oleocene.org

Merci pour l'info sur Oudna.

Voici la dernière mise à jour avant le bilan final de janvier 2007.
Il y a pas mal de changement depuis la dernière version grâce aux précieuses informations contenues dans le dernier article de Rembrandt Koppelaar sur TheOilDrum.





Toujours aussi peu d'informations publiques en provenance de l'Iran, du Mexique et des Emirats.
95 projets apportant 5.2 millions de barils/j dont 1.9 millions sont effectivement en production. Pour le moment, le rapport Production constatée/Production attendue est donc de 36%. Cela ne préjuge pas du résultat final : on peut supposer que beaucoup d'annonces de début de production n'apparaîtront que dans les rapports annuels
.

Il est dommage pour l'intérêt de cette étude que l'Opep ne produise plus "à pleine capacité".

Devenson Oudna vient d'être inauguré.

Economie-Pétrole: Inauguration du plus important champ pétrolier off shore tunisien

SOUSSE, (TAP) - Le champ pétrolier off shore "Oudna" qui se trouve dans le golfe de Hammamet, à 80 km du littoral a été inauguré mardi. Ce puit se trouve dans une concession attribuée à un groupe d'entreprises composé de la société suédoise ''Lundin Petroleum'' et la société chinoise ''Atlantis'' dont le plan de développement a été approuvé depuis deux ans.

Ce champ est le plus important champ off shore de pétrole tunisien en production. Il est le septième à entrer en production dans l'off shore tunisien après Ashtart, Miskar, Didon, Cercina, El Bibane et Isis. Sa production dépasserait 15.000 barils par jour. Le développement du champ « Oudna » a nécessité des investissements de l'ordre de 130 millions de dollars.

Le ministère de l'Industrie, de l'énergie et des PME M.Afif Chelbi a, à cette occasion visité les installations de ce champ pétrolier s'informant notamment des nouvelles technologies pétrolières mises en oeuvre pour assurer sa production.

M.Chelbi a félicité les dirigeants du groupe d'entreprises ayant réalisé le développement du champ « Oudna » pour cette réalisation formant l'espoir que cette coopération pétrolière se développe davantage et se concrétise dans d'autres concessions pétrolières.

Il a exprimé à cet effet la volonté de la Tunisie d'encourager davantage l'effort de prospection et de production pétrolière rappelant les récentes mesures présidentielles destinées à impulser l'investissement dans ce domaines et les opportunités offertes pour le partenariat énergétique en Tunisie.

M. Afif Chelbi s'est également informé à cette occasion des conditions de travail des techniciens tunisiens qui ont participé activement au développement de ce champ et exprimé sa satisfaction de trouver à bord un personnel à 100 pc tunisien pour la conduite et la gestion des installations.

Il les a félicité à cette occasion pour leurs efforts et l'abnégation dont ils font preuve pour assurer le bon fonctionnement de cette réalisation pétrolière.

lien

http://www.lemonde.fr/web/depeches/0,14 ... -46,0.html

Statoil a annoncé vendredi une nouvelle révision à la baisse, d'environ 3%, de ses objectifs de production

Pour l'année en cours, le groupe prévoit désormais de produire 1,14 million de barils équivalent-pétrole par jour (bep/j) contre une fourchette de "1,175 million et 1,2 million de bep/j" présentée le 31 juillet lors de la présentation des résultats du deuxième trimestre.

Pour 2007, Statoil table dorénavant sur une production de 1,3 M bep/j contre 1,4 M bep/j prévus jusqu'à présent.

Ces difficultés sont liées à des retards sur des projets ou des baisses de régime sur certains gisements existant tant sur le socle continental norvégien (Kristin et Tampen pour le pétrole, Troll, Kvitebjoern et Visund pour le gaz naturel) qu'à l'international (Iran, Venezuela, Angola, Algérie).

Tiens Devenson Tempa Rossa fait parti de ta base de données ils ne prevoient pas de production avant 2010.

Total: lancement du projet Tempa Rossa en Italie.

Vendredi 22 septembre 2006 / 12h49

(Cercle Finance) - Total annonce la signature avec la région de Basilicate, dans le sud de l'Italie, de l'accord définitif permettant la mise en oeuvre du développement du gisement de Tempa Rossa. Cet accord définit également l'engagement du Groupe en matière d'environnement et comprend un projet d'actions sociétales avec la Basilicate.

'L'exploitation de ce champ se fera à partir de 6 puits producteurs, dont 5 ont déjà été forés, reliés à un centre de production.' explique la compagnie pétrolière française, estimant par ailleurs que 'le gisement de Tempa Rossa, qui doit entrer en production en 2010, produira en plateau de l'ordre de 50 000 barils de pétrole par jour'.

