Résumé de la description de projet Statoil Canada ltée Projet de forage exploratoire dans la passe Flamande 8 août 2016
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Résumé de la description de projet
Statoil Canada ltée
Projet de forage exploratoire dans la passe
Flamande
8 août 2016
Résumé de la description de projet
Statoil Canada ltée
Projet de forage exploratoire dans la passe
Flamande
Table of Contents
Abréviations et unités de mesure ..................................................................................................................................................... iii
1 Introduction ........................................................................................................................................................................ 1
1.1 Contexte et objectifs du projet .............................................................................................................................................. 1
1.2 Information sur le promoteur ................................................................................................................................................ 1
1.2.1 Collaboration avec d’autres exploitants dans le processus d’évaluation environnementale................................................. 2
1.3 Cadre réglementaire............................................................................................................................................................. 3
2 Description de projet ......................................................................................................................................................... 5
2.1 Zone du projet ...................................................................................................................................................................... 5
2.2 Composantes et activités du projet ...................................................................................................................................... 7
2.2.1 Activités de forage ................................................................................................................................................................ 8
2.2.2 Essai d’écoulement des puits ............................................................................................................................................... 9
2.2.3 Désaffectation et abandon ................................................................................................................................................... 9
2.2.4 Levés géophysiques, géologiques, géotechniques et environnementaux ............................................................................ 9
2.3 Support logistique............................................................................................................................................................... 10
2.4 Calendrier du projet ............................................................................................................................................................ 12
2.5 Émissions, rejets et gestion des déchets ........................................................................................................................... 12
2.5.1 Émissions atmosphériques ................................................................................................................................................ 12
2.5.2 Bruit .................................................................................................................................................................................... 13
2.5.3 Déchets de forage .............................................................................................................................................................. 13
2.5.4 Ciment ................................................................................................................................................................................ 14
2.5.5 Déchets liquides ................................................................................................................................................................. 14
2.5.6 Déchets solides dangereux et non dangereux ................................................................................................................... 14
2.6 Accidents et interventions en cas d’urgence ...................................................................................................................... 15
3 Cadre environnemental ................................................................................................................................................... 16
3.1 Études antérieures ............................................................................................................................................................. 16
3.2 Cadre physique .................................................................................................................................................................. 17
3.3 Cadre biologique ................................................................................................................................................................ 18
3.4 Cadre socioéconomique..................................................................................................................................................... 21
4 Mobilisation des organismes de réglementation, des Autochtones et des intervenants .......................................... 23
4.1 Mobilisation des Autochtones............................................................................................................................................. 23
4.2 Mobilisation des organismes de réglementation et des intervenants ................................................................................. 24
5 Possibles effets environnementaux du projet et considérations relatives à la portée .............................................. 25
5.1 Possibles effets environnementaux du projet ..................................................................................................................... 25
5.2 Événements non courants liés au projet ............................................................................................................................ 27
5.3 Considérations relatives à la portée ................................................................................................................................... 29
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6 Bibliographie .................................................................................................................................................................... 30
Figures
Figure 1 Zone du projet ................................................................................................................................................................. 6
Figure 2 Schéma d’un navire de forage et d’une plateforme semi-submersible ............................................................................ 8
Figure 3 Zones spéciales dans la zone d’étude et à proximité .................................................................................................... 20
Tableaux
Tableau 1 Coordonnées de la zone du projet .................................................................................................................................. 5
Tableau 2 Territoires visés par des licences où des activités de forage pourraient avoir lieu .......................................................... 7
Tableau 3 Possibles interactions environnementales avec les activités courantes du projet ......................................................... 25
Tableau 4 Interactions environnementales pouvant résulter des activités non courantes.............................................................. 28
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Abréviations et unités de mesure
°C degrés Celsius
VSA véhicule sous-marin autonome
BOP bloc obturateur de puits
LCEE 2012 Loi canadienne sur l’évaluation environnementale (2012)
ACEE Agence canadienne d’évaluation environnementale
OCTNLHE Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers
SNAP Société pour la nature et les parcs du Canada
EMSC électromagnétique de source contrôlée
POC Pêches et Océans Canada
EE évaluation environnementale
ZEE zone économique exclusive
EIE étude d’impact environnemental
LE licence d’exploration
km kilomètre
m mètre
MODU unité mobile de forage en mer
OPANO Organisation des pêches de l’Atlantique Nord Ouest
NM mille marin
OWTG Offshore Waste Treatment Guidelines
ROV véhicule sous-marin téléguidé
LEP Loi sur les espèces en péril
BS boue synthétique
LDI licence de découverte importante
EES évaluation environnementale stratégique
PSV profil sismique vertical
BA boue aqueuse
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1 INTRODUCTION
Statoil Canada ltée (ci-après Statoil), au nom de ses partenaires BP Canada Energy Group ULC, BG
International Limited, Chevron Canada ltée et ExxonMobil Canada ltée, propose d’entreprendre un
projet de forage d’exploration en vertu des licences courantes et potentielles exploitées par Statoil dans
la région de la passe Flamande (ci-après le « projet »).
