Article vedette : 25 années de production pétrolière et gazière dans l’Atlantique

Date de diffusion : 2017-10-12

Depuis un quart de siècle, du pétrole et du gaz naturel sont produits dans la région du Canada atlantique à partir de gisements extracôtiers dont la découverte remonte aussi loin qu’à 1969. Cette production des provinces de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador permettait de répondre à une demande mondiale croissante. Alors que certains gisements se tarissent progressivement, de nouveaux projets sont annoncés à la suite de récentes découvertes, ce qui laisse penser que cette partie du pays continuera de jouer un rôle actif dans le secteur pétrolier et gazier pendant encore bien des années.

Carte des activités extracôtières au Canada atlantique

Source et description

Source : Office

Description : Cette carte illustre l’emplacement des gisements extracôtiers mis en valeur dans la région du Canada atlantique, dont trois au large de la Nouvelle-Écosse, soit Deep Panuke, île de Sable et Cohasset-Panuke, ainsi que cinq à proximité de Terre-Neuve-et-Labrador qui sont, d’est en ouest, Hibernia, Hebron, Terra Nova, White Rose et North Amethyst. Sur la terre ferme apparaît une partie du réseau de Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. (« MNP ») en Nouvelle-Écosse, lequel est relié à d’autres pipelines réglementés par l’Office national de l’énergie au départ des gisements mis en valeur au large de cette province.

Nouvelle-Écosse

Au large de la Nouvelle-Écosse, le gisement Cohasset-Panuke, découvert en 1969, est entré en production en 1992. Il s’agissait du tout premier projet de production extracôtière de pétrole au Canada, duquel ont été tirés un peu plus de 26 milliers de barils par jour (« kb/j ») en 1993, un sommet. Au cours des six années qui ont suivi, le ralentissement constaté de la production est la norme pour les gisements de pétrole classique. C’est ainsi qu’en 1999, année au cours de laquelle il a été mis hors service, ce gisement ne produisait plus que 6 kb/j.

À l’heure actuelle, deux projets de production de gaz naturel sont en exploitation au large de la Nouvelle-Écosse : le projet énergétique extracôtier de l’île de Sable (« PEES ») en production depuis décembre 1999 et le projet de Deep Panuke entré en exploitation en 2013. La production extracôtière de gaz naturel dans cette province a atteint son apogée en 2001 alors que celle du PEES se situait, par jour, à un peu plus de 600 millions de pieds cubes (« Mpi3/j »), soit 17 millions de mètres cubes (« Mm3/j »). Pour ce qui est de Deep Panuke, c’est en janvier 2014 qu’il est arrivé au faîte de sa production avec 287 Mpi3/j (8,1 Mm3/j). Depuis lors, ces deux gisements montrent des chiffres naturellement toujours moindres au fil du temps, la production moyenne s’étant établie à 184 Mpi3/j (5,2 Mm3/j) en 2016Note de bas de page 1. Une fois sur la terre ferme, le gaz naturel de ces deux projets est acheminé en empruntant le réseau de MNP afin de répondre aux besoins des Maritimes et d’être exporté dans le Nord-Est des États-Unis. Dans les deux cas, la mise hors service est prévue au cours des prochaines années.

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Source : Office Canada–Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers [anglais seulement]

Description : Ce graphique illustre la production mensuelle moyenne de gaz naturel brut du PEES et de Deep Panuke de décembre 1999 à juin 2017. Ces projets sont respectivement entrés en production en décembre 1999 et en août 2013. Au début des années 2000, la production annuelle dépassait 500 Mpi3/j, un niveau jusqu’ici inégalé. Elle a ensuite décliné jusqu’au milieu de 2013, moment où le projet Deep Panuke a été mis en service. Ensemble, les deux projets ont permis d’atteindre, avant un nouveau recul, une production moyenne de 347 Mpi3/j en 2014. Cette production s’est établie à 184 Mpi3/j en 2016, puis à 165 Mpi3/j au premier semestre de 2017.

Terre-Neuve-et-Labrador

Située à 300 milles au large de St. John’s, la plateforme de forage pétrolier Hibernia est entrée en service vers la fin de 1997, marquant alors l’arrivée de Terre-Neuve-et-Labrador dans le monde de la production extracôtière. Trois autres gisements se sont ajoutés depuis, soit ceux de Terra Nova, de White Rose et de North Amethyst, mis en valeur au moyen de bâtiments de production et de stockage avant déchargement par voie de raccords sous-marins.

En 1998, première année intégrale de production extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador, celle-ci s’est établie en moyenne à 65 kb/j, soit 10 milliers de mètres cubes par jour (« 103m3/j »). Au fur et à mesure que de nouveaux projets se greffaient à ceux déjà en place, la production de la province a continué d’augmenter jusqu’à atteindre 368 kb/j (59 103m3/j) en 2007. Par contre, elle a lentement diminué au cours des dix dernières années, compte tenu des déclins naturels des gisements, jusqu’à 210 kb/j (33 103m3/j) en 2016. La production pétrolière de Terre-Neuve-et-Labrador représente à l’heure actuelle un peu plus de 6 % de tout le pétrole produit au CanadaNote de bas de page 2. La plus grande partie de cette production est exportée aux États-Unis et vers d’autres marchés internationaux.Note de bas de page 3

Source et description

Source : Office Canada–Terre-Neuve-et Labrador des hydrocarbures extracôtiers [anglais seulement], et Office

Description : Ce graphique illustre la production et les exportations de pétrole de Terre-Neuve-et-Labrador de 1998 à 2017. Les barres montrent la production extracôtière des quatre gisements pétroliers suivants : Hibernia, Terra Nova, White Rose et North Amethyst. En 1998, la province produisait 65 kb/j de pétrole. Ce chiffre est passé à 286 en 2002 et 305 en 2005 avant de revenir à 276 en 2010. En 2016, cette production était de 210 kb/j, augmentant à 230 kb/j au premier semestre de 2017. Hibernia était le seul gisement en production de 1998 à 2002, alors que Terra Nova est entré en exploitation. Celui de White Rose a suivi en 2005, précédant la mise en service de North Amethyst en 2010.

On prévoit que la production continuera de croître avec deux nouveaux projets extracôtiers prévus pour Terre-Neuve-et-Labrador. Il y a d’abord Hebron, gisement découvert au cours des années 1990 qui a été approuvé par l’Office Canada–Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers en 2012. Des plans visant à aller de l’avant avec ce projet ont fait l’objet d’une annonce en 2013 [anglais seulement] par ExxonMobil. L’entrée en production est attendue vers la fin de 2017. On prévoit tirer plus de 700 millions de barils de pétrole de ce gisement sur 25 ans.Note de bas de page 4 Après l’entrée en exploitation, Hebron pourrait produire jusqu’à 150 kb/j, ce qui est légèrement supérieur à la production d’Hibernia en 2016. De plus, le projet West White Rose a été approuvé en mai 2017 [anglais seulement] en vue d’une entrée en production en 2022. On estime que ce gisement produira autour de 75 kb/j de pétrole à pleine maturité.

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