Estimer le déclin de la production existante est quelque chose de très compliqué. Il me faudrait des pages pour en parler ... et cela supposerait que je maîtrise le sujet, ce qui est loin d'être le cas.
Quelques remarques cependant.
Chris Skrebowski estime qu'il y a trois types de déclin :
* type I : certains puits d'un champ déclinent, mais cela est compensé par de nouveaux puits ou des améliorations des puits existants
* type II : des champs déclinent, mais cela est compensé par d'autres champs dans un même pays (ou une même région)
* type III : le déclin touche la production totale d'un pays

Cette classification est intéressante, mais présente des défauts :
- je ne suis pas sur que les catégories soient mutuellement exclusives. Dans quelle mesure, le déclin d'un pays tout entier est-il fait de déclins de type II et I ?
- le déclin de type I n'est jamais connu exhaustivement, puisque il concerne des dizaines ou centaines de milliers de puits.

Ce déclin de la production existante est parfois estimé à 5%. C'est le chiffre que cite par exemple O. Appert de l'IFP au congrès Aspo à Paris en 2003. Chiffre Exxon : entre 4 et 6%. Je ne sais pas si cette valeur ne s'applique qu'au pétrole dit conventionnel (actuellement 73 à 75 millions de barils/j) ou à la production totale. Les déclins des condensats, gaz de pétrole liquide, pétroles lourds, sables, schistes, GTL, CTL, etc ... sont parfois négligeables et de toutes les façons de nature très différente.

Pour moi, connaître cette valeur ne présente aucun intérêt en pratique. En effet, on ne peut pas dire qu'il faut trouver 4mb/j pour seulement compenser le déclin de la production existante. Exemple :
Imaginons un champ produisant 100.000b/j par l'intermédiaire de 20 puits de 5000b/j. Si le déclin est de 5%, il faut donc trouver chaque année 5000b/j pour le compenser. Cela peut se faire en gagnant 1000b/j sur 5 puits en utilisant de nouvelles techniques ou en ouvrant un nouveau puits de 5000b/j ou une combinaison des deux. C'est le déclin de type I. Plusieurs millions de barils le compensent chaque année, mais sans aucune annonce publique de nouvelle production.

Le déclin de type III (pays) peut être évalué de façon un peu plus précise, mais n'est guère plus utile. J'ai fait un petit travail à partir des données BP Review sur ce déclin. Les résultats (non fiables - à ne pas reprendre) étaient les suivants :
2001/2000 : -0.8% (-620.000b/j)
2002/2001 : -1.1% (-850.000b/j)
2003/2002 : -1.6% (-1.200.000b/j)
2004/2003 : -1.15% (-890.000b/j)
2005/2004 : -1.6% (-1260.000b/j)
Etablir le bilan pour les quelques pays clairement en déclin régulier (Australie, Etats-unis, Norvège, Royaume-uni, Indonésie) ne pose pas de problème. Pour les pays de l'Opep produisant au-dessus de leurs quotas, il ne faut pas considérer leurs baisses de production (à priori ces baisses ne sont pas un signe de déclin). Pour certains autres (Iran, Vénézuéla), on ne sait pas si une baisse de production d'une année sur l'autre est volontaire ou si ces pays sont vraiment entrés en déclin. Je les ai inclus dans les chiffres précédents.

Le seul déclin qui me semblerait intéressant à connaître (dans l'optique du pic) est celui qui doit absolument être compensé par de nouvelles productions pour garder une production constante. Mais, comme je l'ai indiqué dans la présentation de mon projet, on ne pourrait le connaître exactement que si tous les pays produisaient à pleine capacité et en totale transparence. Mon estimation, en suivant Skrebowski, est que cette "érosion de capacité de production" est actuellement d'environ 1,5 millions de barils/j par an (dans une large fourchette de +/- 500.000b/j - entre 1.3 et 2.5% de la capacité totale), et qu'elle croît d'année en année.

quelle est la fourchette,de declin des productions déjà existante,je retouve des chiffres assez disparates?

Merci de ces infos.

Bien qu'apparemment semblables, les projets de Skrebowski, Koppelaar ou Cera sont assez différents de ce que j'essaie de faire. Je prends l'exemple du champ ACG Megastructure ( Azery Chirag Gunashli), qui est très important car c'est 3ème en volume durant les cinq prochaines années.