Le forage exploratoire en zone extracôtière s’inscrit dans la définition de « projet désigné » contenue
dans la Loi canadienne sur l’évaluation environnementale (2012) (LCEE 2012). La présente description
de projet a été rédigée pour satisfaire aux exigences de la LCEE 2012 et de son règlement en matière
d’information, de même qu’aux exigences de la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada-
Terre-Neuve-et-Labrador et de la loi de Terre-Neuve-et-Labrador intitulée Canada-Newfoundland and
Labrador Atlantic Accord Implementation Newfoundland and Labrador Act (ci-après les « lois de mise
en œuvre des accords »). Le présent résumé de description de projet est présenté à l’Agence
canadienne d’évaluation environnementale (ACEE) pour qu’elle puisse déterminer si une évaluation
environnementale (EE) est requise.
1.1 Contexte et objectifs du projet
Le projet comprend le forage et l’abandon de puits d’exploration où l’on utilise une ou deux unités
mobiles de forage en mer (MODU) ou navires de forage. Aux fins de l’évaluation environnementale, et
pour permettre le forage en vertu des licences détenue par Statoil, on estime que 10 puits pourraient
être forés sur une période de 10 ans. Le projet se situe dans la région est de la région extracôtière de
Terre-Neuve-et-Labrador.
Le projet vise à définir les ressources pétrolières et gazières présentes dans les biens fonciers actuels
ou futurs de Statoil situés dans la zone du projet et à y faire les forages requis. Les licences
d’exploration (LE) actuelles en vertu desquelles des activités de forage pourraient avoir lieu et qui
déclencheront la LCEE 2012 sont les LE 1125, 1139, 1140, 1141 et 1142. Dans le cas de la LE 1138, il
y aura des activités de forage uniquement si l’état de l’exploitant change. Le projet comprend les
activités connexes au forage d’exploration en mer. Ainsi, aucune capacité de production n’est associée
au projet.
1.2 Information sur le promoteur
Statoil ASA est un producteur de pétrole et de gaz axé sur la technologie et les activités d’exploration et
de production en amont. D’origine norvégienne, Statoil est présente dans 33 pays et territoires. Son
siège social est situé à Stavanger, en Norvège, et elle emploie plus de 20 000 employés dans le monde
entier.
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Statoil Canada ltée (Statoil) exerce ses activités au Canada à partir de son siège social situé à Calgary,
Alberta, et d’un bureau local à St. John’s, Terre-Neuve-et-Labrador. Dans la zone extracôtière de l’est
de Terre-Neuve-et-Labrador, Statoil exploite cinq licences de découverte importante (LDI) et 10 LE; elle
a des intérêts dans 31 LDI et une LE, et est partenaire dans trois programmes de production pétrolière
et gazière, et dans un programme de production qui doit entrer en activité en 2017. Statoil a entrepris
ses premières activités de forage et opérations sismiques au large de Terre-Neuve en 2008 et a
découvert du pétrole marin pour la première fois en 2009 à Mizzen, dans la zone de la passe Flamande.
Forte de ce succès, Statoil a poursuivi ses activités de forage exploratoire et ses opérations sismiques.
Des levés sismiques ont été réalisés au large de Terre-Neuve en 2011, 2012 et 2014. Des travaux de
forage exploratoire réalisés dans la zone de la passe Flamande en 2013 ont permis de découvrir du
pétrole au puits Harpoon et à Bay du Nord. Statoil poursuit ses activités de forage d’exploration et
d’appréciation dans la zone de la passe Flamande dans le cadre d’un programme de forage échelonné
sur 19 mois qu’elle a entrepris à l’automne 2015. Au total, 10 puits d’exploration et/ou appréciation ont
été forés.
Pour tout ce qui touche l’EE de ce projet, veuillez communiquer avec l’une des personnes suivantes :
Principale personne-ressource concernant l’évaluation environnementale :
Stephanie Curran
Responsable de la réglementation
Statoil Canada ltée
709-726-9091
scurr@statoil.com
Principale personne-ressource chez Statoil Canada ltée, opérations de Terre-Neuve :
David Ralph, P. Eng.
Directeur des opérations, zone extracôtière de Terre-Neuve
Statoil Canada ltée
709-726-9091
dral@statoil.com
1.2.1 Collaboration avec d’autres exploitants dans le processus d’évaluation
environnementale
Statoil sait qu’au large de Terre-Neuve-et-Labrador, d’autres exploitants, comme ExxonMobil Canada
ltée (ExxonMobil), entreprendront des évaluations environnementales en vertu de la LCEE 2012 pour
leurs programmes de forage. ExxonMobil est aussi un partenaire de Statoil en vertu d’un certain nombre
de ses licences pour travaux en mer.
