par mobar » 20 déc. 2014, 19:31
energy_isere a écrit :mobar a écrit :.....de remettre en production des champs abandonnés avec les nouvelles techniques d'extraction, ce qui est était en train de se faire avant la chute des cours....
exemples ?
La par exemple
http://www.usinenouvelle.com/article/et ... ir.N131533
Exploiter les puits existants au maximum
Avant de se lancer dans le développement de ces nouveaux gisements, les pétroliers tentent d’abord d’exploiter les champs existants au maximum. En la matière, la technologie de «l’Enhanced oil recovery» (EOR), que l’on pourrait traduire par l’amélioration de la récupération du pétrole, permet de relancer la production sur certains sites abandonnés. Avec les techniques traditionnelles, un champ pétrolier est en effet exploité en moyenne à 35% de sa capacité. Avec l’EOR, l’objectif est d’atteindre un taux de récupération de 60 à 70%
Si cette technologie tient ses promesses, elle permettrait de repousser assez loin la perspective du pic de la demande?. «Si on augmente de 1% seulement le taux de récupération, cela permet d’alimenter l’équivalent d’un an et demi de production », précise Rolland Vially, géologue à l’IFP. Selon l’IEA, 300 milliards de barils pourraient être produits grâce à la technologie de l’EOR.
Ou là
http://www.usinenouvelle.com/article/un ... se.N131433
Ou la
http://www.tresor.economie.gouv.fr/1017 ... s-au-benin
Blocs forés à titre exploratoire et anciens blocs à remettre en production
D’autres sociétés ont d’ores-et-déjà pris la décision de forer, à l’image du consortium composé de Hunt Oil (Etats-Unis), Century Energy (Canada), et SOBH (Bénin) qui occupe le bloc 2. Deux forages ont déjà été réalisés par Hunt Oil, et un troisième va être démarré d’ici octobre 2014. Le bloc 4, qui se situe en eaux profondes, et a déjà fait l’objet d’un premier forage, effectué par le consortium CBH (Bénin) - Petrobras (Brésil) - Shell (anglo-néerlandaise), qui s’apprête à forer un deuxième puits en octobre 2014. Le pétrole se trouverait à une distance totale de la surface (hauteur d’eau et profondeur du puits) de plus de 5 000 m. Compte tenu des couts engendrés par cette distance, l’exploitation ne se justifierait que si les réserves démontrées dépassent 300 M de barils (à comparer aux 2 Mds de barils du Gabon et aux 660 M du Ghana). L’exploitation de ce champ en eau profonde ne pourrait pas intervenir avant environ cinq ans, délai minimum requis pour la construction d’une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO).
Le bloc 1 compte dix puits de production, actuellement inutilisés. Ils se situent dans le Champs de Sèmè, zone exploitée de 1982 à 1998, dont la production a été interrompue en raison des cours trop faibles des barils sur les marchés. La question de la remise en production de ces puits se pose et la décision devrait intervenir sous peu. La société nigériane Sapetro explore actuellement le bloc 1, et prévoit de forer trois nouveaux puits de développement dans le Champs de Sèmè à partir de mars 2015.
[quote="energy_isere"][quote="mobar"].....de remettre en production des champs abandonnés avec les nouvelles techniques d'extraction, ce qui est était en train de se faire avant la chute des cours....[/quote]
exemples ?[/quote]
La par exemple
http://www.usinenouvelle.com/article/et-si-le-petrole-avait-un-avenir.N131533
[quote]Exploiter les puits existants au maximum
Avant de se lancer dans le développement de ces nouveaux gisements, les pétroliers tentent d’abord d’exploiter les champs existants au maximum. En la matière, la technologie de «l’Enhanced oil recovery» (EOR), que l’on pourrait traduire par l’amélioration de la récupération du pétrole, permet de relancer la production sur certains sites abandonnés. Avec les techniques traditionnelles, un champ pétrolier est en effet exploité en moyenne à 35% de sa capacité. Avec l’EOR, l’objectif est d’atteindre un taux de récupération de 60 à 70%
Si cette technologie tient ses promesses, elle permettrait de repousser assez loin la perspective du pic de la demande?. «Si on augmente de 1% seulement le taux de récupération, cela permet d’alimenter l’équivalent d’un an et demi de production », précise Rolland Vially, géologue à l’IFP. Selon l’IEA, 300 milliards de barils pourraient être produits grâce à la technologie de l’EOR.
[/quote]
Ou là
http://www.usinenouvelle.com/article/un-champ-petrolier-retrouve-sa-jeunesse.N131433
Ou la
http://www.tresor.economie.gouv.fr/10172_les-ressources-petrolieres-et-minieres-au-benin
[quote]Blocs forés à titre exploratoire et anciens blocs à remettre en production
D’autres sociétés ont d’ores-et-déjà pris la décision de forer, à l’image du consortium composé de Hunt Oil (Etats-Unis), Century Energy (Canada), et SOBH (Bénin) qui occupe le bloc 2. Deux forages ont déjà été réalisés par Hunt Oil, et un troisième va être démarré d’ici octobre 2014. Le bloc 4, qui se situe en eaux profondes, et a déjà fait l’objet d’un premier forage, effectué par le consortium CBH (Bénin) - Petrobras (Brésil) - Shell (anglo-néerlandaise), qui s’apprête à forer un deuxième puits en octobre 2014. Le pétrole se trouverait à une distance totale de la surface (hauteur d’eau et profondeur du puits) de plus de 5 000 m. Compte tenu des couts engendrés par cette distance, l’exploitation ne se justifierait que si les réserves démontrées dépassent 300 M de barils (à comparer aux 2 Mds de barils du Gabon et aux 660 M du Ghana). L’exploitation de ce champ en eau profonde ne pourrait pas intervenir avant environ cinq ans, délai minimum requis pour la construction d’une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO).
Le bloc 1 compte dix puits de production, actuellement inutilisés. Ils se situent dans le Champs de Sèmè, zone exploitée de 1982 à 1998, dont la production a été interrompue en raison des cours trop faibles des barils sur les marchés. La question de la remise en production de ces puits se pose et la décision devrait intervenir sous peu. La société nigériane Sapetro explore actuellement le bloc 1, et prévoit de forer trois nouveaux puits de développement dans le Champs de Sèmè à partir de mars 2015. [/quote]