Rapport d'étude approfondie

Le projet de mise en valeur du champ White Rose

• 2.1 Description du projet
  • 2.1.1 Système de production
  • 2.1.2 Installations sous-marines
  • 2.1.3 Système d'exportation/transport
• 2.2 Construction et installation
  • 2.2.1 Construction du système flottant de production, de stockage et de déchargement
  • 2.2.2 Installations sous-marines
  • 2.2.3 Navires de soutien
  • 2.2.4 Services de forage
• 2.3 Forage de reconnaissance et complétion des puits
• 2.4 Opérations de production
• 2.5 Déclassement et abandon
• 2.6 Calendier du projet
• 2.7 Système de gestion de l'environnement

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Le projet de mise en valeur du champ White Rose

2.1 Description du projet

Le gisement White Rose sera exploité à l'aide d'installations de complétion sous-marines reliées à un navire PSD monocoque amarré à un endroit où l'eau atteint une profondeur d'environ 125 m. Le pétrole sera transporté par un pétrolier-navette. On trouvera dans les sections suivantes une description des diverses composantes et activités liées au projet. L'Étude approfondie (Husky Oil, 2000a; 2001a) contient une description plus détaillée.

2.1.1 Système de production

Le système de production choisi est un navire de production, de stockage et de déchargement (la figure 2.1 illustre un navire PSD en acier typique de la mer du Nord). Les installations de production sont montées sur le pont de ce navire. Le pétrole est acheminé à partir des puits par des conduites d'écoulement et des tubes prolongateurs jusqu'à la tourelle, puis aux installations de production. Il est stocké dans les réservoirs du navire, et périodiquement déchargé à l'aide d'une canalisation spéciale dans un pétrolier-navette.

La coque du navire PSD mesurera environ 200 à 300 m de long, 40 à 45 m de large et 22 m de haut. Elle sera renforcée pour résister à la glace et pèsera environ 31 000 tonnes. Les installations de production atteindront un poids sec d'environ 7 300 tonnes. Le navire PSD sera amarré à une tourelle géostationnaire ancrée au fond de la mer. Cette tourelle sera détachable pour permettre au navire de se déplacer, le cas échéant, afin d'éviter les icebergs. Le navire pourra pivoter autour de la tourelle afin d'offrir en tout temps une résistance minimale aux vents dominants et aux vagues.

Le navire PSD aura une capacité de stockage d'environ 111 000 à 135 000 m³ (700 000 à 850 000 barils) de pétrole, soit environ huit à dix jours de production. Il sera en mesure d'absorber une production maximale de 12 000 à 18 000 m³ (75 000 à 110 000 barils) par jour, une production de gaz maximale de 6 à 7 millions de m³ par jour et une production d'eau maximale variant de 15 000 à 30 000 m³ par jour. À cause de la présence possible d'icebergs dans la région, il sera amarré à une tourelle détachable et pourra se déplacer par ses propres moyens.

Le navire PSD maintiendra sa position entre les entonnoirs souterrains. Le pétrole sera acheminé par des conduites d'écoulement dans les réservoirs du navire, par l'intermédiaire d'une tourelle située près de la proue du navire. Le pétrole stabilisé sera déchargé dans un pétrolier-navette à l'aide d'une canalisation située à la poupe du navire. Pour des raisons de conservation, le gaz produit sera comprimé et réinjecté dans les formations géologiques par l'intermédiaire de la tourelle, à l'aide de conduites spéciales.

Figure 2.1 : Navire PSD en acier typique de la mer du Nord

Même si la conception des installations n'en est encore qu'à l'étape préliminaire, les promoteurs prévoient tout de même ne recourir qu'à un seul système de traitement, et n'avoir besoin d'aucune installation spéciale. Le pétrole sera stabilisé à l'aide d'un système de séparation classique, et débarrassé de l'eau qu'il contient à l'aide d'un séparateur électrostatique. Le gaz sera comprimé en vue d'être réinjecté à l'aide d'un système de compression multi-étagé. La configuration proposée comprend un système de compression à deux ou trois étages, fonctionnant à l'aide de turbines à gaz.

