Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable

Le Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable impliquait la production de gaz naturel et de condensat dans cinq champs extracôtiers situés à environ 225 kilomètres de la côte Est de la Nouvelle-Écosse, près de la Réserve de parc national de l'Île-de-Sable.

 

Faits intéressants

01

Le premier projet extracôtier de production de gaz naturel du Canada.

02

A commencé la production en décembre 1999.

03

A produit un total de 60 milliards de mètres cubes ou 2,1 billions de pieds cubes de gaz naturel dans cinq champs extracôtiers.

04

  La production permanente a cessé en décembre 2018.

État : Désaffecté et abandonné

Le site du Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable a été désaffecté et abandonné définitivement.

Histoire

Le Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable est exploité par ExxonMobil Canada Ltd., avec ses partenaires Shell Canada Limitée, Imperial Oil Resources Limited, Pengrowth Energy Corporation (acquise par Cona Resources en 2020) et Mosbacher Operating Ltd. La production dans le cadre de ce Projet, qui a débuté en décembre 1999, se faisait à partir de cinq champs pétroliers extracôtiers. Il s’agit des champs suivants : Thebaud, Venture, South Venture, North Triumph et Alma.

La demande de plan de mise en valeur du Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable estimait qu’il y avait 85 milliards de mètres cubes (3 billions de pieds cubes) de réserves de gaz récupérable et 11,9 millions de mètres cubes (75 millions de barils) de condensat qui pourraient être produits au cours du cycle de vie du projet, d’une durée estimative de 25 ans. Les installations de production ont été conçues pour un volume de production de 14,4 millions de mètres cubes par jour de gaz brut (505 millions de pieds cubes standard par jour), soit un rendement de 13 millions de mètres cubes par jour (460 millions de pieds cubes standard par jour) de gaz commercialisable.

Les champs

Les champs du Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable ont été mis en valeur selon deux groupes. Les champs du Groupe I sont Thebaud, Venture et North Triumph. La production a commencé au champ Thebaud le 31 décembre 1999, suivie par Venture et North Triumph en février 2000. Les champs du Groupe II sont Alma et South Venture. La production a commencé au champ Alma en novembre 2003, suivie par South Venture en décembre 2004. Au total, 21 puits de développement ont été forés dans les cinq champs.

Opérations

Les installations centrales ont été placées au champ Thebaud pour la production, la compression, les services publics et l’hébergement. Les plateformes satellites étaient situées aux champs Venture, North Triumph, Alma et South Venture. Il s’agissait de plateformes de tête de puits sans effectif. L’installation centrale de Thebaud était dotée de systèmes de surveillance et de contrôle à distance des autres plateformes. Chacune des plateformes sans effectif était équipée d’une héliplate-forme et d’hébergements d’urgence. Les hydrocarbures produits aux plateformes satellites étaient transportés par l’intermédiaire d’un système de conduites d’écoulement sous-marines jusqu’à la plateforme Thebaud pour être traités et exportés jusqu’à la côte.

Le gaz brut issu des cinq champs était séparé et déshydraté à la plateforme Thebaud. Le gaz séparé et les liquides et condensats d’hydrocarbures étaient ensuite reconstitués et transportés par un pipeline sous-marin jusqu’au port d’arrivée à terre dans la région de Country Harbour du comté de Guysborough (Nouvelle-Écosse) puis jusqu’à une usine de traitement du gaz à proximité de Goldboro (Nouvelle-Écosse). Le gaz y était alors conditionné en retirant les liquides du gaz naturel, les condensats et l’eau restante. Le gaz commercialisable était alors expédié jusqu’aux marchés de l’Est du Canada et du Nord-Est des États-Unis par un pipeline terrestre. Les liquides du gaz naturel et les condensats étaient transportés par un autre pipeline terrestre jusqu’à une usine de fractionnement à Point Tupper (Nouvelle-Écosse) pour une transformation ultérieure avant d’être vendus.

La production totale de gaz de chacun des cinq champs du Projet est présentée dans le tableau ci-dessous.

Nom du champ
Production totale  Milliards de m3
Production totale  Milliars de pi3
Thebaud
14,2
501
Venture
14
494
North Triumph
8,3
292
South Venture
8,9
315
Alma
14,6
516
Production totale
60
2 118

 

Désaffectation et fermeture

Fin 2017, ExxonMobil a commencé à boucher et à abandonner 21 puits de production du Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable, en commençant par les puits situés dans le champ Thebaud. Ce processus nécessitait l’utilisation de la Noble Regina Allen, une plateforme de forage autoélévatrice, pour installer une série de bouchons de ciment et mécaniques à l’intérieur des puits afin de les sceller de façon permanente, conformément aux réglementations en vigueur. Cette mesure visait à prévenir la migration des hydrocarbures à l’intérieur ou à l’extérieur des puits.

