Projet gazier offshore Deep Panuke
Le projet de développement gazier extracôtier Deep Panuke a produit du gaz naturel à partir de quatre puits dans un champ extracôtier situé à environ 250 kilomètres au sud-est d’Halifax.
Veuillez noter que l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers est devenu Régie Canada-Nouvelle-Écosse de l’énergie extracôtière (RCNEEE) le 31 janvier 2025. Les décisions prises avant cette date feront référence à l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (OCNEHE).
La production a commencé en août 2013.
Volume équivalent de gaz produit de 147,2 milliards de pieds cubes.
Arrêt définitif de la production en mai 2018.
Statut: Désaffecté et abandonné
Le projet Deep Panuke a été définitivement désaffecté et abandonné.
Historique
Le projet de développement gazier extracôtier Deep Panuke est exploité par Ovintiv Canada ULC (anciennement Encana). La production a commencé en août 2013 et a été définitivement arrêtée en mai 2018. Le projet de développement gazier extracôtier Deep Panuke a fonctionné sur une base saisonnière de 2015 à 2018, avec une production uniquement pendant les mois d'hiver les plus froids, lorsque les prix du gaz naturel étaient plus élevés. Le plan de développement gazier extracôtier Deep Panuke a estimé que le volume de gaz naturel le plus probable qui serait produit, sur la durée de production prévue de 13 ans, était de 17,8 milliards de mètres cubes ou 632 milliards de pieds cubes.
Le champ
Le champ gazier du projet de développement gazier extracôtier Deep Panuke est situé sur le plateau néo-écossais, à environ 250 kilomètres au sud-est d'Halifax. Le gaz naturel a été produit à partir du réservoir de carbonate de la formation Abenaki par quatre puits de production.
Opérations
Le gaz produit et traité en mer a été transporté par pipeline sous-marin jusqu'à la côte et, finalement, vers les marchés du Canada et des États-Unis.
Le projet de développement gazier extracôtier Deep Panuke a utilisé une plate-forme de production extracôtière de type autoélévatrice, appelée le centre de production, qui était reliée aux quatre puits de production sous-marins par des conduites d'écoulement sous-marines. Le centre de production a été conçu pour un débit de gaz de pointe de 8,5 millions de mètres cubes par jour, ou 300 millions de pieds cubes standard par jour.
Le gaz brut produit dans le cadre du projet de développement gazier extracôtier Deep Panuke contenait environ 0,18 % de sulfure d'hydrogène ; par conséquent, un équipement d'adoucissement du gaz a été installé au centre de production. Une unité d'amine a été utilisée pour éliminer le sulfure d'hydrogène ainsi que le dioxyde de carbone, tous deux considérés comme des gaz acides. Après élimination, le gaz acide a été injecté dans un puits de stockage spécialement foré.
Le volume total de gaz produit à partir de chacun des quatre puits de production de Deep Panuke apparaît dans le tableau ci-dessous.
Field Name | Total Production - E6M3 | Total Production - Bcf |
|---|---|---|
| MarCoh D-41 | 1,699 | 60.0 |
| Margaree F-70 | 851 | 30.0 |
| Panuke M-79A | 906 | 32.0 |
| Panuke H-08 | 715 | 25.2 |
| Total Production | 4,171 | 147.2 |
Démantèlement et abandon
La production des quatre puits de production du projet de développement gazier offshore Deep Panuke a été définitivement arrêtée en mai 2018. Le programme de bouchage et d'abandon a nécessité l'utilisation d'une plate-forme de forage autoélévatrice, la Noble Regina Allen (NRA), pour installer une série de bouchons de ciment et mécaniques dans le puits de forage afin de sceller définitivement les puits conformément à la réglementation. Cela visait à empêcher les hydrocarbures de migrer à l'intérieur ou à l'extérieur du puits.
La NRA a quitté le port d'Halifax en février 2020 pour se rendre en mer afin de commencer les activités de déclassement et d'abandon. Le centre de production a été retiré avec la barge Boabarge 34 de Kvaerner Canada Ltd. en juillet 2020. Le bouchage et l'abandon des cinq puits du projet (quatre puits de production et un puits d'injection) ont été achevés en août 2020. Ovintiv a utilisé le DOF Skandi Neptune pour retirer les actifs sous-marins (par exemple, les structures de protection des têtes de puits). Ces travaux ont été achevés et le projet a été entièrement déclassé et abandonné en octobre 2020.
Un programme de surveillance post-abandon a été achevé à l'été 2021 pour reconfirmer l'intégrité du programme de colmatage et d'abandon des puits et pour confirmer qu'il n'y a rien sur le fond marin qui pourrait présenter un danger potentiel pour d'autres utilisateurs commerciaux de l'océan. Le CNSOPB a été convaincu que les exigences de surveillance post-abandon étaient respectées et a conclu qu'une surveillance future n'était pas nécessaire. L'autorisation d'exploitation de Deep Panuke a été révoquée et le projet a officiellement été fermé.
Veuillez noter que certaines informations liées à ce projet pourraient être archivées. Pour plus d'informations, veuillez nous contacter à info@cnsoer.ca