Les locaux d'habitation seront situés à la poupe ou à la proue du navire, et bien isolés des installations de traitement. Les installations contenant du pétrole et du gaz seront situées à distance sécuritaire des locaux d'habitation. L'équipage sera généralement constitué de 45 à 50 employés permanents, et d'un groupe d'employés temporaires pouvant atteindre de 80 à 85 personnes. L'aménagement des locaux devra tenir compte des exigences de l'exploitation normale du navire, ainsi que des opérations de branchement, de mise en service et d'entretien.

Les équipements seront principalement installés sur un plan horizontal surplombant le pont du navire. On prévoit qu'ils seront constitués d'unités, de modules ou de palettes pré-assemblés. Le nombre et la taille des unités seront déterminés à l'étape de la conception des installations. Ces installations devront remplir diverses fonctions, dont les suivantes : traitement de l'eau produite et de l'eau mazouteuse; filtration et injection d'eau de mer; production d'énergie; refroidissement et chauffage; alimentation en carburant et gaz inerte; torchage et ventilation; drainage; injection chimique; adduction d'eau; azote; diesel et carburéacteur; air comprimé; puissance hydraulique; déglaçage; sécurité et contrôle.

La sécurité du personnel et la protection de l'environnement feront l'objet d'une attention particulière. Elles seront prises en compte dans la disposition et la construction des systèmes de sécurité qui comprendront : des vannes d'arrêt d'urgence; un système de torchage et de purge d'urgence; un drain pour déchets dangereux; un système de détection du feu et des gaz; un système de protection active et passive contre les incendies; des parcours d'évacuation du personnel; des installations de refuge temporaire et d'évacuation; des systèmes de conservation d'énergie et des systèmes d'évacuation des rejets gazeux et liquides.

La communication constitue un élément critique de l'exploitation d'une installation pétrolière extracôtière puisqu'elle en assure à la fois la sécurité et le bon fonctionnement. Le navire PSD, les installations terrestres et tous les navires de soutien seront dotés de systèmes de communication modernes de la voix, des données et des images. Les génératrices seront choisies afin de répondre aux besoins en énergie électrique du navire PSD, tant en conditions normales qu'en situations d'urgence. Elles pourront être alimentées au gaz ou au diesel. D'autres génératrices alimentées au carburant diesel seront prévues pour les situations d'urgence.

2.1.2 Installations sous-marines

Les installations sous-marines du projet White Rose comprendront tout l'équipement nécessaire à l'exploitation sécuritaire et efficace des puits sous-marins, et au transfert des fluides extraits et injectés entre les puits et le navire PSD. Elles comprendront tous les équipements de complétion des têtes de puits, les têtes de production, les collecteurs, les conduites d'écoulement, les ombilicaux, les tubes prolongateurs, les structures du fond marin, les systèmes de contrôle et toutes les interfaces requises pour assurer le bon fonctionnement des installations et des équipements d'essais, d'installation, d'inspection et d'entretien.

Les têtes de puits sous-marines seront installées dans des entonnoirs souterrains, à l'abri de l'affouillement des icebergs. Les équipements devront être installés dans les entonnoirs de manière à ce que leur partie supérieure se trouve à au moins 2 à 3 m sous la profondeur maximale d'affouillement des icebergs dans cette région. Les collecteurs et les conduites d'écoulement devront être conçus pour limiter toute conséquence environnementale négative, en cas de défaillance ou d'endommagement. Les systèmes de canalisation devront pouvoir être purgés, en cas de risque d'affouillement par les icebergs. Ils devront pouvoir être inspectés, testés, réparés, remplacés ou enlevés facilement. Des vannes de fermeture d'urgence permettront d'assurer la sécurité du personnel et de limiter les effets environnementaux, en cas d'endommagement accidentel des installations.

On présente à la figure 2.2 un aperçu de la disposition des installations sous-marines. Le plan de base actuel du projet White Rose prévoit l'excavation de trois entonnoirs souterrains qui seront reliés au même navire PSD :

• 1 - au nord (à environ 7 km);
• 2 - au sud (à environ 2,5 km);
• 3 - à l'ouest (à environ 2,5 km).

Chaque entonnoir est constitué d'une excavation rectangulaire d'environ 30 m de longueur sur 20 m de largeur, profonde d'environ 11 m, aux parois formant des plans inclinés dont le gradient de pente est de 3 : 1.

