[Découvertes] Le pétrole antésalifère au large du Brésil

[rico]

Il va peut être dorénavant falloir parler de plusieurs PO étalés dans le temps plutôt que d'un seul.

[Seiya]

Dans la chronique Agora :
Carioca, un gisement pétrolier miraculeux ?

Vous vous souvenez, il y a quelques jours, lorsque le directeur de l'Agence nationale brésilienne du pétrole (Haroldo Lima) a annoncé au monde entier que le champ pétrolifère de Carioca "pourrait être la plus grande découverte pétrolière des trente dernières années" ? Revenons un peu sur l'emploi du terme "pourrait". Cela "pourrait" être le plus grand champ de pétrole à ne jamais entrer en production.

[Philippe]

Texte bourré d'invraisemblances et d'approximations.

A 10 000 mètres sous le niveau de la mer, on attend des pressions de l'ordre de 1 000 kg/cm² (unité interdite depuis près d'un siècle, mais encore en service, disons 1 000 bars) si le régime de pression est normal, et éventuellement jusqu'à 2 000 bars dans le pire des cas. Des pressions de 8 000 bars, ça n'existe pas dans le pétrole. D'ailleurs, à 10 000 mètres, il n'y a aucune "boue de forage" qui permet de forer des couches avec de pareilles pressions (on pourrait tenir au maximum 2 300 bars).

Pour les températures, les métaux fondent beaucoup plus haut que 260° C. Cela n'empêche pas qu'il faille des aciers spéciaux pour les hautes températures, mais le savoir-faire existe depuis longtemps (c'est le HP-HT des pétroliers : haute pression, haute température). Il faut savoir qu'à partir d'une certaine profondeur, le fond de la mer est à température constante de 2 à 4° C. Les gisements en mer profonde sont en général froids à cause de ça. Une fois qu'on commence à traverser les formations sédimentaires, la température s'accroît de 30° C environ par kilomètre. Les puits en question, à 10 000 mètres, ne sont probablement pas verticaux, mais avec une forte déviation, voire probablement horizontaux. Si c'est le cas, les températures resteront tout-à-fait dans la normale.

La traversée de couches de sel n'est pas une difficulté particulière pour un trépan. C'est la "boue de forage" qui doit être soignée, de façon à garder un profil bien cylindrique au puits.

Un trépan à 50 000 dollars n'a rien d'extravagant. Quant à en consommer 10 dans un projet de 4,7 milliards de dollars, c'est une goutte d'eau. Un trépan, ça s'évalue au prix du mètre qu'il réussit à forer. Quand un appareil de forage offshore coûte un million de dollars par jour, le coût d'un trépan qui va rester plusieurs jours dans le trou et forer 500 à 1 000 mètres est moins important que la vitesse d'avancement qu'il va permettre.

[Tokugawa]

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[appelezmoifritz]

Bon ok, commentaires bourrés d'approximations, et sinon t'en penses quoi de la découverte en elle même ?

[Philippe]

Je me garderai bien de penser quoi que ce soit de la découverte du gisement brésilien de Carioca. Je ne peux me faire un avis que sur documents, pas sur des communiqués.

Maintenant, je peux quand même faire quelques commentaires.

Tous les pétroliers savent que la fourchette de taille d'une découverte d'hydrocarbures est très importante au début. Ca peut facilement aller de 1 à 10. J'ignore à quel moment les Brésiliens ont annoncé la découverte (après quel volume de travaux). Ce que l'on sait de façon certaine, c'est qu'ils ont fait de la sismique 3D, la plus précise, qui leur a sans doute donné des cartes en isobathes (des courbes de niveau) précises des niveaux réservoirs, et qu'ils ont fait au moins un forage qui a trouvé et testé des hydrocarbures. S'ils ont annoncé la découverte après ça, le chiffre annoncé (j'ai lu 33 milliards de barils) est fantaisiste. Il faut plusieurs puits d'évaluation pour commencer à se faire une idée de la taille. Même après 3 ou 4 forages supplémentaires, on peut encore se tromper d'un facteur 2, voire davantage. Mon impression est que l'annonce a été faite après juste un forage, et donc que le chiffre est à prendre avec les plus grandes précautions. C'est fondé sur le fait qu'il est de plus en plus difficile de garder le secret sur ce genre d'activités, maintenant que les satellites permettent presque d'identifier les individus sur les plates-formes pétrolières...