Grâce à des communications constantes avec les intervenants, Statoil sait que ces derniers souhaitent
que le processus d’examen soit rationalisé afin que le nombre d’évaluations environnementales à
examiner chaque année soit réduit. Pour ce faire, et en considération de partenariats dans le cadre de
certaines licences, Statoil et ExxonMobil collaboreront, le cas échéant, durant le processus d’EE. La
zone du projet a été désignée pour une éventuelle collaboration entre les deux exploitants. Si possible,
Statoil et ExxonMobil pourraient se pencher sur la possibilité de déposer une étude d’impact
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environnemental (EIE) ou un rapport d’EIE contenant des sections communes, ce qui éviterait d’avoir à
examiner deux fois la même information. Par contre, pour entreprendre le processus d’EE, chacun des
deux exploitants déposera sa propre description de projet.
1.3 Cadre réglementaire
Une EE sera sans doute requise en vertu de la LCEE 2012, puisqu’il s’agit d’un projet désigné en vertu
de la LCEE 2012. En effet, selon l’annexe I du Règlement désignant les activités concrètes
(DORS/2012-147), « le forage, la mise à l’essai et la fermeture de puits d’exploration au large des côtes
faisant partie du premier programme de forage dans une zone visée par un ou plusieurs permis de
prospection délivrés conformément à la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada - Terre-
Neuve-et-Labrador ou à la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada - Nouvelle-Écosse sur les
hydrocarbures extracôtiers » constituent un projet désigné aux termes de la LCEE 2012.
Les activités pétrolières et gazières au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador sont régies par
l’OCTNLHE en vertu des lois de mise en œuvre des Accords. Selon ces lois, le rôle de l’OCTNLHE
consiste à faciliter l’exploration et la mise en valeur pétrolières et gazières au large des côtes de Terre-
Neuve-et-Labrador tout en veillant à ce que soient respectées les exigences réglementaires relatives à
la sécurité des travailleurs, à la protection de l’environnement, à la conservation des ressources, aux
régimes fonciers et aux plans de retombées économiques pour le Canada et Terre-Neuve-et-Labrador.
Les LE sont délivrées conformément au processus de régime foncier de l’OCTNLHE, aux termes des
lois de mise en œuvre des accords; leur période de validité peut atteindre neuf ans et se divise en deux
périodes : les périodes I et II. Veuillez noter que le processus de régime foncier fait actuellement l’objet
d’un examen et qu’il sera probablement modifié. Les licences d’exploration sont délivrées en fonction
des engagements pris en matière de travaux, selon lesquels un puits doit être foré ou sur le point de
l’être à la fin de la période 1.
Conformément au paragraphe 138(1) des lois de mise en œuvre des Accords, l’OCTNLHE délivre une
autorisation d’exécuter des travaux pour les activités de forage exploratoire en mer. Conformément aux
lois de mise en œuvre des Accords et à l’article 6 du Règlement sur le forage et la production relatifs
aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve (DORS/2009-316), l’exploitant doit
déposer des documents comme un rapport d’évaluation environnementale et un plan de protection
environnementale et les faire approuver par l’OCTNLHE avant que l’autorisation d’exécuter des travaux
ne soit délivrée. Dans le cadre de ce processus, l’EIE doit répondre aux exigences de l’OCTNLHE en
matière d’évaluation environnementale.
D’autres activités de surveillance relatives à la protection de l’environnement et à la sécurité des
opérations sont prévues dans les règlements et dans les lignes directrices publiées par l’OCTNLHE et
en collaboration avec l’Office Canada Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers et/ou l’Office
national de l’énergie (ONE). Dans le cas des travaux de forage exploratoire, le Règlement sur le forage
et la production relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve (DORS/2009-316)
régit les travaux de forage et définit un cadre relatif à la sécurité et à la protection de l’environnement.
Les lignes directrices environnementales relatives aux travaux de forage comprennent les Directives sur
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le traitement des déchets extracôtiers (DTDE) (ONE et coll., 2012), les Directives relatives au plan de
protection de l’environnement (ONE et coll., 2011) et les Lignes directrices sur la sélection des produits
chimiques pour les activités de forage et de production sur les terres domaniales extracôtières (ONE et
coll., 2009).
Selon la nature des activités extracôtières, les ministères fédéraux peuvent exiger des permis, des
autorisations ou des approbations pour les activités ou les travaux associés au projet. Voici une liste
provisoire des lois en vertu desquelles des permis, approbations ou autorisations pourraient être exigés:
• Loi sur les pêches (L.R.C. (1985), ch. F-14)
• Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (L.C.1999, ch. 33)
• Loi sur la protection de la navigation (L.R.C. (1985), ch. N-22)
• Loi sur les espèces en péril (LEP) (L.C. 2002, ch. 29)
• Loi de 1994 relative à la Convention concernant les oiseaux migrateurs (L.C. 1994, ch. 22)
• Loi de 2001 sur la marine marchande du Canada (L.C. 2001, ch. 26)
Étant donné la portée du projet, l’Environmental Protection Act (2002) et l’Environmental Assessment
Regulations 54/03 de Terre-Neuve-et-Labrador ne devraient pas s’appliquer au projet. Statoil ne
construira aucune installation à terre dans le cadre du projet. Statoil utilisera une base côtière
indépendante pour les besoins logistiques du projet.