2.1.3 Système d'exportation/transport

Les équipements de déchargement seront installés à la poupe du navire PSD; ils devront comporter un système de comptage aux fins du prélèvement fiscal. Le système et son débit de déchargement seront fixés en fonction des conditions environnementales susceptibles d'influer, par exemple, sur le transbordement du pétrole dans le pétrolier-navette.

Figure 2.2 : Disposition des installations sous-marines du champ White Rose

Les promoteurs n'ont pas encore déterminé la destination finale du pétrole brut. Des pétroliers-navettes serviront à l'exportation de ce pétrole vers les marchés de l'est de l'Amérique du Nord, de la côte du Golfe du Mexique, vers d'autres destinations internationales ainsi qu'à une installation de transbordement comme celles qui existent actuellement à Whiffen Head (Terre-Neuve) ou à Statia (Nouvelle-Écosse). Selon la distance à parcourir et les volumes de pétrole brut à transporter, on utilisera de un à trois pétroliers. Il s'agira de navires à double coque dont la taille sera choisie en fonction des volumes à transporter. L'augmentation d'achalandage des voies maritimes due à ce projet (et qui est donc évaluée dans le présent rapport) sera limitée aux voies de transport de la zone des Grands Bancs, jusqu'à l'entrée des routes maritimes internationales. Ces routes relèvent des conventions internationales, et les transporteurs du pétrole brut de White Rose seront tenus, par contrat, de les respecter (p. ex. Convention internationale pour la prévention de la pollution par les navires (MARPOL) et Convention internationale sur la préparation, la lutte et la coopération en matière de pollution par les hydrocarbures (OPRC)). La législation fédérale canadienne pertinente (p. ex. Loi sur la marine marchande du Canada) s'appliquera également. La figure 2.3 illustre les voies de transport reliant le projet White Rose aux principales routes maritimes internationales.

La question de savoir si les pétroliers-navettes seront immatriculés au Canada dépendra de la stratégie adoptée pour l'attribution des contrats de transport du pétrole. En tout état de cause, le transport sera effectué par des navires de première classe exploités par des armateurs de bonne réputation. Le transport à destination de ports de débarquement canadiens sera vraisemblablement effectué par des navires battant pavillon canadien.

Figure 2.3 : Voies de transport utilisées pour le projet White Rose

2.2 Construction et installation

On compte entreprendre les études de conception plusieurs mois avant l'approbation du projet afin de respecter l'échéancier de production et d'accroître ainsi la viabilité du projet. Toutes les décisions d'approvisionnement qui doivent être faites avant que l'on obtienne les approbations réglementaires le seront donc sous réserve des résultats de l'examen réglementaire et de l'approbation finale du projet. La sanction du projet par les promoteurs, qui dépend de l'approbation réglementaire et de la confirmation de la viabilité commerciale du projet, en constituerait la première étape et conduirait à la construction, à l'installation et à la mise en service. On prévoit que la production devrait débuter environ 36 mois après la sanction du projet. Toutes les activités de construction et de fabrication sur terre devraient s'effectuer aux sites industriels existants.

2.2.1 Construction du système flottant de production, de stockage et de déchargement

Historiquement, la coque ou la superstructure et les structures supérieures des navires PSD ont été construites dans des installations distinctes situées à des endroits différents, et on prévoit que le projet White Rose ne fera pas exception à cette règle. À l'heure actuelle, il n'existe au Canada aucun chantier naval équipé d'une cale sèche assez grande pour construire la coque du navire. Les structures supérieures seront fabriquées par modules individuels dont la taille dépendra des capacités de levage du chantier naval et des retombées économiques envisageables pour le Canada et Terre-Neuve. La tourelle est normalement fabriquée en deux sections; la base est intégrée à la coque du navire et la portion supérieure est installée plus tard. La structure est construite par sections préfabriquées et assemblée sur la coque, ou séparément pour être mise en place plus tard. Les installations du pont du navire sont normalement fabriquées par unités, modules ou palettes pré-assemblés. La coque et la portion supérieure de la tourelle, les équipements du pont et les autres installations sont livrés à un site d'assemblage terrestre pour être assemblés, montés et testés avant d'être acheminés au site de production.