ACG phase I (Central Azery )devrait atteindre 500.000 b/j en 2008. ACG phase II (East Azery et West Azery) 300.000 b/j également en 2008.
La démarche type Skrebowski est de considérer ces valeurs comme effectivement atteintes aux dates indiquée. Pour lui, ACG Ph I produira 300 kb/j sur 2006-2007 (200 Kb/j à la fin de 2005), et ACG ph II 300kb/j sur 2007-2008. Pour prendre en compte les retards qui se produisent toujours en moyenne, il applique un coefficient arbitraire (mais correspondant à son expérience) de délai de 20%. Pour lui donc, ACG fournira 1 million b/j en 2010, (ACG ph III fournira 200 kb/j en 2009).

Ma démarche est de vérifier ce qui se passe réellement en prenant uniquement l'année 2006. En faisant la synthèse des différentes infos disponibles, je détermine les valeurs suivantes (toutes les valeurs sont des valeur max) :
ACG Ph I : +145kb/j en 2006 : fin Août, on était à 120 kb/j
ACG Ph II est en avance : 125 kb/j en 2006 (mon estimation est très optimiste) ; on a annoncé récemment un démarrage effectivement prévu pour fin 2006 ; je note 10 kb/j (en toute logique, je devrais laisser cette valeur en blanc). Mais l'important seront les valeurs que je colligerai en janvier 2007.

Pour ACG, les informations concordaient relativement et le projet semble pour le moment se dérouler correctement.

Le cas de Tengiz 2 (Kazakhstan) est plus intéressant (données en Kb/j).
Pour CIBC +40 en moyenne en 2006, max de 470 en 2012
Pour Koppelaar : + 200 en 2007 + 220 en 2010
Pour Skrebowski 2006 : +150 en 2006, rien après
Pour Cera : +285 en 2007
Pour Staniford de TheoilDrum : entre 140 et 240 débutant en 2006

C'est à cause de telles imprécisions que j'ai voulu essayer d'y voir plus clair. J'avais noté (là aussi un peu optimiste) +150 en 2006. Mais on a appris depuis que la production ne débutera pas en 2006.

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Evolution de ma base de données depuis fin Août (max obtenus):
Sakhalin I (Russie) --> +95
Ajoût de Oseberg west flank (Norvège) --> +10

J'ai trouvé dans ce document de l'IFP quelques données intéressantes quant aux nouvelles capacités de production prévues en Afrique de l'Ouest et en Mer Caspienne, d'ici 2008.

D’ici à 2008, l’offshore d’Afrique de l’Ouest (Angola,
Nigeria et Congo) et la mer Caspienne (Kazakhstan) verront
plusieurs mises en production et extensions majeures dont
les contributions seront très significatives : 500 kb/j pour
Kizomba B et C, 295 kb/j pour Dalia, Rosa et Lirio, 800 kb/j
pour Azeri-Chirag-Guneshli, 450 kb/j pour Tengiz, 370 kb/j
pour Kashagan.

Ca peut sans doute t'aider dans l'élaboration de ton modèle, Devenson.

Par ailleurs, il est judicieux de parcourir le document dans son intégralité, car il résume de manière lisible l'évolution du marché pétrolier depuis 2004, et rappelle quelques éléments macro-économiques qu'il faut bien garder à l'esprit.

sceptique a écrit : Si d'autres découvertes du meme tonneau (euh baril !) sont faites dans les prochaines années cela peut différer le PO. Par exemple, si on estime le déclin naturel des champs matures à 2-3 Mb/j et la croissance de la consommation à 1-2 Mb/j (sous l'hypothèse qu'elle reparte après la baisse attendue des prix qui va stimuler la demande), alors il faudrait découvrir, chaque année, l'équivalent de ce super gisement pour repousser le PO d'un an.

oui, c'est sur, si on découvrait chaque année 15 Mb, on n'aurait qu'un facteur 2 entre la consommation et la découverte de nouveaux gisements. Malheureusement on en est plutot a un facteur 3 ou 4....

et les decouvertes en eau profonde, il faudrait voir ce que ca donne dans la durée avec les ouragans....

"Si ma tante en avait (encore)..."