Aucun financement fédéral ne sera requis pour le projet, ni fourni au promoteur par quelque autorité
fédérale que ce soit pour soutenir le projet.
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2 DESCRIPTION DE PROJET
2.1 Zone du projet
Le projet se situe dans la région est de la région extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador (Figure 1). La
zone du projet correspond à une zone où des travaux de forage peuvent avoir lieu aux termes de LE en
vertu desquelles aucune activité de forage n’a encore eu lieu; cela comprend les LE exploitées
actuellement par Statoil (LE 1125, 1139, 1140, 1141, 1142) ou dans lesquelles Statoil a des intérêts
(Figure 1). Dans le cas des licences exploitées par un partenaire, des activités de forage n’auront lieu
que si l’état de l’exploitant change.
Les limites de la zone du projet tiennent compte des licences en vertu desquelles Statoil pourrait
entreprendre des travaux de forage d’exploration et englobent une zone entourant le territoire visé par
ces licences pour tenir compte des limites spatiales des activités connexes souvent menées à l’appui
des travaux de forage. Dans le cas des levés sur place, par exemple, la zone du levé doit être définie de
manière à répondre aux exigences définies dans les lignes directrices de l’OCTNLHE et avoir la taille
requise pour permettre aux navires qui remorquent les flûtes marines de manœuvrer. Par conséquent,
la taille de la zone du projet a été définie de manière à comprendre une zone tampon de 20 km autour
des limites extérieures du territoire visé par des licences. Bien qu’on ne sache pas encore exactement
où les activités de forage auront lieu, elles seront vraisemblablement réalisées dans le territoire visé par
les LE (telles que décrites ci dessus) de la zone de projet, dans les limites de la période de validité de la
LE en question.
La figure 1 illustre la zone du projet et les coordonnées figurent au tableau 1. L’EIE comprendra
l’évaluation des travaux de forage prévus dans les zones visées par les licences identifiées (voir ci-
dessus). On ne peut définir l’emplacement précis des travaux de forage pour l’instant puisqu’il dépend
de l’interprétation de données sismiques que l’on ne possède pas encore et qu’il peut changer si le
titulaire ou l’exploitant de la licence change.
Tableau 1 Coordonnées de la zone du projet
Coordonnées – NAD83 UTM ZONE 22N
Coins de la
Longitude (degrés, Latitude (degrés, minutes,
zone du projet Vers l’est (m) Vers le nord (m)
minutes, secondes) secondes)
A -44° 56' 47,837" 49° 47' 31,003" 935 561,8 5 533 101
B -44° 55' 20,940" 48° 34' 29,722" 948 190,3 5 398 059
C -45° 41' 44,381" 47° 16' 25,966" 901 154,7 5 249 260
D -47° 21' 4,077" 49° 49' 18,334" 762 439,6 5 525 202
E -48° 54' 9,763" 47° 22' 44,044" 658 313,9 5 249 404
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Figure 1 Zone du projet
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Statoil a des intérêts (LE, LDI et LP) dans la zone extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador. Au mois de
mai 2016, Statoil exploitait 10 LE et 5 LDI, et avait des intérêts dans 1 LE, 31 LDI et 6 LP. Le tableau 2
donne la liste des LE en vertu desquelles des travaux de forage pourraient avoir lieu.
Tableau 2 Territoires visés par des licences où des activités de forage pourraient avoir
lieu
Numéro de Détenteur des droits Expiration : Période 1 Travaux de forage
licence (% de propriété) Période 2
1125 Statoil (40 %)* 15 jan. 2018 Aucun forage n’a eu lieu
Chevron (40 %) 15 jan. 2021
BP (10 %)
BG (10 %)
1138 Chevron (exploitant) (35 %) 15 jan. 2018 Aucun forage n’a eu lieu
Statoil (35 %) 15 jan. 2021
BG (30 %)
1139 Statoil (40 %)* 15 jan. 2022 Aucun forage n’a eu lieu
ExxonMobil (35 %) 15 jan. 2025
BG (25 %)
1140 Statoil (34 %)* 15 jan. 2022 Aucun forage n’a eu lieu
ExxonMobil (33 %) 15 jan. 2025
BP (33 %)
1141 Statoil (34 %)* 15 jan. 2022 Aucun forage n’a eu lieu
ExxonMobil (33 %) 15 jan. 2025
BP (33 %)
1142 Statoil (50 %)* 15 jan. 2022 Aucun forage n’a eu lieu
BP (50 %) 15 jan. 2025
2.2 Composantes et activités du projet
Les composantes principales du projet comprennent les installations de forage, les travaux de forage,
les activités de soutien et auxiliaires et la fermeture des puits. Ces activités sont décrites dans les
sections suivantes. Voici les principales :
• forage
• mise à l’essai des puits/essais d’écoulement
• désaffectation et abandon de puits
• levés géophysiques, géologiques, géotechniques et environnementaux
• soutien logistique
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2.2.1 Activités de forage
Des puits d’exploration pourraient être forés à diverses profondeurs d’eau, allant de 500 à 3 000 m
environ, dans la zone du projet. La conception des puits n’est pas encore terminée, mais chaque puits
sera typiquement foré par sections, en réduisant graduellement la taille du trou de forage. Une fois les
premières sections forées, un tubage en acier est cimenté en place afin d’empêcher la paroi de céder et
de prévenir les fuites de boues et d’autres fluides. Le tube goulotte et le bloc obturateur de puits (BOP)
sont ensuite installés dans une tête de puits. Le tube goulotte est un tube de grand diamètre reliant
l’appareil de forage à la tête de puits à travers la colonne d’eau; la tête de puits procure l’intégrité
structurelle nécessaire pour abriter le BOP et la résistance à la pression voulue pour les travaux de
forage. Le BOP consiste en un système de vannes haute pression qui, si une urgence ou une
défaillance survient, empêche l’eau et les hydrocarbures de s’échapper dans l’environnement.