Par ailleurs, certaines compagnies publient, non pas les réserves, mais les volumes en place. C'est, par exemple, le reproche que certains membres de l'ASPO font à la SAUDI ARAMCO. Si les volumes en place sont de 33 milliards de barils (avec la fourchette d'incertitude qui va avec), les réserves seront obtenues en prenant un taux de récupération dont on ignore encore tout. Le taux de récupération s'évalue après de longues études de réservoir qui prennent en compte, entre autres choses, la géométrie du gisement, ses hétérogénéités éventuelles, les caractéristiques de la roche-réservoir, les caractéristiques des hydrocarbures, le schéma de développement, etc. Je doute que les données soient d'ores et déjà suffisantes pour avoir une idée de ce taux de récupération. Du fait que le gisement est gros, ce dont personne ne doute, on aurait tendance à prendre un taux de récupération élevé, du genre 50%. Mais on a des cas de très gros gisements (Chicontepec au Mexique avec 139 milliards de barils en place d'après Wikipedia) qui ont des taux de récupération misérables.

Enfin, il ne faut pas oublier que le développement d'une découverte a un coût. J'ignore les coûts de l'offshore profond, pour n'y avoir jamais été impliqué. Au pif, je dirais au moins 8 dollars par baril, et peut-être 10. S'il y a 33 milliards de barils à récupérer (des "réserves" donc), on parle d'un budget de développement qui serait de l'ordre de grandeur de la moitié du PIB du Brésil. J'ignore où PETROBRAS va trouver cet argent. Bien souvent, les compagnies nationales sont saignées par les états, qui y voient un moyen facile de boucler leur budget. PETROBRAS va donc devoir se tourner vers les institutions financières pour trouver cet argent. Pour cela, il faut peindre en rose. L'annonce est peut-être la première couche de cette peinture.

En conclusion, ce genre d'annonce est à prendre avec les plus grandes précautions.

[Philippe]

Je rajouterai un mot sur les communiqués, pour l'avoir très souvent vécu.

Les compagnies pétrolières cotées, et surtout les petites, veulent absolument donner des chiffres de débit les plus élevés possibles. Pour cela, lors des essais de production des puits, elles procèdent à des essais, de très courte durée, quelques heures au plus, avec le puits ouvert au maximum. Il faut savoir qu'en essais de puits, on étrangle le débit avec un système appelé "duse" (en anglais "choke" ou plus rarement "bean"). Exactement comme on le fait pour l'eau au robinet. Les duses s'expriment, grâce à la poésie anglo-saxonne, en soixante-quatrièmes de pouce (1 pouce = 25,4 millimètres). Sauf pétroles très lourds, une duse de 64/64, soit 1 pouce, c'est quasiment ouvert en grand. Les compagnies soucieuses de préserver l'avenir du puits évitent de dépasser 32/64, soit 12,7 millimètres. Avec ça, on a déjà les trois quarts du débit maximal possible. L'augmentation de la duse, au-delà, n'apporte plus grand-chose, mais a souvent pour conséquence d'endommager définitivement le fond du puits. Les petites sociétés n'en ont cure, puisque ce qui les intéresse, c'est de faire mousser leur action.

Méfiance, donc, quand vous lisez que des essais de puits ont été faits sur des duses trop grosses. Méfiance, d'une manière générale, envers tous les communiqués. Ils sont presque toujours destinés à procurer un bénéfice à l'émetteur. Pas au lecteur.