Sur Libération (http://www.liberation.fr/actualite/econ ... 617.FR.php) extrait :

Surenchère de moyens dans la course à l'or noir
La Compagnie générale de géophysique rachète son concurrent texan pour 2,4 milliards d'euros.
QUOTIDIEN : Mercredi 6 septembre 2006 - 06:00

Ils se présentent tous deux comme des «échographes» de la terre et des mers. Ils étaient rivaux, ils ont décidé de fusionner. La française Compagnie générale de géophysique va débourser environ 2,4 milliards d'euros pour acquérir son concurrent texan, Veritas DGC. Annoncées hier, ces noces vont créer le numéro 1 mondial des services et équipements sismiques pour l'industrie pétrolière, avec un chiffre d'affaires de 1,7 milliard d'euros et 7 000 salariés. La date est bien choisie : jamais les compagnies pétrolières n'ont été aussi avides d'augmenter leur production. Pour pallier les difficultés à trouver de nouveaux gisements de pétrole ou de gaz, à l'heure où la demande mondiale explose sous la pression notamment de l'Inde et de la Chine. Et c'est sur des compagnies comme celles-ci que les pétroliers comptent pour optimiser leurs champs ou en trouver de nouveaux.
«Réexplorer». Offshore, les navires des échographes sillonnent les mers (la flotte de la nouvelle société sera composée de vingt bateaux). «Il faut parfois réexplorer des zones où l'on a déjà cherché sans succès du pétrole ou du gaz. Car les technologies nous permettent aujourd'hui des recherches plus subtiles», explique Gérard Chambovet, directeur général adjoint chargé de la technologie. En très gros, ces sociétés prennent des images en 3D du sous-sol, qu'elles livrent ensuite à l'interprétation de leurs clients, les compagnies pétrolières. «On est même passé à la 4D, qui permet d'intégrer le facteur temps et l'évolution des fluides dans les couches géologiques», poursuit Gérard Chambovet. Ce qui vaut pour les mers vaut pour la terre. Mais, avec la raréfaction des gisements, l'exploration qui a longtemps constitué une part très dominante de l'activité de la Compagnie générale de géophysique tend à perdre de sa prééminence au profit de l'optimisation des champs déjà en activité.
....

Et si les découvertes justement se succédaient avec une mise en production différée de 5-7 ans ?

Je vais surveiller attentivement ce fil. Par ailleurs sur le fil "decouverte de 15 Gb dans le golfe du Mexique" j'ai estimé (?) que ce champ produirait 3-4 Mb/j pendant 5-10 ans avant de décroitre et cela à partir de environ 2013. 7 ans pour la mis en place des infrastructures semblant raisonnables. Si d'autres découvertes du meme tonneau (euh baril !) sont faites dans les prochaines années cela peut différer le PO. Par exemple, si on estime le déclin naturel des champs matures à 2-3 Mb/j et la croissance de la consommation à 1-2 Mb/j (sous l'hypothèse qu'elle reparte après la baisse attendue des prix qui va stimuler la demande), alors il faudrait découvrir, chaque année, l'équivalent de ce super gisement pour repousser le PO d'un an. Un en 2006 donc, puis un en 2007, un en 2008 ... Et que les mises en production que tu indiques d'ici 2013 comblent les 6 ans * 4 Mb/j soit 24 Mb/j qui vont manquer à l'appel d'ici là.
En attendant, en prenant l'hypothèse du PO en 2013 la nouvelle découverte le repousse en 2014... On est sauvé !

GillesH38 a écrit :bravo dev, travail remarquable!
je me trompe , ou les previsions ne sont jamais dépassées, et même rarement atteintes?

Je ne suis pas du tout spécialiste, mais il me semble normal que les productions ne dépassent pas le max annoncé. En effet, les infrastructures d'un projet sont conçues pour gérer ce débit précis ; de plus, ce débit correspond également a un optimum pour la durée de vie du gisement, sa rentabilité économique, etc...
Par contre, j'ai l'impression que, la plupart du temps, cette valeur maximum sera atteinte, mais souvent avec un délai important. Il reste cependant encore 4 mois. Pour tous les projets listés pour lesquels je dispose d'une information, un seul (Chinguetti en Mauritanie) n'atteindra pas son maximum, du fait d'une mauvaise surprise géologique.

d'autre part est-il envisageable de tester l'hypothèse retenue sur les taux de dépletion des gisements matures, avec les stats des dernieres années?