Les options qui se présentent pour mener les travaux de forage comprennent diverses unités mobiles
de forage en mer, dont des navires de forage et des plateformes de forage semi-submersibles
flottantes. En eau peu profonde (moins de 500 m), les travaux de forage peuvent se faire à partir d’une
plateforme semi-submersible. Dans des eaux plus profondes (plus de 500 m), on utilise plutôt des
plateformes semi-submersibles ou des navires de forage. Les plateformes semi-submersibles peuvent
être amarrées au moyen d’ancres en eau peu profonde, ou maintenues en place au moyen du
positionnement dynamique en eau profonde. La position des navires de forage est maintenue au moyen
du positionnement dynamique. Les unités de forage pourront forer toute l’année dans les conditions
environnementales qui prévalent dans l’Atlantique Nord. Pendant toute la durée du projet, jusqu’à deux
unités de forage pourraient être actives dans la zone du projet à tout moment. La figure 2 donne une
vue schématique d’un navire de forage et d’une plateforme semi-submersible.
Source : Adapté de MMS, 2000
Figure 2 Schéma d’un navire de forage et d’une plateforme semi-submersible
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Les travaux de forage peuvent aussi comprendre le forage par groupe de puits. Ce processus consiste
à forer consécutivement les trous de couronne de multiples puits.
2.2.2 Essai d’écoulement des puits
L’essai d’écoulement des puits implique l’écoulement des fluides des puits à partir du réservoir. Le
réservoir peut contenir des hydrocarbones et/ou de l’eau de formation. Le fluide de formation
échantillonné pendant l’essai peut être conservé pour analyse future. Une fois les essais terminés, on
peut abandonner le puits ou en suspendre l’exploitation, selon les exigences réglementaires. Dans
certains cas, on peut mener un essai d’écoulement au moyen d’un essai aux tiges. Dans ce cas,
l’équipement qui sert à l’essai est installé sur l’unité de forage, et une partie des hydrocarbures
récupérés et le petit volume d’eau produite sont envoyés vers une torche.
2.2.3 Désaffectation et abandon
La désaffectation comprend la suspension de l’exploitation et l’abandon du puits. Pour ce faire, on isole
le trou de forage en plaçant des bouchons de ciment et/ou mécaniques à différentes profondeurs dans
le trou de forage pour prévenir la fuite de fluides de subsurface. Dans certaines situations, on peut avoir
besoin de réaccéder au trou de forage. Dans ce cas, le puits n’est pas abandonné et son exploitation
n’est pas suspendue, mais les mêmes mécanismes d’isolement du trou de forage sont mis en place.
La profondeur des eaux dans la zone du projet déterminera la méthode employée pou retirer les têtes
de puits. À une profondeur de plus de 1 500 m, les têtes de puits sont laissées en place; à cette
profondeur, il y a peu, voire aucune, activité de pêche commerciale. Entre 500 m et 1 500 m, la tête de
puits est retirée soit par coupe mécanique à l’intérieur du tube, soit à l’aide d’un système de coupe
mécanique externe. À 500 m et moins de profondeur, la tête de puits est retirée au moyen de systèmes
de coupe mécaniques internes.
2.2.4 Levés géophysiques, géologiques, géotechniques et environnementaux
Tout au long du projet, des levés pourraient être réalisés à l’appui des travaux de forage, comme des
levés géophysiques, géotechniques et environnementaux, y compris des levés sismiques
bidimensionnels, des levés des géorisques/sur place et des levés d’établissement du profil sismique
vertical (PSV).
Levés géophysiques, des géorisques, sur place et du plancher océanique : Ces levés servent à repérer
les zones instables sous le plancher océanique (p. ex., gaz peu profond) ou les dangers (gros rochers,
débris océaniques, épaves) afin d’éviter ces dangers pendant le forage. Ces levés peuvent comprendre
la cartographie du plancher océanique au moyen d’un échosondeur multifaisceaux, d’un sonar à
balayage latéral, d’un sondeur de sédiment, d’un levé sismique bidimensionnel, d’une caméra vidéo et
autre équipement non invasif. L’équipement peut être monté sur la coque d’un navire ou remorqué.