2.2.2 Installations sous-marines

Des fabricants spécialisés fourniront les canalisations flexibles de production et les tubes prolongateurs d'injection adaptés aux conditions environnementales rudes qui caractérisent le champ White Rose. Généralement, les tubes prolongateurs sont livrés tout équipés et testés, prêts à l'installation. Les collecteurs et les conduites d'écoulement acheminent le pétrole brut aux tubes prolongateurs. Les collecteurs comprennent les dispositifs d'entrée-sortie, les canalisations, les vannes et l'équipement de contrôle, le tout monté sur une base.

Beaucoup des composantes spécialisées seront faites de pièces forgées de haute qualité nécessitant un traitement à la chaleur, des méthodes de soudage spéciales et un usinage de précision. L'installation des têtes de production nécessitera l'utilisation d'outils d'installation et d'essai spéciaux. Les conduites d'écoulement seront flexibles ou rigides et faites d'acier. Les conduites flexibles seront préparées par le fabricant et prêtes à installer. Les conduites rigides seront fabriquées par sections de longueur appropriée au transport et à la manutention, en tenant compte de la capacité de la barge de pose. On envisagera la possibilité d'installer les conduites d'écoulement par faisceaux encloisonnés. Si cette option est retenue, les faisceaux seront fabriqués sur terre, à un site de construction propice. On pourrait également envisager la possibilité de souder les sections de canalisation d'acier sur terre, et de les enrouler sur des bobines en vue de leur transport et de leur installation en mer.

Selon leur taille, les collecteurs seront installés directement par le puits central d'une unité de forage semi-submersible ou, si leur taille le permet, directement à partir du pont d'un navire de soutien capable de les déposer sur le fond marin d'où ils pourront être récupérés et installés par une unité de forage.

On aura recours à un navire à positionnement dynamique équipé pour l'installation des canalisations flexibles et des câbles afin d'installer les tubes prolongateurs et les conduites d'écoulement. Il faudra peut-être recourir à des plongeurs pour procéder aux branchements.

Les têtes de puits seront installées dans les entonnoirs souterrains via le puits central de l'unité de forage. Lorsque le forage sera terminé, l'unité de forage pourra également servir à l'installation des têtes de production sous-marines. Le branchement définitif des puits aux collecteurs à l'aide de brides de raccordement pourrait être confié à des plongeurs.

2.2.3 Navires de soutien

Les promoteurs projettent de louer les services de navires de soutien qui seront chargés du ravitaillement et des services d'escorte de secours et de gestion des glaces.

2.2.4 Services de forage

On aura recours, pendant toute la durée du cycle de production du champ pétrolifère, à une ou plusieurs unités de forage semi-submersibles qui s'occuperont des opérations de forage, de réentrée et de complétion des puits. Ces unités seront louées. Elles seront amarrées à chaque puits, et soutenues par des chaînes et des ancres. Les navires de soutien équipés d'un dispositif de mouillage serviront au déploiement et à la récupération des ancres, de concert avec l'équipement de manutention des ancres de la plate-forme de forage.

2.3 Forage de reconnaissance et complétion des puits

Depuis la découverte du champ White Rose, en 1984, avec le forage du puits N-22, huit puits de délimitation supplémentaires ont été forés puis inactivés ou abandonnés.

Sur les quelque 18 à 25 puits nécessaires à la mise en valeur du gisement White Rose, de 10 à 14 seront des puits de production, six à huit serviront à l'injection d'eau et deux ou trois à l'injection de gaz.

On pourrait au départ forer jusqu'à dix puits avant le début de la production. Les puits seront forés par groupes. Des unités de forage mobiles semi-submersibles serviront au forage et à la complétion des puits avant l'arrivée du navire PSD. Les autres puits seront forés parallèlement aux premiers, conformément aux objectifs d'épuisement des gisements. On compte entreprendre les opérations de forage plusieurs mois après la sanction du projet.

Le programme de complétion des puits du champ White Rose est conçu pour maximiser la productivité tout en respectant des conditions appropriées de risque et d'intégrité des puits. On a procédé à la modélisation de la performance des puits en tenant compte des propriétés observées lors du forage des puits de découverte et de délimitation en utilisant deux scénarios : puits jaillissants et puits exploités par injection de gaz. Le modèle du puits jaillissant laisse conclure à des débits initiaux variant entre 2 800 et 4 200 m³/j avec des puits de production horizontaux à canalisations de 140 mm. Le puits d'un réservoir moyen devrait donner un débit de 3 600 m³/j de pétrole brut, avant le jaillissement de l'eau ou du gaz.