ExxonMobil a mis fin à toute la production des puits de production restants (South Venture et Alma) en décembre 2018. Tous les puits ont été bouchés et abandonnés en décembre 2019. Les activités de désaffectation et de retrait de toutes les plateformes extracôtières situées sur chacun des sites des cinq puits extracôtiers ont pleinement débuté en 2019. Les travaux de retrait des installations à l’aide du transporteur de colis lourds, le Heerema Marine Contractors Thialf, ont commencé en mai 2020 et toutes les installations étaient retirées et le site du projet était complètement abandonné et désaffecté en novembre 2020.

Un programme de surveillance postérieur à l’abandon a été mené pendant l’été/automne 2021 pour vérifier l’intégrité du programme de bouchage et d’abandon du puits, et confirmer qu’il n’y a rien dans les fonds marins qui pourrait représenter un risque pour d’autres sociétés utilisant les océans. Selon les résultats de ce programme, en 2022, ExxonMobil mènera des activités supplémentaires de surveillance du puits Alma 2 pour enquêter sur l’état du puits observé le 18 septembre 2021, date à laquelle la libération par intermittence d’un certain nombre de petites bulles de gaz méthane a été observée depuis l’emplacement de l’ancien puits. Trois campagnes de surveillance d’Alma 2, chacune d’une durée d’environ 5 jours, devraient avoir lieu en 2022.

Veuillez noter que certains renseignements liés à ce projet peuvent être archivés. Pour de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec nous à l’adresse info@cnsopb.ns.ca.

Renseignements sur le projet

Nous publions des rapports et des données sur les activités pétrolières et gazières. Consultez le statut d’un projet et les rapports liés à la production, la surveillance des effets sur l’environnement et les bénéfices pour l’industrie, s’ils sont disponibles, ci-dessous. Vous pouvez également consulter les demandes effectuées par les exploitants pour les écarts de projet, et les décisions prises par notre chef chargé de la sécurité ou délégué à l’exploitation afin d’assurer que les exigences réglementaires sont respectées.

Statut de la demande les exploitants travaillant dans la zone extracôtière Canada-Nouvelle-Écosse doivent présenter une demande, et une autorisation doit leur être accordée avant que ces travaux débutent. Consultez ici les statuts des demandes et des approbations.

* Une approbation de modification d’état d’un puits est nécessaire pour entrer à nouveau, reconditionner, configurer, reconfigurer, suspendre ou abandonner un puits ou une partie d’un puits. La demande de modification d’état d’un puits est examinée conjointement avec la demande de l’exploitant d’une autorisation d’exploitation - Forage, ou une autorisation d’exploitation - Production, le cas échéant.

* L’autorisation d’exploitation - Production donne l’approbation à un exploitant de mener toute activité dans la zone extracôtière Canada-Nouvelle-Écosse, en lien avec la production pétrolière et gazière. 

Activité

Candidat

Date d’envoi

Statut d’approbation

Autorisation d’exploitation - installer/supprimer

ExxonMobil Canada Ltd 10/02/20

Approuvé
(01/05/20)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Alma 1)

ExxonMobil Canada Ltd

03/10/19

Approuvé
(18/10/19)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Alma 2)

ExxonMobil Canada Ltd

03/10/19

Approuvé
(18/10/19)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Alma 3)

ExxonMobil Canada Ltd

19/09/19

Approuvé
(18/10/19)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Alma 4A)

ExxonMobil Canada Ltd

01/10/19

Approuvé
(18/10/19)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d'un puits (South Venture 3)

ExxonMobil Canada Ltd

25/07/19

Approuvé
(31/07/19)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (South Venture 2)

ExxonMobil Canada Ltd

28/03/19

Approuvé
(05/07/19)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (South Venture 1)

ExxonMobil Canada Ltd

26/03/19

Approuvé
(05/07/19)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Venture 3)

ExxonMobil Canada Ltd

16/06/18

Approuvé
(26/09/18)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Venture 1)

ExxonMobil Canada Ltd

11/06/18

Approuvé
(21/08/18)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Venture 2)