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Levés d’établissement du PSV : Pour réaliser un levé d’établissement du PSV, on utilise une source
sonore placée dans le trou de forage plutôt que remorquée par un navire. L’hydrophone est soit
remorqué par un navire, soit déployé sur le côté de l’unité de forage.
Levés géologiques : Comprend la collecte et l’analyse de matériaux lithologiques, paléontologiques et
géochimiques.
Levés géotechniques : Comprend la mesure des propriétés physiques du plancher océanique et du
sous-sol au moyen de la collecte d’échantillons de sédiments et d’essais sur place. Les méthodes
d’échantillonnage comprennent généralement des forages manuels ou des carottages par gravité. Les
essais sur place sont réalisés par essai de pénétration au cône et mesures de la pression interstitielle.
On peut aussi installer des piézomètres dans les trous de forage pour mesurer les propriétés du sol.
Levés environnementaux : Implique la collecte d’échantillons pour analyser la nature physique,
chimique et biologique de la zone du projet. Les levés environnementaux peuvent comprendre des
levés océanographiques, des relevés météorologiques, des relevés des glaces et des icebergs, des
études du biote, de l’eau et des sédiments, et des examens vidéo par ROV ou par caméra lestée.
Levés par ROV / VSA : Ces véhicules munis de caméras permettent de procéder à l’inspection visuelle
des installations. Les ROV peuvent aussi être utilisés pour les levés avant le forage et avant l’installation
des ouvrages en mer pour déterminer la présence ou l’absence d’objets physique sur le plancher
océanique. Ils peuvent aussi être utilisés pour l’un ou l’autre des levés décrits ci-dessous pour appuyer
les travaux de forage.
2.3 Support logistique
Une base de ravitaillement terrestre fournira un lieu pour stocker, rassembler et charger les matériaux et
les fournitures qui servent au forage en mer et autres activités d’exploration. Les installations de la base
de ravitaillement terrestre sont en fonction sur l’île de Terre-Neuve depuis les années 1970, lorsque les
travaux d’exploration en mer ont commencé à Terre-Neuve; elles appartiennent à des fournisseurs de
service indépendants, qui en sont aussi les exploitants. Le projet ne nécessite aucune mise à niveau
des installations de la base de ravitaillement terrestre ni de nouvelles constructions sur cette base. Par
conséquent, la base de ravitaillement en question et les activités associées ne sont pas considérées
comme s’inscrivant dans la portée du projet.
Des navires de ravitaillement et de soutien seront aussi obtenus auprès de fournisseurs indépendants.
Tous les navires affrétés par l’exploitant doivent avoir un certificat (marine) valide et être conformes aux
exigences réglementaires des organisations canadiennes et internationales, de même qu’aux exigences
de Statoil en matière de contrôle privé. Il pourrait y avoir en moyenne de 8 à 10 allers-retours par mois
dans le cas des navires qui desservent une seule unité de forage, et jusqu’à 16 allers-retours par mois
dans le cas des navires qui desservent deux unités de forage, soit une augmentation d’environ 12 à 20
% par rapport au nombre de trajets courants des navires associés à des activités pétrolières et
gazières. Les navires de soutien circuleront en ligne droite entre un port et une installation, une pratique
courante mise de l’avant depuis plus de 20 ans par les exploitants des installations au large de Terre-
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Neuve dans le but d’économiser l’énergie. Les acteurs de l’industrie travaillent en collaboration avec
d’autres utilisateurs des ressources marines (p. ex., pêcheurs commerciaux) pour réduire au minimum
les éventuels effets le long des voies maritimes empruntées. Dans toute l’histoire des évaluations
environnementales réalisées pour des projets de forage exploratoire en mer au large de Terre-Neuve, la
circulation des navires de soutien n’a jamais soulevé de problème. Dans la même veine, la circulation
des navires d’approvisionnement associée aux travaux permanents de forage et de production au large
de Terre-Neuve n’a jamais soulevé de préoccupation chez les acteurs de l’industrie de la pêche qui
participent au forum One Ocean. Les modes de communication et de coopération entre l’industrie de la
pêche et celle des hydrocarbures concernant la circulation des navires sont efficaces. Il ne devrait pas y
avoir d’effets environnementaux propres au projet associés à la circulation des navires à l’extérieur de la
zone du projet. Par conséquent, la circulation le long des voies maritimes communément utilisées par
d’autres navires à l’extérieur de la zone du projet ne s’inscrit pas dans la portée du projet en ce qui
concerne l’EIE.
Des hélicoptères d’appui seront utilisés pour les changements d’équipes. Statoil fera appel à un
exploitant indépendant titulaire d’un permis pour lui fournir le soutien héliporté. En ce qui concerne les
zones situées plus au large (p. ex., à plus de 400 km), on estime qu’il y aura de un à trois allers-retours
par jour entre la terre et les installations de forage, et jusqu’à quatre allers-retours par jour dans le cas
des installations situées à moins de 300 km. Le soutien héliporté se fera à partir de St. John’s, plus
précisément à partir de l’Aéroport international de St. John’s. Les hélicoptères utilisés à l’appui du projet
circuleront en direction et en provenance de la zone du projet en empruntant les voies communément
utilisées depuis 20 ans pour les activités pétrolières et gazières. Par conséquent, la circulation des
hélicoptères le long de ces voies ne fait pas partie de la portée du projet. Il ne devrait pas y avoir
d’effets environnementaux propres au projet associés à la circulation des hélicoptères entre l’aéroport et
les installations en mer.