La production d'eau liée à la production de pétrole de White Rose devrait augmenter graduellement au cours des huit à neuf premières années, pour diminuer ensuite progressivement. La modélisation de l'écoulement mentionnée ci-dessus porte à conclure qu'il faudra avoir recours à l'ascension artificielle lorsque la proportion d'eau dépassera 40 %. On pourra alors procéder à l'injection de gaz à l'aide des installations de compression et de réinjection du gaz prévues sur place. L'ascension artificielle par injection de gaz présente l'avantage d'être à la fois fiable et efficace.

Avant le début de la production, tous les puits d'un entonnoir souterrain donné seront vraisemblablement complétés par groupes après leur forage et leur inactivation temporaire. À la fin des opérations de forage par groupes, les puits seront laissés avec leurs barrières, et les têtes de production sous-marines seront fermées à l'aide de bouchons à contre-pression et recouvertes de débris.

2.4 Opérations de production

Husky Oil exploitera le champ White Rose en son nom propre ainsi qu'au nom de son partenaire, Petro-Canada. La gestion des opérations sera confiée au bureau de Husky Oil de St. John's. La gestion et la surveillance quotidiennes des opérations extracôtières relèveront du directeur de l'installation offshore (DIO) en poste sur le navire PSD.

L'organisation terrestre sera structurée afin d'assurer un soutien total pour toutes les opérations extracôtières pendant les étapes de la construction et de l'exploitation. Le personnel responsable des opérations terrestres justifiera de toutes les compétences, les connaissances et l'expérience nécessaires pour appuyer d'une manière compétente les activités extracôtières, même en situations d'urgence. On mettra l'accent sur la souplesse, l'efficacité et la rentabilité. L'équipe terrestre permanente devrait compter de 45 à 50 personnes. Le personnel supplémentaire comprendra les membres de l'équipage de l'hélicoptère et de leur équipe de soutien au sol, les débardeurs et les préposés aux grues des navires d'approvisionnement et des installations terrestres, et les équipes de soutien des navires d'approvisionnement et des navires d'escorte.

Les équipes extracôtières seront constituées de personnes qualifiées dans toutes les disciplines nécessaires à l'exploitation sécuritaire, efficace et écologiquement responsable des installations extracôtières. Le DIO sera responsable de la gestion du navire PSD. Les unités de forage semi-submersibles, chacune placée sous la responsabilité de son propre DIO, s'occuperont de l'ensemble des opérations de forage. Le DIO du navire PSD sera toutefois responsable de la coordination de l'ensemble des activités extracôtières, y compris les travaux de reconditionnement, les activités des plongeurs et la gestion des glaces, en plus des activités de production, de stockage, de déchargement et d'expédition du navire PSD.

L'équipage normal du navire PSD devrait osciller à tout moment entre 45 et 50 personnes. La rotation des équipes nécessite que l'on multiplie ce nombre par deux, ce qui donne un nombre total de 90 à 100 personnes à bord. Chaque unité de forage aura besoin de 70 à 100 personnes (forage et soutien) pendant les opérations de forage et d'essai. Compte tenu de la rotation des équipes, ceci signifie qu'il faudra de 140 à 200 personnes par unité de forage.

Des systèmes de gestion spéciaux pour l'exploitation et l'entretien seront en place pour la mise en valeur du champ White Rose. Ils seront conformes à toutes les exigences réglementaires, et le personnel sera formé conformément aux dispositions des manuels et des procédures. Les aspects suivants seront couverts : systèmes et équipements; établissement des rapports; entretien; production et opérations marines; gestion des glaces; santé et sécurité; situations d'urgence; planification des mesures d'urgence; surveillance de l'environnement.