C'était bien sur mon idée sous-jacente. Malheureusement, je me suis rendu compte que ne sera pas possible au niveau mondial, notamment pour une raison technique. Il ne suffit pas de calculer la production moyenne apportée en 2006 (j'estime d'ailleurs cette valeur dans ma base de données), mais il faudrait également ajouter une partie de la production de tous les projets ayant atteint leur maximum en 2005. Donc avoir fait le même travail pour l'année 2005. On pourrait prendre comme approximation le double de la valeur 2006, mais cela apporterai une imprécision supplémentaire dans un domaine qui en comporte beaucoup.
En effet, une autre raison tient à l'opacité qui règne dans les pays de l'Opep, notamment ceux dont le pétrole est géré par les compagnies nationales. Par exemple, les Emirats et l'Iran sont censés apporter 900.000 barils/j en 2006 et je n'ai pas réussi à trouver une seule information valable sur l'état de leurs projets. Pour l'Arabie Saoudite, ce n'est guère mieux. Il faut espérer que leur déclaration de mars 2006, en substance, "nous avions déclaré qu'Haradh III augmenterait notre capacité de production de 300.000 b/j ; c'est fait" ne s'éloigne pas trop de la vérité.
Les résultats hors Opep (plus Nigéria dont les chiffres sont plus fiables) devraient être moins imprécis.
Enfin, contrairement à l'opinion de beaucoup, je pense que certains membres de l'Opep jouent toujours leur rôle de swing-producteurs. Même en connaissant précisément leur nouvelles capacités de production, il ne serait donc pas possible de calculer leur taux de déclin.

bravo dev, travail remarquable!
je me trompe , ou les previsions ne sont jamais dépassées, et même rarement atteintes?

d'autre part est-il envisageable de tester l'hypothèse retenue sur les taux de dépletion des gisements matures, avec les stats des dernieres années?

Afin d'apprécier l'adéquation de l'offre et de la demande de pétrole dans les années futures, il est possible de comparer les nouvelles mises en production prévues, le déclin de la production existante et l'évolution de la demande. C'est la voie choisie entre autres par Chris Skrebowski, Rembrandt Koppelaar ou le Cera. Ces études sont aisément criticables sur deux points. Premièrement, il est difficile d'établir les taux de déclin de la production existante. Deuxièmement, comme il n'est pas possible de prévoir les évènement contigents pouvant retarder ou même ajourner les projets, les chiffres de productions futures sont forcément très théoriques.

Pour essayer d'y voir plus clair, j'ai entrepris depuis le début de cette année un travail dont objectif principal est d'approcher la valeur réelle des nouvelles productions 2006.

Déroulement de l'étude.

Dans un premier temps, compilation de toutes les nouvelles productions attendues en 2006, comprenant donc :
* augmentation de productions antérieures à 2006 dans le cadre de projets récents ayant une montée en régime programmée sur plusieurs années
* productions prévues pour 2005, mais ayant été retardées
* "vraies" nouvelles productions 2006
Cette compilation a été réalisée à partir de plusieurs sources (*). Seules les productions dont le débit est supérieur ou égal à 10000 b/j sont prises en compte.
Prise en compte des pétroles non-conventionnels : sables, condensats, pétroles lourds, à l'exclusion des biocarburants et des conversions de gaz naturel et charbon en hydrocarbures liquides.
En toute rigueur, il eut été préférable d'arrêter cette liste en début d'année. En pratique, je l'ai constituée petit à petit au cours du premier semestre. Cela introduit certainement un biais dans cette "étude" ... qui en comporte beaucoup d'autres.

Dans une deuxième phase, bilan en janvier 2007 des mises en production effectivement réalisées avec relevé des niveaux maximum atteints (seules valeurs utilisables). Pour des raisons pratiques - ce bilan demandera un gros travail - et aussi par pure curiosité, j'effectue également un suivi au jour le jour. Cependant, aucune conclusion sérieuse ne pourra donc être tirée avant le début de l'année prochaine.

J'en parle cependant brièvement ici pour la raison suivante. Je sais que certains d'entre vous suivent régulièrement les informations de l'industrie pétrolière. Peut-être pourrez-vous à l'occasion de vos lectures préciser ou corriger mes informations ?

Le tableau suivant comporte la liste des projets suivis. La première valeur est celle de la nouvelle production maximum attendue (en milliers de barils) en 2006. La deuxième est la valeur maximum effectivement constatée à la fin Août 2006. Pour ce dernier chiffre, la valeur 0 indique qu'il est désormais certain qu'aucune production ne débutera avant la fin de l'année. L'absence de valeur indique, soit que je n'ai retrouvé pour le moment aucune information sur ce projet, soit que la production n'a pas encore débuté.




* Sources : Prévisions Opep 2006, Cera Projects 2005, Cera projects 2006, Odac Megaprojets (Skrebowski) octobre 2005 et avril 2006, CIBC Occasionnal report 56 (février 2006), Rembrandt Koppelaar (Peak-oil Netherlands) Novembre 2005, TheOildrum, notamment leurs analyses de Cera Projects 2005, EIA (Agence Américaine de l'Energie), Simmons International Outlook 2006 (janvier 2006), Diverses sources News Schlumberger, Rigzone.com, OGJ, sites des compagnies commerciales et nationales, etc...