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Energie: les entreprises américaines Devon et Coterra fusionnent dans le schiste

Connaissance des Énergies avec AFP le 02 février 2026

Les entreprises américaines Devon Energy et Coterra Energy, productrices de pétrole et de gaz, ont annoncé lundi leur fusion pour créer un acteur majeur du secteur du schiste aux Etats-Unis.

Sur la base du cours de clôture de Devon au 30 janvier 2026, l'opération valorise la nouvelle entité à environ 58 milliards de dollars.

L'opération - entièrement financée en actions - "donnera naissance à un opérateur majeur de forte capitalisation dans le schiste", doté d'une "position de premier plan au coeur économique du bassin du Delaware", ont fait valoir dans un communiqué commun les deux entreprises.

Alors que les cours des hydrocarbures ont connu une forte volatilité depuis des mois, Devon et Coterra indiquent tabler sur des économies annuelles avant impôts de 1 milliard de dollars d'ici à fin 2027.

Une fois la transaction finalisée, les actionnaires de Devon détiendront environ 54% de l'entreprise et les actionnaires de Coterra environ 46%. A elles deux, Devon et Coterra produisaient au troisième trimestre 2025 1,6 million de barils équivalent pétrole (Bep) par jour, dont 863.000 barils équivalent pétrole par jour dans le bassin du Delaware.

Les vagues d'opérations dans les hydrocarbures se multiplient aux Etats-Unis depuis quelques années: Chevron a ainsi finalisé en juillet dernier le rachat de son compatriote Hess pour près de 60 milliards de dollars (dette incluse), tandis qu'ExxonMobil avait mis la main sur Pioneer Natural resources pour 60 milliards de dollars un an avant.

Halliburton Warns Significant Frack Growth May Be Impossible This Year

By ZeroHedge - Jul 21, 2022,

> After years of divestment, oilfield equipment supply is running especially low.

> Halliburton’s CEO Jeff Miller is warning that oilfield equipment market is so tight that oil explorers are already discussing 2023 projects.

> Miller noted that diesel-powered and electric equipment are in short supply, "making it almost impossible to add incremental capacity this year."

Fracking, or hydraulic fracturing, is an oil extraction technique that involves high-pressure water blended with sand and chemicals, forced into underground rocks known as shale to capture oil and gas. The process was revolutionized by horizontal drilling in the 1980s and 2000s, transforming America into the world's largest oil producer overnight. American shale drillers have shown how quickly they can boost oil production over the years. But after several years of divestment and decarbonization, the days of fracking roaring back to life are over.

Halliburton Co.'s CEO Jeff Miller confirmed this to analysts during a conference call Tuesday. He said the oilfield equipment market is so tight that oil explorers are already discussing 2023 projects.

Miller said oil companies don't have enough fracking equipment for newly leased wells this year. He said diesel-powered and electric equipment are in short supply, "making it almost impossible to add incremental capacity this year."

This development is another setback for the Biden administration's efforts to increase US oil production to ease the worst inflation in forty years ahead of the midterm elections in November.

A similar message was conveyed by Exxon Mobil, whose CEO said that global oil markets might remain tight for another three to five years primarily because of a lack of investment since the pandemic began.

Chief executive Darren Woods said it'll take time for oil firms to "catch up" on the investments needed to ensure enough supply.

Back to the shale patch, where even if exploration companies were to obtain fracking equipment for drilling new or existing wells, the frack sand used to blast through shale rocks is in short supply across Texas.

Russell Hardy, the CEO of the world's largest independent oil merchant, Vitol, also believes oil prices will remain high because the market can't see where additional supply is coming from to balance demand.

Meanwhile, Brent oil prices rose to $106 on Tuesday after President Biden returned from Saudi Arabia without an agreement on increasing output from OPEC+.

"The message is that it is OPEC+ that makes the oil supply decision, and the cartel isn't remotely interested in what Biden is trying to achieve," said Naeem Aslam, the chief market analyst at Avatrade.

