Tight Oil USA

[CP3]

Extrait : " The downturn in oil prices since October 2018 should start to translateThe downturn in oil prices since October 2018 should start to translate into much slower, or even negative, growth in oil production in the third or fourth quarter of 2019 and beyond into 2020. "

" into much slower, or even negative, growth in oil production "

L' article mentionne une croissance négative , ce qui à priori signifie donc bien une baisse de la production .

[tita]

@CP3, je n'avais pas lu jusqu'au bout en effet. Merci de me corriger

Le décompte des forages continue de glisser vers le bas. 12 unités en moins cette semaine (-5 pour le pétrole, -7 pour le gaz). On est désormais à -18% par rapport au pic de novembre 2018, et il faut remonter à plus de deux ans en arrière (mai 2017) pour trouver un niveau aussi faible.

Et surtout, la baisse semble légèrement s'accélérer, étant la plus forte ces 4 dernière semaines depuis le début de ce glissement.

Reste à mesurer l'impact sur la production, en particulier si les producteurs peuvent compenser en complétant leurs puits déjà forés (les DUCs). A mon avis, on y verra plus clair en novembre.

On aura aussi, en novembre, les résultats financiers pour le 3ème trimestre des différents opérateurs.

[energy_isere]

Suite de ce post du 6 mai 2019 https://www.connaissancedesenergies.org ... ole-190916

Les.unites mobiles de fracking converties en électricité faite sur place avec conversion de l'énergie du gaz fonctionnent bien, mais sont très chères en investissement, la technique ne se répand pas beaucoup.

Why Oil Giants Aren’t Excited About E-Fracking

By Tsvetana Paraskova - Sep 15, 2019
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https://oilprice.com/Energy/Energy-Gene ... cking.html

Baker Hughes avait 8 systèmes dans le Permien en Mai 2019
https://oilprice.com/Energy/Energy-Gene ... rmian.html

Sur le site de Baker Hughes https://www.bhge.com/electric-fracturing

Electric Fracturing Solutions

Gas Turbines for Electric Fracturing - Big Power, Small Footprint
We’re solving some of the industry’s toughest challenges in operating off-grid fracturing fleets, such as logistics, operational footprint, power, and reducing noise and flare gas emissions with products from our Turbomachinery & Process Solutions portfolio.

BHGE’s mobile and modular turbines allow customers to switch from diesel-fueled engines to gas turbines that produce electricity to power pressure pumps for hydraulic fracturing operations. Our high-efficiency electric fracturing solutions help you save on fuel costs and fulfill commitments to reduce carbon emissions in places like the Permian Basin and remote areas across the world.

BHGE’s family of modular gas turbines are the heartbeat of the electric fracturing revolution. These compact, high efficiency modular packages are easy to install, afford low maintenance and high availability, and reduce noise and flare gas emissions. They are customizable to fit your needs with a variety of options available in power ranges from 5.6MW to 34.5MW.
....

[tita]

L'eia a sorti le dernier Drilling Productivity Report (DPR), principalement axé sur la production du LTO.
https://www.eia.gov/petroleum/drilling/#tabs-summary-1

Je regarde surtout l'état des DUC (puits forés non complétés), les estimations de production des différents bassins étant trop imprécises. On peut néanmoins constater que l'eia prend en compte un ralentissement dans la production.

Le nombre de DUC diminue, et ce dans tous les bassins. Il est passé de 8'246 en mars à 7'950 en août. Un changement notable puisqu'il avait pratiquement augmenté en continu depuis 3 ans, son plus bas niveau avait été de 5'393 en novembre 2016.

C'est bien sûr lié à la baisse du nombre de forages tandis que le nombre de puits complétés reste stable. Dans le bassin Permien, le nombre de complétion atteint un niveau record.

Si cette situation se poursuit (baisse des forages, diminution des DUCs) ça va rendre la marge de progression de la production du LTO plus difficile. La priorité est de compléter les puits les plus profitables... Les DUCs sont moins performants. La performance globale diminuant, il faudrait mettre en production plus de puits pour compenser.

Je commence donc à penser que la production US va stagner... Mais tout dépendra de l'évolution des prix du pétrole qui pourrait changer la donne.

[alain2908]

L'eia a sorti le dernier Drilling Productivity Report (DPR), principalement axé sur la production du LTO.
https://www.eia.gov/petroleum/drilling/#tabs-summary-1

je reviendrai sur ces chiffres pour être sur de bien les comprendre.
Je poste juste ici ce graphe qui montre l'inflexion de l'activité US de forage.

Source Oilprice.com

et sur le fonctionnement général : Un forage (drill) crée un DUCS (activité qu'on suit bien à travers les stats de Bakker Hughes)
Par contre j'ai l'impression qu'on manque de Stat sur le passage des puits incomplets (DUCS) aux puits en prod (complete WELL ?)

[tita]

Baker Hughes indique le nombre de machines de forages en activité.

Dans le fichier excel "DUC data" du lien que j'ai mis, l'eia indique le nombre de puits forés (drilled) par mois et le nombre de puits complétés (completed)

Par exemple, pour le mois d'août, 1247 puits ont été forés (un des niveaux les plus bas depuis mars 2018), et 1389 puits ont été complétés (pas beaucoup plus bas que le plus haut niveau enregistré en avril dernier à 1408). Ce qui réduit le nombre de DUCs.