[echazare]

Texte bourré d'invraisemblances et d'approximations.

A 10 000 mètres sous le niveau de la mer, on attend des pressions de l'ordre de 1 000 kg/cm² (unité interdite depuis près d'un siècle, mais encore en service, disons 1 000 bars) si le régime de pression est normal, et éventuellement jusqu'à 2 000 bars dans le pire des cas. Des pressions de 8 000 bars, ça n'existe pas dans le pétrole. D'ailleurs, à 10 000 mètres, il n'y a aucune "boue de forage" qui permet de forer des couches avec de pareilles pressions (on pourrait tenir au maximum 2 300 bars).

Pour les températures, les métaux fondent beaucoup plus haut que 260° C. Cela n'empêche pas qu'il faille des aciers spéciaux pour les hautes températures, mais le savoir-faire existe depuis longtemps (c'est le HP-HT des pétroliers : haute pression, haute température). Il faut savoir qu'à partir d'une certaine profondeur, le fond de la mer est à température constante de 2 à 4° C. Les gisements en mer profonde sont en général froids à cause de ça. Une fois qu'on commence à traverser les formations sédimentaires, la température s'accroît de 30° C environ par kilomètre. Les puits en question, à 10 000 mètres, ne sont probablement pas verticaux, mais avec une forte déviation, voire probablement horizontaux. Si c'est le cas, les températures resteront tout-à-fait dans la normale.

La traversée de couches de sel n'est pas une difficulté particulière pour un trépan. C'est la "boue de forage" qui doit être soignée, de façon à garder un profil bien cylindrique au puits.

Un trépan à 50 000 dollars n'a rien d'extravagant. Quant à en consommer 10 dans un projet de 4,7 milliards de dollars, c'est une goutte d'eau. Un trépan, ça s'évalue au prix du mètre qu'il réussit à forer. Quand un appareil de forage offshore coûte un million de dollars par jour, le coût d'un trépan qui va rester plusieurs jours dans le trou et forer 500 à 1 000 mètres est moins important que la vitesse d'avancement qu'il va permettre.

Quelle est la profondeur de zone solide que l'on doit percer sous la mer ?
La pression lithostatique n'est telle pas plus importante que l'hydrostatique et dans ce cas, pourrions nous atteindre plus de 2 000 bar ?

[Philippe]

Dans le sous-sol, la pression est généralement hydrostatique (équivalente à la pression exercée par une colonne d'eau). Les bassins sédimentaires qui dérogent sont connus : l'Aquitaine avec Lacq, le bassin du sud-est de la France, certaines régions du Sahara, etc. Dans le Bassin Parisien, on a environ 200 bars de pression à 2 000 mètres.

Pour les profondeurs, LAHERRERE avait un graphique remarquable montrant l'impact de la profondeur sur les réserves d'hydrocarbures. A faible profondeur, les réserves sont faibles parce qu'il y a peu de pression (l'énergie du réservoir, qui fait sortir l'hydrocarbure de la roche). A très grande profondeur (5 000 mètres et +), les roches sont fortement compactées par le poids de ce qu'il y a au-dessus, ce qui fait que les caractéristiques qui font un réservoir (la porosité) diminuent. Jusqu'à une profondeur limite d'environ 6 500 mètres, à laquelle les qualités des réservoirs sont quasiment détruites. C'est pourquoi on ne cherche guère d'hydrocarbures au-delà de 6 000 mètres. D'ailleurs, à cette profondeur, on ne peut espérer trouver que du gaz. L'optimum se situe entre 1 500 et 3 000 mètres, qui est le meilleur compromis.

A noter que (trouvé sur Bloomberg) PETROBRAS va rallonger son budget de 112,7 milliards de dollars pour développer Tupi (annoncé pour 8 miliards de barils), ce qui fait un coût de développement unitaire encore plus élevé que ce que je croyais : 14 dollars le baril rien que pour l'investissement.