Neither US shale nor OPEC+ appears to be increasing output in the immediate future for their own respective reasons, indicating tight crude supplies will keep energy prices elevated and inflation high.

All the Biden administration can hope for now is a recession to curb consumer demand to rebalance markets.

tita a écrit : ↑

27 juin 2022, 18:43

Jeudi a écrit : ↑

27 juin 2022, 17:10

Pour le LTO, wikipedia donne shale oil comme synonyme et oil shale comme faux ami. Sur le fond, que penses-tu que White appelait « shale » en 1919? (a la relecture j’ai l’impression qu’il parle des sables)

Et c'est bien de ça que parle White en 1919. Ce sont des roches, pas du liquide.

tita a écrit : ↑

27 juin 2022, 18:43

[ Je prend la définition de wikipedia qui est que le Shale oil (liquide) est produit à partir de Oil Shale (la roche, càd le schiste). Pour comprendre ce que c'est que des formations d'Oil Shale, je prendrais cette vidéo (je suis sûr que tu vas aimer l'aspect promotionnel avec la touche de greenwashing à la fin):
https://www.youtube.com/watch?v=6MJQOyeRvBc

Et c'est bien de ça que parle White en 1919. Ce sont des roches, pas du liquide. Sur la vidéo, on a l'impression qu'ils obtiennent un liquide juste par un procédé mécanique (genre presse). En réalité, il faut le chauffer (ils le disent). Rendement assez médiocre pour obtenir du pétrole.

Environmental groups have raised concerns about the broader impact of the shale oil project, however, as the kerogen oil it produces is a highly carbon-polluting fuel. The 1.2 billion barrels of oil expected from the project have been estimated to produce lifecycle greenhouse gas emissions of up to 450 million tons of carbon dioxide equivalent, about the same as 100 coal-fired power plants emit in a year.[17]

Jeudi a écrit : ↑

27 juin 2022, 17:10

Pour le LTO, wikipedia donne shale oil comme synonyme et oil shale comme faux ami. Sur le fond, que penses-tu que White appelait « shale » en 1919? (a la relecture j’ai l’impression qu’il parle des sables)

Texas Regulator Considers Oil Output Cuts

by BloombergR.Adams-Heard, K.Crowley, J.BlasFriday, March 20, 2020

Texas Regulator Considers Oil Output Cuts
Texas's main oil regulator is weighing for the first time in nearly half a century whether the state should curb crude production.
(Bloomberg) -- Texas’s main oil regulator is weighing for the first time in nearly half a century whether the state should curb crude production, a move that would have an enormous business and political impact.

The idea, still in preliminary discussions among the staff at the Texas Railroad Commission -- which, despite its name regulates the oil industry -- comes after U.S. oil prices plunged to levels last seen 18 years ago.

As a first step, the staff is reviewing how implementing the reduction of output via what’s known as pro-rationing would look like in practice, according to people who have discussed the issue with the staff. On first review, the staff believes it’s legally possible to mandate pro-rationing, one of the people said.
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Texas Layoffs Adding Up

by Bloomberg|David WetheFriday, March 20, 2020

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Tens of thousands of Texans are being laid off across the state in places like the Permian Basin shale fields in west Texas as companies shut down their drilling rigs, according to Ryan Sitton, a state oil and gas regulator. Announcements are starting to trickle in.
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How 'Smart Water' Could Revolutionize Shale

By Alex Kimani - Mar 19, 2020

Conventional wisdom dictates that water and oil do not mix--at least for those of us who are not MIT engineers. But a new discovery could soon turn that clichéd expression on its head and give oil producers something to cheer about.

Scientists at Rice University’s Brown School of Engineering have successfully demonstrated that microscopic saltwater droplets can emulsify crude oil when done in the right proportions and conditions, something that could have huge ramifications for the shale industry.

Understanding how the two seemingly immiscible liquids combine could lead to cheaper enhanced oil recovery (EOR) compared to currently used chemicals and methods is the key here.

Chemical and biological engineer Sibani Lisa Biswal and her colleagues have put their time into trying to characterize various rock, water, and crude types to determine what works and what does not.

