'injection devraient être plus fréquentes, ce dont il discute actuellement avec le promoteur.

4.0   Conclusion

4.1   Modification du plan de mise en valeur du champ Hibernia Décision 2000.01

L'Office approuve la demande du promoteur d'augmenter le taux de production quotidien moyen de pétrole jusqu'à 28 600 m3/j (180 000 b/j), suivant les deux étapes proposées par le promoteur, conformément à la condition 2000.01.01 ci-dessous et aux conditions contenues dans les rapports de décision 86.01, 90.01 et 97.01, les conditions non remplies dans les sections 4.2, 4.3 et 4.4 ci-dessous.

Conformément à cette approbation, la production maximale de pétrole permise pour l'année financière 2000 sera établie en utilisant les taux quotidiens moyens suivants :

  1. 21 450 m3/j (135 000 barils/jour) du 1er janvier 2000 au jour précédant celui où entrera en vigueur l'approbation de l'Office d'augmenter le taux de production annuel de pétrole, conformément à l'article 32 des Lois;
  2. 28 600 m3/j (180 000 barils/jour) à partir de la date où entrera en vigueur l'approbation de l'Office d'augmenter le taux conformément à l'article 32 des Lois.

Pour chaque année civile qui suivra, le taux maximal sera le taux approuvé en b) ci-dessus.

Condition 2000.01.1

Il s'agit d'une condition dont dépend l'approbation de l'Office :

Cette approbation peut être suspendue ou révoquée si le délégué à l'exploitation de l'Office établit que les activités du promoteur s'éloignent significativement de celles prévues dans la demande ou si le rendement du réservoir diffère significativement de celui qui est prévu dans le document intitulé Technical Support for Hibernia Field Rate Increase.

 

 

ANNEXE A
CONDITIONS NON REMPLIES DES DÉCISIONS 97.01, 90.01 ET 86.01

A1
Modification du plan de mise en valeur du champ Hibernia
Décision 97.01

L'Office a examiné les cinq conditions exigées pour son approbation en 1997 de la modification du plan de mise en valeur du champ Hibernia. Ces conditions, dont certaines exigent une réponse continue et dont certaines autres sont liées à des activités qui n'ont pas encore été exécutées, n'ont pas encore été remplies.

Condition 97.01.1

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

  1. Avant d'amorcer la mise en valeur des gisements A du champ 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 qui 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 schémas d'épuisement de 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 STm3/j 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 dans la roche réservoir des blocs faillés contenant un chapeau de gaz doit être maintenue à au moins 1 000 kPa au-dessus de la pression de rosée. Dans les autres blocs faillés, la pression du réservoir sera 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 à 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 liquide de gaz naturel.

Condition 97.01.4

Pour que la modification soit approuvée, le promoteur doit présenter, avant la fin de 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.

État :
Condition no 4 : non remplie.

Le promoteur a présenté un rapport et l'Office a demandé d'autres renseignements pour remplir la condition.

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.

A2
Mise à jour du plan de mise en valeur du champ Hibernia
Décision 90.01

Les quatre conditions exigées par l'Office pour approuver la mise à jour du plan de mise en valeur du champ Hibernia en 1990 ont toutes été remplies.


A3
Plan des retombées économiques du champ Hibernia
État de la décision 86.01

L'Office avait fixé cinq conditions pour l'approbation en 1986 du plan des retombées économiques du champ Hibernia. Les conditions suivantes n'ont pas été remplies :

Condition no 4

À mesure que progressera l'exploitation, le promoteur fournira à l'Office les listes complètes de tous les contrats et commandes d'achat importants prévus. L'Office, en consultation avec le promoteur, déterminera ceux qui, parmi les contrats et commandes d'achat importants, feront l'objet d'un examen par l'Office.

État :
condition à remplir

Le promoteur fournit des informations à l'Office conformément aux lignes directrices sur l'approvisionnement de l'Office du projet de mise en valeur du champ Hibernia.

Condition no 5

Le promoteur donne un préavis et des renseignements sur les principaux contrats et commandes pour que l'Office puisse réaliser son examen. La période d'examen nécessaire sera déterminée par l'Office en consultation avec le promoteur.

État :
condition à remplir

Le promoteur fournit des informations à l'Office, conformément aux lignes directrices de l'Office en matière d'approvisionnement du projet de mise en valeur du champ Hibernia.

A4
Plan de mise en valeur du champ Hibernia
État de la décision 86.01

L'Office exigeait dix-sept conditions pour l'approbation du plan de mise en valeur du champ Hibernia en 1986. Les conditions suivantes n'ont pas été remplies :

Condition no 1

  1. Le promoteur, au tout début du programme d'exploitation, forera un puits dans le chapeau 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 :
Le promoteur a entrepris le forage d'un puits dans la zone du chapeau de gaz B-08 au début de l'exploitation et a terminé l'étude de faisabilité de l'injection de fluides miscibles.

Condition 1(i) : remplie.
Condition 1(ii) : non remplie.

Condition no 2
  1. Avant toute mise en valeur du réservoir Avalon, le promoteur doit 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 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 façon à permettre une augmentation de la production à partir 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 prendra à cet égard avant la conception finale des superstructures.
État :

Condition 2(i) : remplie.

La modification du plan de mise en valeur du champ Hibernia de 1996 constitue un plan révisé pour l'exploitation du réservoir Avalon.

Condition 2(ii) : non remplie.

Condition 2(iii) : remplie.

