Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable

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.

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. Sur la base des résultats de ce programme, ExxonMobil a effectué en 2022 une surveillance supplémentaire du puits Alma 2 afin d’étudier plus en détail l’état du puits observé le 18 septembre 2021, où un certain nombre de petites bulles de méthane ont été observées pour être libérées par intermittence de l’ancien emplacement du puits.  Trois campagnes de surveillance Alma 2 ont eu lieu en 2022.  En 2023, ExxonMobil effectuera une surveillance supplémentaire d’Alma 2 pour étudier plus en détail l’état du puits et trois campagnes de surveillance Alma 2, d’une durée d’environ cinq jours chacune, sont actuellement prévues.