sept/oct 2010

Croissance ciblée

Par Dan Zlotnikov

Le Site A de Christina Lake a six paires de puits horizontaux en production | Photo courtoisie de MEG


Vers la fin des années 1990, l’extraction des sables bitumineux n’était pas chose faite en raison de la technologie non prouvée et du très bas prix – par rapport à maintenant – du pétrole. Le manque d’intérêt a joué un rôle important dans la fondation de MEG Energy Corp. Selon Dale Hohm, directeur financier de MEG, William McCaffrey, convaincu que la technologie in situ était prometteuse, a fondé MEG lorsque son ancien employeur, Amoco Canada, a vendu une grande part de ses avoirs à Ressources naturelles Canada et s’est retiré des sables bitumineux. En 1999, William McCaffrey, Dave Wizinsky, secrétaire général et directeur MEG, et quelques autres ont réuni de leur propre argent pour acquérir des terrains.

MEG est aujourd’hui propriétaire à 100 pour cent de 2175 km2 de baux dans la région du sud de l’Athabasca et propriétaire à 50 pour cent d’un pipeline d’une longueur de 345 kilomètres. La compagnie utilisait le pipeline depuis 2008 pour expédier du pétrole lorsqu’elle a terminé la construction d’une usine pilote de 3000 b/j à Christina Lake, atteignant 25 000 b/j en 2010.

Le gisement pétrolier a récemment été évalué par GLJ Petroleum Consultants Ltd. et, selon cette firme de génie conseil, Christina Lake a 1,7 milliard de barils de pétrole en réserves prouvées et probables et une ressource éventuelle de 1,4 milliard de barils.

Chacune des trois étapes de la Phase 3 d’expansion devrait ajouter une capacité de 50 000 b/j; l’objectif final est de 210 000 b/j, un taux que le réservoir peut soutenir pendant 30 ans.

Être un exploitant spécialisé et relativement petit peut aussi faire une grande différence, affirme Chi-Tak Yee, vice-président, réservoir et production; la compagnie peut alors se concentrer complètement sur un projet. « Bien que nous ayons eu notre part de difficultés, nous avons pu nous y préparer. »

M. Hohm poursuit : « Nous avons fait beaucoup de forages et nous sommes confiants que le réservoir est comparable à celui que nous exploitons déjà. » M. Yee ajoute que Christina Lake est adjacent à d’autres projets en production : Jackfish de Devon Energy et le projet, aussi nommé Christina Lake, de Cenovus; donnant à MEG une meilleure idée de ce à quoi s’attendre.

Le prochain gros défi sera la construction. « Nous prenons Worley Parsons, la même firme de génie-conseil que pour les Phases 1 et 2; la gestion et le contrôle du projet seront effectués par les propres employés de MEG. Quant à la construction, nous prenons Kiewit Construction, avec qui nous avons déjà travaillé durant la Phase 2. »

Du côté financier, il y a des risques, « mais avec notre premier appel public à l’épargne, qui s’est terminé il y a quelques semaines, nous avons le financement nécessaire pour développer la Phase 2B », conclut M. Hohm.

L’un des plus gros défis des exploitants n’est pas de découvrir du pétrole mais de gérer l’eau. Plus que tout autre facteur, l’eau est une composante cruciale des opérations de drainage par gravité à l’aide de vapeur (SAGD), la technique d’extraction la plus fréquemment utilisée. Il faut chauffer l’eau en vapeur et acheminer cette vapeur dans le sol, dans les strates porteuses de bitume.

De l’eau non potable se trouve à proximité de l’usine; de plus, la haute qualité du réservoir signifie que le projet peut être très efficace. Le rapport vapeur/eau est de 2,4, parmi les meilleurs des exploitations de sables bitumineux. De plus, l’eau de procédé est recyclée à plus de 80 pour cent; il faut donc de 0,5 à 0,6 unités de nouvelle eau pour chaque unité de pétrole produite.

Pour l’avenir, MEG travaille au projet Surmont à proximité; l’objectif est de 100 000 b/j. Les 80 km2 de Surmont pourraient éventuellement contenir des ressources de plus de 640 millions de barils. Cependant, grâce aux efforts de M. McCaffrey et de ses cofondateurs, MEG possède un terrain de 1900 km2 encore à être exploré.

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