« Je suis heureuse de voir que nous allons de l’avant avec cet important projet, a déclaré Lorraine Mitchelmore, vice-présidente directrice – pétrole lourd. Les concessions de pétrole de Shell à Peace River représentent une occasion importante de développement. Notre décision d’investir dans le projet Carmon Creek a été soigneusement étudiée dans un objectif de concevoir un projet concurrentiel des points de vue commercial, technologique et environnemental. »

À Carmon Creek, Shell a conjugué sa technologie et son processus d’approvisionnement de portée mondiale à son expertise locale pour concevoir une installation viable sur le plan commercial et qui réduit les incidences environnementales. Cette installation comprend un système novateur de livraison de puits et l’utilisation de la cogénération qui alimentera aussi le réseau de l’Alberta – assez pour alimenter un demi-million de foyers. Une fois que le projet aura démarré, l’objectif est d’éliminer presque entièrement le besoin d’utiliser de l’eau douce pour produire de la vapeur en recyclant l’eau produite avec le pétrole.

Carmon Creek bénéficiera de plus de 30 années d’expérience de Shell dans le développement de ses concessions de pétrole lourd de Peace River et de ses relations déjà établies avec les collectivités locales et les Premières nations. Il est prévu que le projet emploiera plus de 1 000 personnes de métier et entrepreneurs de la région durant les périodes de pointe de la construction.

Shell a déposé sa demande auprès des organismes de réglementation pour le projet Carmon Creek en 2010 et a reçu l’approbation de l’organisme de réglementation de l’énergie de l’Alberta en avril 2013, à la suite d’un processus d’examen rigoureux et transparent. On s’attend à ce que le projet fournisse une source d’énergie sûre et fiable et procure des avantages pour l’Alberta et le Canada durant plus de 35 années.

Remarques pour les rédacteurs en chef

  • Pour le démarrage des phases 1 et 2, la production à Carmon Creek se fera à partir de 13 plateformes d’exploitation. Un réseau de pipelines entre les champs transportera la vapeur aux puits pour produire du bitume, de l’eau et du gaz naturel qui seront acheminés aux installations de traitement centrales. Le bitume sera séparé de l’eau et du gaz naturel, qui pourront ensuite servir à produire de la vapeur. On prévoit exporter le bitume dilué aux raffineries de l’Amérique du Nord.
  • Les unités de cogénération produisent en moyenne par année jusqu’à 630 mégawatts d’électricité, dont environ 500 MW seraient vendus au réseau électrique du nord-ouest de l’Alberta.
  • Shell adoptera une méthode de fabrication de puits pour le forage de la coentreprise Sirius Well Manufacturing Services. Cette approche, qui est fondée sur la normalisation des composants, permet de répéter des opérations plus rapidement, ce qui permet de réduire les coûts.
  • Pour minimiser les perturbations en surface, environ 48 puits seront rapprochés les uns des autres sur chaque plateforme. Chaque plateforme aura une durée de vie de 10 à 15 ans; à la fin de sa vie utile, le matériel sera remis à neuf et réutilisé sur une nouvelle plateforme, et les terres seront remises en état afin de réduire l’empreinte du projet.
  • Tout comme pour la construction d’installations pour le pétrole lourd, les modules seront construits hors établissement et transportés sur place pour le montage final et la mise en service.

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