It turns out the magical ‘smart water’ that could revolutionize the shale industry is cheap and plentiful seawater.

More Productive Wells

Biswal and her team confirmed that oil wells are more productive when the right salt concentration is carefully matched to both the crude oil and the rock, sandstone or carbonate formation.
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phyvette a écrit :Serait ce donc la seconde des quatre nouvelles Arabie Saoudite a découvrir de Shell ?

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Optimisme total sur les ressources

Les bonnes nouvelles se succèderaient donc à un rythme régulier sur la planète hydrocarbures marocaine qui, rappelons le, ne produit, aujourd’hui, qu'une quantité infime de pétrole (moins de 6 000 barils par jour). La société d’exploration australienne Tangiers Petroleum, a annoncé que le prospect Trident et, secondairement, Assaka et TMA, au sein de sa concession Tarfaya Offshore, devraient contenir jusqu'à 750 millions de barils de pétrole récupérable, rapporte aujourd’hui, jeudi 7 février, l’agence Ecofin. Notez bien, le conditionnel et l’adverbe « jusqu’à ». Il ne s’agit pas de ressources certaines, d’une part, et le gisement contiendrait, s’il existe, moins de 750 millions de barils.

« [Le] modèle économique [des sociétés d’exploration qui communiquent régulièrement, ndlr] n'est pas tant de produire le pétrole que de découvrir des gisements en limitant le risque, explique Christian Besson, analyste de l'Agence internationale de l'énergie, à Jeune Afrique. N'ayant généralement pas de cash pour assurer la production, elles ont donc intérêt à faire "monter la sauce" [en communiquant sur des ressources prospectives prometteuses, ndlr] afin de vendre au mieux tout ou partie de leur licence à une compagnie productrice. »

Revendre ses parts
L’objectif de toutes ces belles annonces n’a donc qu’un but : convaincre les compagnies d’exploitation ou d’exploration plus poussée - car Leon Energy et Tangiers Petroleum manque de moyens – qu’elles sont assises sur un gisement mirifique. Il faut bien sûr apporter des preuves tant les investissements nécessaires à l’exploitation sont lourds et coûteux, mais une communication offensive est aussi nécessaire. Convaincues, les autres compagnies d’exploitation rachètent leurs concessions plus chères.

San Leon Energy et Tangiers Petroleum sont totalement dans cette configuration. La société Cairn Energy a racheté 50% des parts des sociétés San Leon Energy, Seric et Long Rich Oil. Elle a payé pour cela 1,5 million de dollars, révèle, le 31 janvier, sharecast.com. Pour forer un puits d’exploration sur cette parcelle – c’est dire si l’on est encore loin de l’exploitation – Cairn Energy vient d’investir 60 millions de dollars.

Très peu de pétrole
Exactement de la même façon, en décembre 2012, Tangiers Petroleum a cédé 50% des parts de la licence à la compagnie portugaise GalpEnergia qui se chargera du financement du forage d'exploration destiné à évaluer Trident et les objectifs secondaires Assaka et TMA avant la mi-2014.

En 2000, Mohammed VI prononçait un discours pour l’anniversaire de la Révolution du roi et du peuple resté fameux pour sa référence aux hydrocarbures, « nous nous réjouissons, au moment où nous célébrons ces deux glorieux anniversaires, de t’annoncer, cher peuple, la bonne nouvelle de la découverte du pétrole et du gaz, de bonne qualité et en quantités abondantes, dans la région de Talsint dans les provinces de l’Oriental qui nous sont si chères ». 12 ans ont passé et la production pétrolière marocaine reste insignifiante.

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Et le Maroc est bien placé, puisqu’il dispose d’énormes réserves de schistes bitumineux, au 6ème rang mondial après les Etats-Unis, la Russie, le Brésil, la République
Démocratique du Congo (RDC) et l’Italie. Selon des estimations datant des années 70, les réserves prouvées atteignaient déjà 5,5 milliards de tonnes d’huile, à comparer à un volume d’importation du pétrole brut de 3,3 millions de tonnes en 2009 ! Notons de plus que les recherches avaient été interrompues en… 1977, les réserves déjà mises en évidence apparaissant suffisamment conséquentes.