Husky Oil possède déjà un Plan de gestion des glaces pour son programme d'exploration du sous-sol marin. Ce plan sera révisé, mis à jour ou modifié, le cas échéant, aux fins de la phase de production du projet. Il s'inspirera de l'expérience acquise par les autres exploitants des Grands Bancs, et tirera profit des techniques et des technologies de mise en valeur les plus récentes afin de créer des conditions optimales de gestion des glaces et de protection contre les risques qu'elles posent. Le programme portera à la fois sur la glace de mer et les icebergs, et tiendra pleinement compte des variations considérables de l'état des glaces et de l'emplacement des icebergs observables d'une année à l'autre dans la zone sud du champ White Rose.

Les promoteurs ont l'intention d'étudier toutes les possibilités de coopération avec les autres exploitants afin de partager les services et les installations à l'appui des opérations extracôtières.

Des plans d'intervention d'urgence seront préparés pour faire face aux situations présentant un risque pour la sécurité du personnel ou pour l'intégrité des installations. Ces plans seront conformes aux exigences du paragraphe 51(3) du Newfoundland Offshore Area Production and Conservation Regulations. Les plans d'intervention d'urgence et les procédures normales d'exploitation à mettre en œuvre dans le cadre du projet White Rose comprendront : les mesures d'intervention d'urgence, les interventions d'urgence particulières aux navires; les mesures pour éviter les collisions; la gestion des glaces; les mesures d'intervention en cas de déversement d'hydrocarbures; les mesures d'intervention contre la pollution, les communications d'urgence et l'aide aux familles.

Les promoteurs collaboreront avec les autres exploitants et les autres organismes dans toutes les situations d'urgence en partageant leurs ressources et en s'entraidant; ils participeront également avec les autres exploitants aux exercices conjoints de formation.

Un programme de gestion des pertes propre au projet de mise en valeur du champ White Rose sera instauré conformément à la philosophie de gestion des pertes de Husky Oil. Cette philosophie s'appuie sur l'élimination ou la réduction des risques pour le personnel, les actifs, la production et l'environnement par la mise en œuvre d'une approche continue et systématique. Elle englobe l'ensemble des aspects liés à la santé et à la sécurité, à l'environnement, à la fiabilité, à la gestion des risques inhérents aux procédés, à l'évaluation des risques et au contrôle des pertes (des informations supplémentaires sur cette question sont présentées dans l'Étude approfondie (partie un, chapitre 8).

2.5 Déclassement et abandon

À la fin du cycle de production du gisement White Rose, l'exploitant procédera au déclassement et à l'abandon du site conformément aux exigences de l'OCTHE et du Newfoundland Offshore Area Production and Conservation Regulations. Le système de production flottant sera retiré des lieux. Les infrastructures sous-marines seront enlevées, et les puits bouchés et abandonnés.

2.6 Calendier du projet

Le calendrier du projet est présenté à la figure 2.4.

2.7 Système de gestion de l'environnement

Husky Oil a élaboré et mis en œuvre une politique sur la santé, la sécurité et l'environnement qui guide l'ensemble de ses activités. Cette politique a été endossée par le directeur général et par le directeur du développement et des opérations sur la côte Est. L'énoncé de politique sur la santé, la sécurité et l'environnement est conforme aux normes de performance de la Husky Oil concernant la santé, la sécurité, l'environnement et la gestion des pertes pour ses opérations de la côte Est.

Voici quels sont les principaux éléments du système de gestion environnementale de Husky Oil :

• système fonctionnel/départemental de responsabilité pour la santé, la sécurité et l'environnement;
• droits des employés;
• responsabilité individuelle pour la santé, la sécurité et l'environnement;
• assurance de la qualité;
• règles organisationnelles;
• clauses environnementales pour les entrepreneurs;
• vérifications environnementales, y compris des inspections sur la santé, la sécurité et l'environnement, et l'entretien préventif;
• objectifs de rendement environnemental concernant les émissions atmosphériques, les rejets, les déchets solides et la manutention des matières dangereuses;
• mesures d'atténuation pour les activités régulières;
• canal hiérarchique pour la prise de décisions en matière d'environnement;
• procédures de protection de l'environnement;
• méthodes de surveillance des effets sur l'environnement (SEE) et préparation des rapports;
• pratiques de contrôle de l'application des directives environnementales et préparation des rapports;
• mesures d'optimisation pour l'industrie des pêches.

Le système de gestion de l'environnement est décrit en détail dans l'Étude approfondie (partie un, chapitre 8).

Figure 2.4 : Calendrier de mise en œuvre du projet