En août 1991, l'Office a accepté les plans du promoteur puisqu'ils 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 un niveau acceptable pour l'Office.
  2. Dans le cas improbable où les conditions du réservoir empêchent une réinjection de gaz, le promoteur soumet à l'approbation de l'Office un plan pour l'aliénation des gaz.
  3. Le promoteur obtiendra l'approbation de l'Office pour brûler à la torche les petites quantités de gaz nécessaires pour les opérations courantes.
État :

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

En août 1996, l'Office a accordé une 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) : non remplie.

Le promoteur a informé l'Office qu'il a évalué la faisabilité d'une réinjection de gaz et que, d'après lui, la faisabilité est élevée. Un plan d'aliénation des gaz ne sera nécessaire que si une réinjection des gaz s'avère nuisible à la récupération de la ressource.

Condition no 5
  1. Le promoteur concevra les conduites d'exportation et les plates-formes de chargement pour qu'elles puissent être vidées des hydrocarbures qu'elles contiennent si ces installations risquent d'être endommagées.
  2. Le promoteur 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 :

Condition 5(i) : remplie.

Le promoteur a conçu ses installations pour que les conduites d'exportation puissent être vidées de leur contenu et il a, dans une demande présentée en mai 1997 à l'Office, décrit la méthode qu'il entendait utiliser pour évacuer le contenu des colonnes dans le système de chargement extracôtier. L'Office a approuvé la méthode proposée en mai 1997.

Condition 5(ii) : non remplie.

Aucune installation sous-marine n'a encore été proposée.

Condition no 9

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

État :

non remplie.

Condition no 15

Le promoteur présentera périodiquement à l'Office, durant l'exécution du projet, dans la forme prescrite, les estimations du coût en capital prévu de l'ensemble du projet et des composantes principales, à la demande de l'Office.

État :

Condition : à remplir.

À 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.

 

 

ANNEXE B
Glossaire

Aquifèrer Roche poreuse contenant de l'eau.
Office, l' Dans le présent rapport, Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers.
Pression de point de bulle Pression du réservoir au-dessous de laquelle le gaz dissous commence à produire des bulles dans le pétrole hôte aux températures dominantes.
Production mélangée Production 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.
Société d'accréditation Organisme autorisé par l'Office à effectuer des examens des concepts, des plans et des installations et à émettre des certificats de conformité.
Certificat de conformité Certificat délivré par la société d'accréditation stipulant qu'un concept, un plan ou une installation respecte les règlements ou les exigences pertinentes.
Complétion Activités nécessaires pour préparer un puits servant à la production de pétrole et de gaz ou l'injection d'un fluide.
Puits de délimitation Puits forés pour déterminer l'étendue d'un réservoir.
Puits d'exploitation Puits foré aux fins soit de production ou d'observation, soit d'injection ou de refoulement des fluides à partir d'un gisement.
Pression de rosée Pression d'un réservoir au-dessous de laquelle les liquides commencent à se condenser aux températures dominantes.
Injection de gaz enrichi Méthode de récupération secondaire pour l'injection de gaz qui est soit naturellement riche ou enrichi avec des hydrocarbures intermédiaires, comme le propane et le butane.
Faille Au sens géologique, rupture dans la continuité d'un type de roche.
Brûlage à la torche Méthode pour brûler les gaz non utilisés.
Chapeau de gaz Couche de gaz libre au-dessus de la couche pétrolifère d'un réservoir.
Réinjection de gaz Procédé par lequel on recycle du gaz en le réinjectant sous pression dans une formation productrice afin de maintenir la pression du réservoir.
Plate-forme gravitaire Plate-forme de forage en béton dont la stabilité est due uniquement à son propre poids sur le fond océanique et sur laquelle s'érigent les superstructures.
Injection Procédé par lequel on pompe du gaz ou de l'eau dans un réservoir pour accroître la production de pétrole.
Diagraphie Méthode de mesure de certains paramètres physiques des formations traversées par un sondage (données de puits, caractéristiques des boues, résistivité et radioactivité de la roche).
Déplacement miscible Procédé de récupération secondaire ou tertiaire du pétrole par l'injection de deux ou plusieurs fluides, l'un à la suite de l'autre (p. ex., gaz et eau) qui se mélangent au pétrole et améliorent sa récupération.
LGN Liquide de gaz naturel.
PIP Pétrole initial en place.
Pétrophysique Étude des caractéristiques physiques des roches réservoirs par l'utilisation de diagraphies.
Gisement Roche réservoir souterraine contenant du pétrole sous forme d'accumulation.
Eau extraite Eau associée aux réservoirs de pétrole et de gaz et qui est récupérée en même temps que le pétrole et le gaz.
Plate-forme de production Ouvrage extracôtier équipé pour produire et traiter le pétrole et le gaz.
Puits de production Puits foré et complété pour produire du pétrole brut ou du gaz naturel.
Réserve récupérable Volume d'hydrocarbures d'un réservoir dont l'extraction est rentable.
Réservoir Formation rocheuse perméable et poreuse dans laquelle se sont accumulés des hydrocarbures.
Pression du réservoir Pression des fluides dans un réservoir.
Grès Roche sédimentaire composée de grains détritiques de la taille du sable.
Sismique Qui se rapporte ou qui caractérise les vibrations de la Terre. Également, procédé permettant de délimiter les structures géologiques souterraines à partir de signaux sonores transmis à travers la roche.