Je ne sais pas dans quel ordre ils complètement leurs DUCs... Je suppose juste qu'ils commencent par ceux qui offrent le meilleur rendement.

[Invité]

Pour encore la N ième semaine consecutive le nombre de puits en activité poursuit sa baisse . Mais dans ce contexte , biensûre, rien n' y fait. Le popeye américain continue à produire à des niveaux records et à procéder du volume .Un peu comme le ferait un carnassier dont l' esprit fait rayonner l' amérique .

[tita]

Pour les chiffres, 18 unités en moins (-14 pour le pétrole, -5 pour le gaz, +1 pour divers). Pour les 5 dernières semaines, c'est 67 machines de forages en moins alors que ce n'était que 56 en moins sur les 16 semaines précédentes.

[tita]

Ah, et encore le fait que la production dans le Bakken a augmenté en juillet:
https://shaleprofile.com/2019/09/17/nor ... july-2019/

Avec un lien sur un article qui décrypte un article du Wall Street Journal en début d'année, très critique sur le schiste:
https://www.linkedin.com/pulse/nature-c ... -lapierre/

The WSJ authors claim that “two-thirds of projections made by the fracking companies between 2014 and 2017 in America’s four hottest drilling regions appear to have been overly optimistic”[1]. The authors further singled out Pioneer Natural Resources (PXD) and Parsley Energy (PE) as the WSJ’s newly generated projections pointed to 25% less recovery than what “their owners projected to investors”.

Les prévisions étaient bien plus optimistes que la réalité. Pour certaines firmes, c'était 25% en dessous. Ce qui a refroidi les investisseurs qui ont été induis en erreur.

Also worth noting, for the first time in the 10-year history of the shale oil revolution, capital budgets are being reduced not as a direct response to structural changes in commodity prices but rather in response to investors who no longer seem willing to tolerate value destruction from unprofitable development spending. Together, the widespread layoffs[8,10], executive retirements[5] and capital budget reductions[9] suggest there is a yet-to-be-identified, or yet-to-be-addressed, fundamental obstacle hindering the commercial production of oil from frac’d shale reservoirs.

Et c'est un fait... On constate une baisse des investissements.

Il explique ensuite le problème du Gas-to-Oil Ration (GOR) qui était estimé constant et le niveau de déclin minimum. Hors, le GOR augmente au fil de l'exploitation du puits, et la production des puits décline plus rapidement qu'annoncé. Au lieu d'un lent déclin de 7% par an sur 15-30 ans, on atteindrait un déclin très rapide et le pétrole total récupéré serait 50% en moins qu'envisagé.

Based on the data and figures presented in this work, when compared to existing forecast methodologies, widespread production shortfalls in excess of 50% appear imminent across a material fraction of total US shale oil production.

Mon avis, c'est que la baisse des forages qu'on observe n'est pas qu'un simple passage à vide... C'est un changement fondamental dans la perception du rendement du LTO par les investisseurs.

[Glycogène]

Au lieu d'un lent déclin de 7% par an sur 15-30 ans,

Comment ont ils pu croire ça ?
C'est le déclin d'un champ conventionnel !

[tita]

Au lieu d'un lent déclin de 7% par an sur 15-30 ans,

Comment ont ils pu croire ça ?
C'est le déclin d'un champ conventionnel !

L'auteur explique que c'est par la représentation du profil de production d'un puits qui induit en erreur. Si on prend ce graphique de Rystad:


Il y a bien sûr une forte baisse au début, mais ce déclin s'atténue laissant penser que le puits peut produire à un taux certes nettement plus faible que le taux initial, mais sur une longue période avant d'atteindre une taux de production trop faible (2-5 barils par jour) pour les coûts d'exploitation et être abandonné.

C'était aussi un peu l'idée qu'un nombre considérable de puits mis en production auraient après quelques années une production en lent déclin, mais qui cumulée, offre une base de production.

Encore une fois, le phénomène LTO tel qu'on le connaît est récent, et il n'y a pas beaucoup de recul sur les performances des puits sur la durée. Une meilleure compréhension rend les investisseurs plus prudents.

[Glycogène]

Il y a bien sûr une forte baisse au début, mais ce déclin s'atténue laissant penser que le puits peut produire à un taux certes nettement plus faible que le taux initial, mais sur une longue période avant d'atteindre une taux de production trop faible

Sur ce graphique, pour la courbe verte, entre 3 et 4 ans, en étant optimiste (arrondi inférieur pour le début et supérieur pour la fin), on passe de 170 à 130.
C'est à dire un déclin de 23% en 1 an ! On est loin des 7-8%. Le graphique est juste.

Si les investisseurs se font bernés par l'aspect général du graphique sans regarder les chiffres de près, c'est bien fait pour eux !

[Yoann46]

Les investisseurs seraient stupide ou cupide?

[kercoz]

Les investisseurs seraient stupide ou cupide?

Scupide.

[alain2908]

l'article n'est pas aussi caricatural.
le taux de dépletion de 7% utilisé dans les prévisions est celui qui est estimé après les baisses massives des 4 premières années.
Sauf que l'auteur fait le constat que dans la plupart des cas, il n'est pas pérenne et se met à chuté brutalement de manière corélative à la proportion de gaz croissante qui remonte du puits.
Résultat des courses, les prévisions de production cumulée par puits seraient fortement surestimées, ce qui va avoir une incidence sur la rentabilité des opérations et la capacité à se refinancer.
Heureusement l'article n'a été lu que par 290 lecteurs