Selon des études géologiques beaucoup plus récentes, entreprises sous l’égide de l’Office national des hydrocarbures et des mines (Onhym, ex-Onarep) marocain, les réserves d’huile des gisements de Timahdit (Moyen Atlas) et de Tarfaya (à l’est de la ville de Tarfaya, le long du littoral atlantique) sont évaluées respectivement à 42 milliards de tonnes et à 80 milliards de tonnes respectivement. Et d’autres gisements s’avèrent très prometteurs, notamment ceux du Gite de Tanger et du domaine rifain, du bassin d’Aït oufella-El kbab, du Haouz-Tadla, d’Essaouira-Hha, de Souss, de Ouarzazate et de Boudnib !

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Le Maroc a fait le choix du procédé in-situ, plus responsable en matière d’environnement et de risques écologiques. Le principe consiste à pyroliser les schistes sous-terre pour en extraire de l’huile. Ce procédé a fait l’objet de plusieurs études réalisées par le Bureau de recherches et de participations minières (BRPM) marocain, en collaboration avec des multinationales pétrolières. Les résultats ont montré que les schistes marocains étaient adaptés au traitement par pyrolyse, ce qui a amené le Maroc à développer un process en propre, dénommé T3 (Tanger, Timahdit, Tarfaya).

Après avoir signé des accords avec le brésilien Petrobras (2007) et le français Total (2008), la ministre de l’Energie, des Mines, de l’eau et de l’environnement, Mme Amina Benkhadra, vient de conclure un protocole d’accord avec le groupe estonien Eesti Energia (connu aussi sous le nom d’Enefit). Ce dernier s’appuie sur ses compétences nationales, sachant qu’en Estonie, 90% de la production d’énergie provient de centrales thermiques fonctionnant aux schistes bitumineux.

Eesti Energia va donc conduire dans un premier temps, une série d’études et d’analyses spécialisées pour évaluer le potentiel du Maroc en matière de schistes bitumineux. Dans une seconde étape, la société estonienne entreprendra des travaux de développement et apportera son know-how pour réaliser des unités de production d’énergie à partir des schistes bitumineux.

energy_isere a écrit :

San Leon Energy : « Le Maroc a une des plus grandes réserves de schistes bitumineux dans le monde »

Agence Ecofin 07 Fev 2013

San Leon Energy : « Le Maroc a une des plus grandes réserves de schistes bitumineux dans le monde »

Agence Ecofin 07 Fev 2013

Quelques jours après le résultat positif des analyses des données sismiques 3D du bloc offshore de Tarfaya, l’étude, commandée à Enefit Outotec Technology (EOT) par la compagnie San Leon Energy, annonce de nouveaux potentiels pour Tarfaya onshore : « Le Maroc a une des plus grandes réserves de schistes bitumineux dans le monde et des projets tels que Tarfaya aidera le Royaume à répondre à ses besoins énergétiques futurs » a déclaré, Oisin Fanning (photo), président exécutif de San Leon Energy.

L’étude a été menée en partie sur la base des données de forage provenant des activités de Shell dans les années 1980. EOT a également prélevé 34 échantillons, à des intervalles de 0,5 mètre, à partir des couches de schistes bitumineux. Ces échantillons ont fait l’objet d’une double analyse, en Estonie, puis en Allemagne. Il en résulte qu’un rendement en huile de 72 litres de pétrole par tonne de matière extraite est réalisable.

Sur cette base, San Leon Energy devrait chercher le partenaire optimal pour une usine présentant une capacité de traitement de 5000 - 10000 barils par jour.

« Nous sommes très encouragés par les résultats de cette évaluation préliminaire menée par l'EOT. Nous sommes désormais persuadés de la faisabilité du traitement des schistes bitumineux de Tarfaya.» a ajouté Oisin Fanning.