Le géant pétrolier et gazier norvégien Equinor prolonge la durée de vie du centre gazier de Heimdal, situé en mer du Nord, jusqu’en 2023.

De nouveaux puits à Valemon étendront les opérations rentables à Heimdal, qui traite le gaz de Valemon. Les partenaires sur le terrain ont maintenant décidé de prolonger leurs opérations à Heimdal jusqu’en 2023, a déclaré jeudi Equinor.

Equinor et ses partenaires ont déjà reçu l’accord de la Petroleum Safety Authority pour la prolongation de la durée de vie de la plate-forme Heimdal avec les pipelines et les puits associés.

Depuis sa création en 1985, Heimdal a produit 46 milliards de mètres cubes standard de gaz et 7 millions de mètres cubes de liquide (pétrole/condensat), correspondant à 332 millions de barils équivalent pétrole. En outre, Heimdal a traité à peu près le même volume de pétrole et de gaz des champs satellites Huldra, Skirne, Atla, Vale et Valemon.

La production de Valemon devrait augmenter à l’avenir, car 3 à 4 nouveaux puits de gaz seront forés pour Valemon en 2021 et 2022. Cela permet à Heimdal de maintenir des opérations rentables un peu plus longtemps que prévu initialement (2021 ou 2022).

Comme expliqué par Equinor, l’extension permettra la production des réserves restantes à Vale et Skirne et augmentera la production de Valemon.

« Heimdal est un domaine important qui a à plusieurs reprises ouvert la voie à l’industrie pétrolière norvégienne. D’abord en contribuant à la construction de Statpipe, pierre angulaire de l’exportation de gaz norvégien vers l’Europe. Puis en capturant de la valeur également après la production de ses propres ressources. Heimdal illustre comment les investissements dans les infrastructures offshore génèrent de futures opportunités de création de valeur », mentionné Geir Sørtveit, vice-président senior d’Equinor, Exploration and Production West.

Sørtveit a ajouté : « Lorsque Heimdal sera fermé, le champ aura produit et traité environ 700 millions de barils d’équivalent pétrole et généré des revenus estimés à environ 260 milliards de NOK pour les partenaires traitant à Heimdal et pour la Norvège ».

Heimdal et l’histoire du gaz norvégien

Situé dans la partie nord-est de la mer du Nord, Heimdal a été découvert en 1972, lorsqu’un puits d’exploration a révélé une colonne de gaz de 120 mètres dans du sable paléocène. Bien que des ressources gazières considérables aient été touchées, il a longtemps été incertain si le champ pouvait être développé. Aucun système de transport pour l’exportation de gaz depuis le plateau continental norvégien n’avait été mis en place, ce qui était un défi important. Mais la solution a été trouvée en 1981.

Avec le gaz de Heimdal et de Gullfaks, en plus du gaz de Statfjord, il y avait une base de ressources suffisante pour la construction de Statpipe – la nouvelle autoroute européenne pour le gaz de la Norvège vers le continent, et en plus la construction de l’usine onshore à Kårstø .

Le concept de développement du champ comprenait une plate-forme intégrée de traitement, de forage et d’hébergement avec une chemise en acier. Un pipeline d’exportation de condensat a été posé vers le champ de Brae sur le plateau continental britannique. En 1985, l’usine de Kårstø a livré le premier gaz au continent. Statpipe et l’usine de Kårstø sont devenus plus tard la clé de la machine à gaz norvégienne.

En 2020, Kårstø a exporté de l’énergie sous forme de produits gaziers et pétroliers correspondant à environ 400 TWh/an. A titre de comparaison, l’ensemble de la production norvégienne d’énergie hydraulique représente environ 137 TWh/an.

À la fin des années 1990, la majeure partie du gaz du réservoir de Heimdal avait été produite, et on ne savait pas combien de temps les opérations pourraient continuer. Cependant, Equinor (alors Norsk Hydro), qui avait eu un petit intérêt dans Heimdal depuis le début, a vu de nouvelles opportunités et a repris l’opérateur après ELF (TotalEnergies).

Sous la direction d’Equinor, Heimdal a été reconstruit en 2001 en un centre de traitement du gaz. Cela impliquait le raccordement des champs de gaz de Huldra, Skirne et Vale pour le traitement, en plus de l’utilisation de Heimdal comme point de transit pour l’exportation de gaz d’Oseberg vers le Royaume-Uni. Pour ce faire, une nouvelle plate-forme montante doit être construite à côté de l’ancienne plate-forme principale.

À peu près à la même époque, les systèmes norvégiens de transport de gaz ont été regroupés dans une nouvelle entreprise commune (Gassled) exploitée par la nouvelle société nationale Gassco. Pour Heimdal, cela signifiait qu’Equinor avait transféré la direction de la nouvelle plate-forme de riser à Gassco, et depuis lors, il y a eu deux opérateurs à Heimdal.

En 2011, il a été décidé d’acheminer le gaz du champ de Valemon à Heimdal pour y être traité. Valemon a repris le gazoduc de Huldra, où la production s’était arrêtée. Grâce à l’accord Valemon, la durée de vie productive de Heimdal a pu être prolongée, ce qui a permis une production rentable prolongée de Skirne et Vale, et le développement du petit champ d’Atla. Les champs de Vale et Skirne ont produit mieux que prévu.

Arrêt et suppression

Equinor a mandaté un projet dédié pour préparer le démantèlement du champ et le retrait des deux plateformes. Le projet de suppression fonctionne à la fois pour la licence Heimdal (la plate-forme principale) et pour Gassled (la plate-forme montante).

Ce printemps, des contrats pour le retrait de la plate-forme ont été attribués à Heerema – la même société qui a installé la plate-forme Heimdal sur le terrain en 1985. Les plates-formes devraient être retirées au cours de la période 2025-2027 et débarquées à Eldøyane, Stord, pour être mises au rebut, réutilisées et la recirculation – plus de cinquante ans après la découverte du champ par le forage du puits 25/4-1 en 1972.

À la fin des opérations à Heimdal en 2023, les réserves de gaz restantes de Valemon seront transférées à Kvitebjørn et Kollsnes pour traitement. Gassled reconnectera les gazoducs secs passant actuellement par Heimdal à une dérivation sous-marine.