De multiples navires seront affrétés pour soutenir les activités de forage. Tous les navires seront
affrétés auprès de fournisseurs indépendants. Les types de navires suivants seront probablement
affrétés durant le projet :
• navires de soutien/ravitaillement pour les unités de forage;
• navires destinés aux études géophysiques (p. ex., levés sismiques bidimensionnels; études des
emplacements de puits et des géorisques; établissement du profil sismique vertical);
• navires destinés à l’étude du plancher océanique (échosondeur multifaisceaux, sonar à
balayage latéral, sondeur de sédiment, magnétomètre, etc.);
• navires destinés aux études géotechniques (étude des propriétés du sol, essai de pénétration
au cône, piézomètres, etc.);
• navires équipés pour procéder aux échantillonnages à des fins d’analyse environnementale;
• navires équipés de ROV/VSA, et pour le déploiement des ROV/VSA;
• navires de soutien et navires-radar à l’appui des éléments ci-dessus;
• navires engagés dans des activités de gestion des glaces (uniquement durant la saison des
glaces).
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2.4 Calendrier du projet
La période au cours de laquelle des activités de forage pourront avoir lieu, y compris l’abandon des
puits, correspondra à la période de validité de la LE (voir Section 1.3). La portée temporelle se
terminera une fois que les obligations et engagements réglementaires auront été respectés et que les
licences auront été soit rendues à l’État, soit converties en LDI. Une période de 10 ans, commençant en
2018, a été fixée afin de fournir un échéancier adéquat et prudent au cours duquel les activités du projet
pourront être menées. Au cours de la période comprise entre 2018 et 2028, les activités du projet, telles
que décrites dans les présentes, pourront être réalisées en tout temps au cours de l’année. La portée
temporelle tient compte des changements prévus aux conditions des LE et comprend le temps
supplémentaire requis pour que les activités relatives au puits (c.-à-d., abandon) soient terminées et
pour pouvoir déposer toute future demande auprès de la Couronne avant la révision du processus de
régime foncier. Les plans de forage sont toujours en cours d’élaboration et la date du début des travaux
de forage ne peut être déterminée pour l’instant.
2.5 Émissions, rejets et gestion des déchets
Le plan de gestion de Statoil comprend des politiques et procédures de prévention de la pollution et des
plans d’intervention en cas d’urgence, d’intervention en cas de déversement et de gestion des déchets.
Les rejets qui surviennent durant les travaux de forage comprennent les émissions atmosphériques,
l’évacuation à la mer de matériaux traités et, dans le cas des déchets envoyés à terre, leur élimination
dans des installations de gestion des déchets à terre approuvées. L’OWTG a défini des cibles de
rendement applicables à l’évacuation à la mer de matériaux provenant des activités de forage et de
production. Conformément aux exigences de l’OWTG, les rejets seront traités avant d’être évacués à la
mer, le cas échéant. Tous les produits chimiques utilisés dans les travaux de forage seront sélectionnés
conformément à un système de gestion des produits chimiques qui respecte les exigences de
l’OCTNLHE.
2.5.1 Émissions atmosphériques
Les émissions atmosphériques associées au projet proviendraient surtout des gaz d’échappement
associés à l’exploitation de la MODU et des navires de soutien. La mise à l’essai des puits pourrait
donner lieu à un brûlage à la torche qui entraînerait des émissions de gaz. Il y aura le moins de brûlage
à la torche possible; il faudra y recourir uniquement s’il faut procéder à un essai aux tiges (voir section
3.4.2). Le brûlage à la torche durant un essai aux tiges pourrait durer de un à deux jours.
Les émissions atmosphériques, y compris les gaz à effet de serre (GES), causées par les activités du
projet sont les suivantes :
• MODU, navires et hélicoptères : (monoxyde de carbone (CO), oxydes d’azote (NOX), matières
particulaires totales en suspension (MPTS), composés organiques volatils (COV), GES;
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• production d’énergie électrique (CO, NOX, MPTS, COV, dioxyde de soufre, GES);
• brûlage à la torche (CO, NOX, COV, MPTS, GES).
Pour répondre aux exigences en matière de description de projet, voici une estimation des éventuelles
émissions de gaz à effet de serre associées au forage d’un seul puits. En présumant que le forage du
puits pourrait durer jusqu’à 45 jours, on estime que les émissions d’équivalents de CO2 associées au
forage lui même et à la circulation des navires se situeraient entre 5,000 et 10,000 tonnes par un forage
du puits. Compte tenu de l’emplacement des LE au large de Terre Neuve, l’appareil de forage pourrait
se situer à plus de 350 km de la communauté la plus proche, et on s’attend à ce que le projet n’ait pas
d’effets sur les communautés côtières. Veuillez noter qu’il s’agit là d’estimations seulement et que les
émissions dépendent de la catégorie de l’unité de forage, de la classe de navire, du moment de l’année,
et du nombre de jours que dure le forage d’un puits. Les émissions de GES (unités équivalentes de
CO2) seront calculées et comparées aux estimés régionaux, sectoriels, provinciaux, nationaux et
mondiaux, le cas échéant, dans l’EIE.