ExxonMobil Canada Ltd

05/06/18

Approuvé
(25/10/18)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Venture 5)

ExxonMobil Canada Ltd

04/06/18

Approuvé
(21/08/18)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Venture 7)

ExxonMobil Canada Ltd

04/06/18

Approuvé
(18/09/18)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Venture 6)

ExxonMobil Canada Ltd

30/05/18

Approuvé
(31/08/18)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Venture 4)

ExxonMobil Canada Ltd

10/04/18

Approuvé
(21/08/18)

Autorisation d’exploitation - Production - MODIFICATION

ExxonMobil Canada Ltd

29/03/8

Approuvé
(16/07/18)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (North Triumph 1)

ExxonMobil Canada Ltd

08/03/18

Approuvé
(04/07/18)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (North Triumph 2)

ExxonMobil Canada Ltd

08/03/18

Approuvé
(04/07/18)

Autorisation d’exploitation - Production - MODIFICATION

ExxonMobil Canada Ltd

17/10/17

Approuvé
(21/11/17)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Thebaud 1)

ExxonMobil Canada Ltd

18/09/17

Approuvé
(11/12/17)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Thebaud 2)

ExxonMobil Canada Ltd

18/09/17

Approuvé
(11/12/17)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Thebaud 3)

ExxonMobil Canada Ltd

18/09/17

Approuvé
(11/12/17)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Thebaud 4)

ExxonMobil Canada Ltd

18/09/17

Approuvé
(11/12/17)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Thebaud 5)

ExxonMobil Canada Ltd

18/09/17

Approuvé
(11/12/17)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (Thebaud 6)

ExxonMobil Canada Ltd

18/09/17

Approuvé
(11/12/17)

Approbation du puits : Approbation de modifier l’état d’un puits (South Venture 2)

ExxonMobil Canada Ltd

18/09/17

Approuvé
(12/05/17)

Autorisation d’exploitation - Production (renouvellement)

ExxonMobil Canada Ltd

15/12/16

Approuvé
(28/02/17)

 

Rapports d’activités hebdomadairesNous donnons accès à des mises à jour opérationnelles et des données de production par l’intermédiaire de rapports d’activités hebdomadaires.

Les rapports d’activités hebdomadaires sont temporairement suspendus et reprendront lorsque l’activité de surveillance postérieure à l’abandon commencera en 2021.

Les rapports d’activités donnent au public des renseignements actualisés hebdomadaires sur les activités pétrolières menées dans la zone extracôtière Canada-Nouvelle-Écosse. 

*Les liens ci-dessous sont des fichiers au format Adobe Acrobat.

Date TITRE DU DOCUMENT
09/03/2022 PDF icon 9 mars 2022

Production mensuelle par champ et puitsDans le cadre de notre programme de surveillance et de conformité, notre équipe surveille également la production pétrolière et gazière des projets extracôtiers. Ceci est une exigence dans le cadre de notre mandat réglementaire pour la conservation des ressources. Consultez ici les données de production totale pour le Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable (PEEIS)

Les projets de surveillance des effets sur l’environnement qui ont lieu dans la zone extracôtière Canada-Nouvelle-Écosse sont étroitement surveillés afin de mieux comprendre l’incidence des activités pétrolières et gazières sur le milieu environnant. Découvrez ici les effets sur l’environnement de ce projet extracôtier.

* Pour en savoir plus sur la surveillance des effets sur l’environnement, consultez notre cadre directeur..

Date TITRE DU DOCUMENT
28/03/2019 PDF icon Rapport annuel 2017 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
31/03/2017 PDF icon Rapport annuel 2016 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
31/03/2016 PDF icon Rapport annuel 2015 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
30/03/2015 PDF icon Rapport annuel 2014 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
28/03/2014 PDF icon Rapport annuel 2013 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
23/03/2013 PDF icon Rapport annuel 2012 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
13/07/2012 PDF icon Rapport annuel 2011 (révisé) – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
31/05/2011 PDF icon Rapport annuel 2010 (révisé) – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
29/01/2010 PDF icon Rapport annuel 2009 (révisé) – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
27/02/2009 PDF icon Rapport annuel 2008 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
30/09/2008 PDF icon Rapport annuel 2007 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
30/04/2007 PDF icon Rapport annuel 2006 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
28/04/2006 PDF icon Rapport annuel 2005 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
30/04/2004 PDF icon Rapport annuel 2003 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
30/05/2003 PDF icon Rapport annuel 2002 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
31/12/2002 PDF icon Rapport annuel 2001 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
30/03/2001 PDF icon Rapport annuel 2000 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières
31/03/2000 PDF icon Rapport annuel 1999 – Programme de surveillance des effets sur l’environnement des activités extracôtières

Rapports des bénéficesPour les projets de mise en valeur approuvés, les exploitants sont tenus de nous communiquer les rapports des bénéfices annuels. Consultez ici les rapports pour ce projet.

