Aperçu du marché : Production saisonnière et réserves revues à la baisse pour le projet Deep Panuke

Date de diffusion : 2015-07-29


La production gazière de Deep Panuke est interrompue depuis la mi-mai 2015, et elle ne devrait pas reprendre avant le quatrième trimestre. Encana a modifié son profil de productibilité en vue de passer à une exploitation saisonnière hivernale, où les prix sont plus élevés dans la région. La société a en outre revu à la baisse son estimation des réserves pour le projet Deep Panuke, en raison d’une infiltration d’eau plus importante que prévue dans le réservoir. On ne sait pas pour le moment quelles seront les conséquences du passage à la production saisonnière sur la récupération ultime de gaz naturel du projet.


Sources et description de la figure

Sources : Rapports sur les activités hebdomadaires [anglais seulement], Office Canada—Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers; calculs de l’Office national de l’énergie

Description : Le graphique ci-dessus compare la production de gaz naturel et d’eau du projet Deep Panuke : le diagramme à barres et l’axe de gauche montrent la production de gaz naturel en millions de pieds cubes par jour (Mpi3/j) et l’axe de droite représente la production mensuelle d’eau en mètres cubes. La production de gaz naturel a commencé en août 2013 et a atteint un sommet à 280 Mpi3/j au début de 2014. La production d’eau a commencé à augmenter au milieu de l’année 2014 pour culminer en avril 2015 à 150 000 mètres cubes. Les activités ayant été interrompues en mai, aucune production de gaz naturel ou d’eau n’a été enregistrée en juin.

Deux zones de production principales approvisionnent l’ensemble de la Nouvelle-Écosse en gaz naturel : les projets extracôtiers de l’île de sable (ExxonMobil) et Deep Panuke (Encana). Durant les cinq premiers mois de 2015, leur production combinée s’est élevée en moyenne à 285 Mpi3/j, soit quelque 147 Mpi3/j pour l’île de sable et 138 Mpi3/j pour Deep Panuke.


Sources et description de la figure

Sources : Rapports sur les activités hebdomadaires [anglais seulement], Office Canada—Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers; calculs de l’Office national de l’énergie

Description : Le diagramme ci-dessus montre la production de gaz naturel des projets de l’île de sable et Deep Panuke, en Mpi³/j, de décembre 1999 à juin 2015. Ces projets ont respectivement commencé à produire du gaz naturel en décembre 1999 et en août 2013. Au début des années 2000, la production a atteint 600 Mpi³/j, un niveau jusqu’ici inégalé. Elle a ensuite décliné jusqu’au milieu de 2013, où le projet Deep Panuke a été mis en service. Au cours des cinq premiers mois de 2015, la production a affiché une moyenne de 285 Mpi³/j. En juin, elle a chuté à 155 Mpi³/j, du fait que seul le projet de l’île de sable était en exploitation.


La production de la Nouvelle-Écosse représente moins d’un pour cent de la production totale de gaz naturel du Canada. Ce pourcentage risque de diminuer compte tenu de l’annonce récente [anglais seulement] d’ExxonMobil, selon laquelle la société pourrait désaffecter les puits et les installations extracôtières de l’île de sable en 2017.

Compte tenu des prévisions de déclin continu de la production à l’île de sable et de l’incertitude entourant l’avenir du projet Deep Panuke, il n’est pas exclu que les Maritimes se tournent vers l’importation de gaz naturel liquéfié par pétrolier jusqu’au Nouveau-Brunswick, ou l’importation de gaz naturel par pipeline des États Unis. Plusieurs initiatives d’agrandissement de pipelines et de désengorgement visant le Nord Est américain sont actuellement proposées et soumises aux étapes préliminaires d’un examen réglementaire aux États-Unis. En vue de soutenir l’accroissement de la capacité des pipelines américains dans les Maritimes, des consommateurs de gaz de la région, tels que Heritage Gas, Irving Oil Terminal Operations Inc. et J.D. Irving Ltd., ont d’ailleurs conclu des ententes préalables [anglais seulement] avec SpectraEnergy concernant le projet Atlantic Bridge.

 

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