Ces gaz d’échappement seront conformes aux objectifs nationaux de qualité de l’air ambiant établis aux
termes de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement et au Air Pollution Control Regulations
de Terre-Neuve-et-Labrador applicables aux principaux contaminants atmosphériques précisés, et à
tout règlement pertinent lié à la MARPOL. Les éventuels travaux de brûlage à la torche seront réalisés
conformément aux Drilling and Production Guidelines (OCTNLHE et Office Canada-Nouvelle-Écosse
des hydrocarbures extracôtiers).
2.5.2 Bruit
L’exploitation des hélicoptères, des navires de ravitaillement et de la plateforme de forage produira du
bruit sous et au-dessus de l’eau; le niveau de bruit dépendra du type de plateforme utilisé et de la
méthode de positionnement. Le bruit sous-marin produit par une plateforme de forage pendant les
travaux de forage est continu, tandis que le bruit sous-marin provenant des activités d’établissement du
PSV est impulsif, survenant pendant une période beaucoup plus courte.
2.5.3 Déchets de forage
Le forage des puits se fera à l’aide d’une combinaison de BA et de BS. Les déchets produits
comprendront les boues et fluides de forage ainsi que les déblais qui retiennent une partie des boues de
forage. L’eau salée ou douce est le liquide de transport des BA, tandis que pour les BS, on utilise un
fluide synthétique. Les BA et les BS sont généralement composées de barite, bentonite ou autres
argiles, silicates, lignite, hydroxyde de sodium, carbonate/bicarbonate de sodium, sels inorganiques,
agents de surface, inhibiteurs de corrosion, lubrifiants et autres additifs, pour répondre à certains
problèmes pouvant survenir durant le forage (Thomas 1984; GESAMP, 1993). Tous les produits
chimiques utilisés dans les BS et les BA sont sélectionnés conformément aux Lignes directrices sur la
sélection des produits chimiques pour les activités de forage et de production sur les terres domaniales
extracôtières (ONE et coll., 2009).
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Dans le cas des premières sections du puits, les déblais de BA sont rejetés conformément aux
exigences de l’OWTG. Une fois le tube goulotte connecté, on utilise généralement des BS. Les déblais
de BS sont traités avant d’être rejetés en mer, conformément aux exigences de l’OWTG. Les boues de
forage récupérées sont reconditionnées et réutilisées jusqu’à ce qu’elles soient épuisées, puis elles sont
retournées à terre pour être éliminées dans des installations approuvées.
2.5.4 Ciment
Le ciment excédentaire associé au forage sans tube goulotte, le cas échéant, sera rejeté sur le plancher
océanique, ce qui est considéré comme une pratique standard. Au cours de la mise en service et de la
mise à l’essai de l’unité de cimentation, de petits volumes peuvent être rejetés en mer. Tout ciment
inutilisé résultant du forage avec tube goulotte sera transporté à terre pour y être éliminé dans des
installations approuvées.
2.5.5 Déchets liquides
Les déchets liquides peuvent comprendre les eaux produites, les eaux de cale, les liquides de drainage
de pont, les eaux de ballast, les eaux grises/noires (égouts), l’eau de refroidissement et les eaux ayant
servi à maîtriser les incendies. Les déchets liquides, le cas échéant, seront traités et gérés
conformément aux exigences de l’OWTG sur la plateforme de forage. Les déchets liquides qui ne
répondent pas aux cibles de rendement, d’échantillonnage et d’analyse de l’OWTG seront stockés et
transportés à terre pour y être éliminés dans des installations approuvées.
2.5.6 Déchets solides dangereux et non dangereux
Les déchets dangereux produits durant le projet, y compris toute marchandise dangereuse, seront
stockés dans des aires désignées de la MODU, à l’intérieur de conteneurs ou d’enceintes de
confinement appropriés, pour ensuite être transportés à terre conformément à la Loi sur le transport des
marchandises dangereuses et aux règlements connexes. Les déchets non dangereux produits durant le
projet seront stockés dans des conteneurs appropriés sur la plateforme, pour ensuite être transportés à
terre pour être éliminés par un entrepreneur indépendant dans des installations approuvées. Les
déchets alimentaires seront macérés jusqu’à atteindre la taille de particules maximale, puis rejetés à la
mer conformément aux exigences de l’OWTG et de la MARPOL.
Tous les navires utilisés pour appuyer les activités du projet respecteront les exigences canadiennes et
internationales (Convention internationale pour la prévention de la pollution par les navires [Marpol
73/78]) applicables à la manutention et à l’élimination des déchets générés à bord.
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