* Les liens ci-dessous sont des fichiers Adobe Acrobat

Date TITRE DU DOCUMENT
22/03/2022 PDF icon Rapport 2020 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
18/06/2020 PDF icon Rapport 2019 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
29/03/2019 PDF icon Rapport 2018 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
06/04/2018 PDF icon Rapport 2017 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2017 PDF icon Rapport 2016 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2016 PDF icon Rapport 2015 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2015 PDF icon Rapport 2014 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2014 PDF icon Rapport 2013 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2013 PDF icon Rapport 2012 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
30/03/2012 PDF icon Rapport 2011 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2011 PDF icon Rapport 2010 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2010 PDF icon Rapport 2009 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2009 PDF icon Rapport 2008 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2008 PDF icon Rapport 2007 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
30/03/2007 PDF icon Rapport 2006 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2006 PDF icon Rapport 2005 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2005 PDF icon Rapport 2004 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2004 PDF icon Rapport 2003 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2003 PDF icon Rapport 2002 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
29/03/2002 PDF icon Rapport 2001 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
30/03/2001 PDF icon Rapport 2000 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/2000 PDF icon Rapport 1999 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/1999 PDF icon Rapport 1998 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/1998 PDF icon Rapport 1997 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
31/03/1997 PDF icon Rapport 1996 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
29/03/1996 PDF icon Rapport 1995 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse
PDF icon Rapport 2007 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse - Retraitement
PDF icon Rapport 2006 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse - Retraitement
PDF icon Rapport 2005 des bénéfices Canada-Nouvelle-Écosse - Retraitement

Normes équivalentes et dérogations Dans certaines circonstances, les Lois de mise en œuvre donnent le pouvoir à notre délégué à la sécurité ou au délégué à l’exploitation d’autoriser une approche différente pour satisfaire aux exigences réglementaires. Les formulaires de requête réglementaire pour une approche différente sont traités et administrés par notre équipe d’exploitation - santé, sécurité et environnement.

  • Notre délégué à la sécurité ou délégué à l’exploitation est responsable de l’approbation ou du refus des propositions de requête réglementaire, en tenant compte des commentaires fournis par notre équipe technique.
     
  • En général, avant d’autoriser une approche différente à la conformité réglementaire, le délégué à la sécurité ou le délégué à l’exploitation doit être convaincu que l’approche proposée offre un niveau de sécurité, de protection et de conservation environnementales équivalent à celui défini par le règlement.
     
  • Nous publions toutes les décisions de requête réglementaire en vigueur prises par notre délégué à la sécurité ou délégué à l’exploitation sur notre site Web, aux fins d’information du public. Remarque : Les décisions de requête réglementaire prises avant le 13 avril 2012 ne sont pas publiées.
     
  • Les demandes réglementaires pour des approches différentes en vertu des dispositions des Lois de mise en œuvre en matière de santé et sécurité au travail (partie 3.1 - fédéral, et partie 3(A) - provincial) [en anglais seulement] sont mises à disposition, aux fins de commentaires du public, avant le processus de décision. Les commentaires reçus sont examinés par notre chef en charge de la sécurité ou délégué à l’exploitation avant de prendre une décision relative à une requête réglementaire.
     
  • Les exploitants sont tenus de soumettre un formulaire de requête réglementaire [en anglais seulement] pour demander une approche différente.
     
  • Nous disposons d’une directive décrivant le processus de soumission que les exploitants doivent suivre lorsqu’ils soumettent un formulaire de requête réglementaire [en anglais seulement]. Consultez la directive liée aux requêtes réglementaires sur notre page Instruments législatifs ou réglementaires.

Décisions liées aux requêtes réglementaires (RR)

Voici les décisions liées aux requêtes réglementaires qui ont été prises par notre délégué à la sécurité ou délégué à l’exploitation pour une approche différente pour satisfaire à certaines exigences réglementaires. Vous pouvez consulter les décisions prises en cliquant sur les liens du tableau suivant.

Date

Titre du document

Auteur

26/07/21

RQ-HM-001 – Materials Handling

CSO