[LeLama]

A noter que (trouvé sur Bloomberg) PETROBRAS va rallonger son budget de 112,7 milliards de dollars pour développer Tupi (annoncé pour 8 miliards de barils), ce qui fait un coût de développement unitaire encore plus élevé que ce que je croyais : 14 dollars le baril rien que pour l'investissement.

J'ai entendu plusieurs fois que le cout de production marginal d'un baril est aujourd'hui de 60 dollars le baril. C'est coherent avec les 14 dollars le baril rien que pour l'investissement, puisqu'il faut encore ajouter la prospection et l'exploitation.

Il y a encore quelques cinq a dix ans, on parlait de cout a 20 dollars le baril avec une explosion des energies alternatives si le petrole depassait les 50 dollars le baril. La derive des couts en 5 ans est pas forcement tres rassurante pour le futur pour remplacer les puits declinants.

[Raminagrobis]

Carioca : erreur d'appréciation ?

http://news.autoplus.fr/news/10976/Cari ... -ciation--

Classique !
Les annonces de presse sont très souvent montées en épingle.

Un petit rappel : y'a deux ans, on avait annoncé au Mexique qu"'un puits nommé Noxal-1 avait trouvé un nouveau gisement de 10 milliards de barrils dans la partie mer profonde de la baie de campêche. Bref, de quoi sauver la pemex pour des années, avec 10 milliards de barrils, on peut facilement produire 1 à 1.5 Mb/j...

Puis ensuite, on a appris que les annonces de presse avaient tout mélangé.

Primo, la pemex estimait que l'ensemble de l'offshore profond de la baie de campêche avait des réserves prouvées potentielles (ouais, ça veut rien dire ) de 10 milliards de barrils.

secondo, le puits Noxal foré dans des prospects de cette zone avait trouvé des hydrocarbures , prouvant que cette zone était vraiment productive, donc que les prévisions de la Pemex avait un peu plus de crédit.

Les journalistes avaient fait le raccourci en disant que ce puits avait trouvé 10 Gb. En réalité, il n'a trouvé que 350 bcf de gaz naturel (l'équivalent de 60 millions de barrils, une paille) et quelques traces de pétrole extra-lourd.

Ce n'est donc probablement même pas une découverte commerciale !
Cet exemple mexicain est extrême. Mais il nous apprend à nous méfier des annonces. Annoncer une grosse découverte est un joli coup politique.

Les compagnies privées cotées en bourse ne peuvent pas faire ce genre de bluff, ça leur vaudrait un procès puisque ce serait de la manipulation boursière. Mais les compagnies nationales ont le droit de raconter absolument ce qu'elle veulent.

Alors, Carioca, nouveau noxal ?

Des annonces spectaculaires sans lendemains y'en a plein. Y'a quelques années la chine avait annoncé un gisement de 10 Gb dans le vbassin de tarim, on a jamais réentendu parler.
Récemment aussi les chinois ont annoncé un gisement de 3.2 milliards de barrils en baie de bohai ce qui parait assez incroyable. C'est une région intensivement exploitée depuis 40 ans, et son plus gros gisement ne serait trouvé que maintenant ? C'est comme si on trouvait maintenant en plein milieu de la Mer du nord un gisement plus gros que Statjford.

[appelezmoifritz]

Philippe, merci pour tes réponses.

[energy_isere]

ah, du nouveau :

De nouvelles exploration de test (offshore) on montré la présence de pétrole lége sous une formation de sel. Au bout d' un forage de plus de 6600 m. Pas loin de Tupi et Carioca.

Petrobras confirms new subsalt light oil find

RIO DE JANEIRO, May 21 (Reuters) - Brazil's state-run oil company Petrobras (PETR4.SA: Quote, Profile, Research)(PBR.N: Quote, Profile, Research) said on Wednesday a formation test on a well at the BMS-8 block confirmed the presence of light oil in a new promising subsalt cluster find.

The offshore BMS-8 block in the Santos basin is operated by Petrobras, while Royal Dutch Shell (RDSa.L: Quote, Profile, Research) and Portugal's Galp (GALP.LS: Quote, Profile, Research) have stakes of 20 percent and 14 percent respectively.

Petrobras provided no reserve estimates or clues on whether recent subsalt discoveries in the area are part of a single oil-bearing structure.

Many analysts believe the block's oil accumulation is part of a larger structure, known as Sugar Loaf/Carioca.

Last month, the head of Brazil's ANP oil market regulator, Haroldo Lima, announced a reserve estimate for the structure at 33 billion barrels. However, he later said the estimate had been made by analysts.

The pioneer well at the BMS-8 is located around 250 km from the Sao Paulo state coast, at a water depth of 2,139 meters with total drilled depth of 6,773 meters, Petrobras said. Oil accumulations were found at a depth of around 6,000 meters. The crude is between 25 and 28 API grade.

The consortium is preparing an evaluation plan for the find to be submitted to Brazil's National Petroleum Agency (ANP).

The Sugar Loaf structure lies close to the Tupi field, where Petrobras last year made a recoverable reserve estimate of between 5 billion and 8 billion barrels, making it one of the biggest oil discoveries in the past 20 years.

Other companies involved in Sugar Loaf blocks include U.S. firms Exxon Mobil Corp and Hess Corp and Britain's BG Group Plc

Petrobras has said more drilling was needed in the area to establish the reservoir volumes. It has said it expects more precise data by July.

Analysts are bullish on Brazil's oil potential, expecting the country to become a major world oil producer with big reserves of light oil in the subsalt cluster.

Stocks in Galp and Shell rallied 5 percent and 4.72 percent, respectively, earlier on Wednesday on expectations of the find announcement. Petrobras shares rose 1.65 percent even as the broader market in Brazil fell. (Reporting by Andrei Khalip; Editing by Christian Wiessner)

http://www.reuters.com/article/marketsN ... 4420080521

[energy_isere]

6600 m ! C'est combien le baril, à cette profondeur ?

si la profondeur du forage ajoute 10 ou 20 $ au prix de production de chaque baril de pétrole si le gisement est important, c' est bien le bout du monde !

et puis pour du pétrole leger il y a pas à hésiter.

[Philippe]

Une densité de 25 à 28 degrés API, ce n'est pas léger du tout. Cela correspond à des masses volumiques entre 887 et 904 kg/m3. C'est beaucoup plus dense que du gasoil (845-850 kg/m3).
Ce genre de produit présente plusieurs problèmes potentiels. Tout d'abord, il y a des chances que la teneur en soufre soit non négligeable (1% et sans doute davantage). C'est un pétrole brut du genre de Safaniya en Arabie Saoudite (donné pour 27° API). On sait que les bruts soufrés ne sont pas aussi recherchés que les bruts plus légers, sans soufre. En raffinage, ce genre de produit donne peu d'essence, gasoil et carburant aviation, et beaucoup de lourds.
Ensuite, le pétrole est probablement beaucoup plus visqueux qu'un pétrole léger. Cette viscosité a un impact fortement négatif sur le taux de récupération. Enfin, la viscosité a aussi un impact défavorable sur les coûts de production. A Safaniya, en comparaison, l'eau présente dans le réservoir est beaucoup plus mobile que le pétrole, ce qui la fait arriver rapidement aux puits, laissant derrière elle des zones mal drainées. Il faut alors revenir faire des puits intercalaires pour récupérer ce qui est resté derrière. Ces puits intercalaires coûtent cher, et rapportent globalement beaucoup moins que les puits initiaux.

Il est surprenant de trouver un pétrole aussi lourd à de telles profondeurs, si ce sont bien des profondeurs verticales, et avec un aussi beau couvercle qu'une couche de sel. On s'attendrait à trouver du gaz, éventuellement du pétrole très léger, mais pas de l'aussi lourd.