Tight Oil USA

[tita]

https://www.eia.gov/petroleum/drilling/pdf/dpr-full.pdf

De toute façon, les graphiques de l'EIA suffisent à eux même pour voir qu'on a atteins (pour le moment) un plateau à tendance baissière concernant la production de pétrole par nouveau puits dans la plupart des bassins majeurs. Si cela se confirme et à moins d'avoir une avancée technologique majeure, on peut se permettre de penser que pour qu'il y ait augmentation de la production dans les prochains mois, cela passera nécessairement par une augmentation du nombre de puits. Cela traduira donc également un pétrole plus cher car demandant plus d'énergie pour être extrait. On en revient donc à une conclusion qui a été faîtes il y a quelques jours: on a passé le pic des "sweets spots" dans pas mal de bassin.
(Pour le Permian je me méfie car l'obstruction des pipelines peut certainement fausser des données).

Simplement si quelqu'un peut m'expliquer ce qu'est la courbe "legacy oil production change" ?

"Legacy oil production change", c'est la déplétion de la production passée. Il faut sans cesse de nouveaux puits pour maintenir ou augmenter la production.

Lorsque les forages ont fortement diminué en 2015, la production avait en effet diminué... Sauf dans le bassin permien. C'est difficile de donner une prédiction, et les prédictions de l'eia ne sont pas fiables.

Je reste cependant assez convaincu qu'en fin d'année, lorsque de nouveaux pipeline seront mis en service, la production du bassin permien va bondir. C'est ce qui s'était produit dans le bassin Bakken mi-2017.

[phyvette]

La semaine dernière, la US Energy Information Administration a relevé ses prévisions concernant la production moyenne des États-Unis en 2019 à 12,4 millions de b / j, soit une augmentation annuelle de 1,45 Mb / j.

Le déclin de la production de pétrole de schiste issu de puits traditionnels datant de plus d'un mois commence à devenir de plus en plus rapide et rapide. Selon les prévisions de Rystad Energy, si aucun nouveau puits ne devait être achevé en 2019-2020, la production de pétrole de schiste diminuerait de 62%, soit 4,5 millions de b / j. Cela signifie que si l'industrie du pétrole de schiste fore et creuse suffisamment de puits pour produire 4,5 millions de b / j au cours des deux prochaines années, la production de pétrole de schiste aux États-Unis diminuerait réellement.

Les restrictions de forage des producteurs de pétrole dans le bassin du Permien se poursuivront jusqu'à ce que les goulots d'étranglement des transports se dissipent et que les investisseurs cessent de punir les entreprises pour augmenter leurs dépenses en capital, ont annoncé jeudi les dirigeants lors d'une conférence sur l'énergie.

Pioneer Natural Resources Co, l'un des plus gros producteurs du Permian, a annoncé cette semaine son intention de réduire les dépenses d'investissement de 2019 de 11%

https://www.resilience.org/stories/2019 ... uary-2019/

[mobar]

Bien que l’industrie américaine du schiste produise une quantité record de pétrole, elle continue d’être en proie à un déclin massif de la production de pétrole par puits dans une mer de dettes. De plus, même si les entreprises se vantent d’abaisser le seuil de rentabilité de la production de schiste, cette industrie dépense toujours plus qu’elle ne gagne. Lorsque nous additionnons tous les facteurs négatifs qui pèsent sur l’industrie du schiste, il ne faut pas s’étonner qu’une fin catastrophique se profile à l’horizon.

Bien sûr, la plupart des Américains n’ont aucune idée du fait que l’industrie américaine du schiste n’est rien de plus qu’un schéma de Ponzi en raison de l’incapacité des médias grand public à découpler les faits de la fiction. Cependant, ils ne méritent pas tous d’être blâmés, car l’industrie du schiste a fait un excellent travail pour cacher sa détresse financière au public et aux investisseurs en utilisant un jargon hautement technique.

http://lesakerfrancophone.fr/quelques-n ... te-aux-usa

… D’ici la fin de l’année 2019, je crois fermement que l’industrie américaine des LTO paiera alors plus de 20 milliards de dollars par année en intérêts sur la dette à long terme.

L’industrie du schiste devra alors produire plus de 1,5 million de barils de pétrole pour payer les intérêts de cette dette chaque année, en utilisant son propre prix ‘d’équilibre’, qu’elle a elle-même fixé. Ce sont des barils de pétrole qui ne peuvent servir à réduire l’endettement, à accroître les réserves, ni même à remplacer les réserves qui diminuent à des taux de 28 à 15% par année… C’est exactement ce qu’il faudra pour rembourser la dette.

En utilisant ses propres prix ‘à l’équilibre’, l’industrie américaine du pétrole de schiste devra en fin de compte produire 9 milliards de barils de pétrole, autant qu’elle l’a déjà fait en 10 ans … juste pour rembourser sa dette totale à long terme. »

Quand on triture les chiffres de production des puits de pétrole de schiste on voit que la production après 5 ans est comprise entre 30 et 50% de la production de la première année, c'est beaucoup moins que le brut conventionnel mais sait on après combien de temps un puits de pétrole de schiste est définitivement abandonné?

Si un puits de schiste peut produire pendant 20 ans à 10% de sa production initiale, il y a de la marge pour le financer ou le revendre en faisant des bénéfices!

[ni chaud ni froid]

.

[mobar]

D'autant que du fait de la faible viscosité du pétrole de schiste, il est probable que l'on puisse extraire jusqu'à 50% voire 70% de la ressource présente dans le gisement alors que pour le conventionnel on plafonne dans la plupart des gisements à 30% malgré l'EOR

Ce qui a été fait avec l'EOR, sera aussi probablement tenté avec d'autres méthodes pour le pétrole de schiste avant d'abandonner des champs importants

On n'a pas encore vu le bout du nez de la fin de l'huile de pierre!

[Paulad]

https://www.eia.gov/petroleum/weekly/

Que veut dire le terme WTI-Cushing price ?

[Raminagrobis]

Cushing est un noeud de pipelines, et les prix sont calculés à partir de là. c'est à dire que le prix de référence est pour du pétrole dispo à cet endroit, et après des correctifs sont appliqués pour le transport.

[Paulad]

https://www.eia.gov/petroleum/drilling/pdf/dpr-full.pdf

De toute façon, les graphiques de l'EIA suffisent à eux même pour voir qu'on a atteins (pour le moment) un plateau à tendance baissière concernant la production de pétrole par nouveau puits dans la plupart des bassins majeurs. Si cela se confirme et à moins d'avoir une avancée technologique majeure, on peut se permettre de penser que pour qu'il y ait augmentation de la production dans les prochains mois, cela passera nécessairement par une augmentation du nombre de puits. Cela traduira donc également un pétrole plus cher car demandant plus d'énergie pour être extrait. On en revient donc à une conclusion qui a été faîtes il y a quelques jours: on a passé le pic des "sweets spots" dans pas mal de bassin.
(Pour le Permian je me méfie car l'obstruction des pipelines peut certainement fausser des données).

Simplement si quelqu'un peut m'expliquer ce qu'est la courbe "legacy oil production change" ?

"Legacy oil production change", c'est la déplétion de la production passée. Il faut sans cesse de nouveaux puits pour maintenir ou augmenter la production.

Lorsque les forages ont fortement diminué en 2015, la production avait en effet diminué... Sauf dans le bassin permien. C'est difficile de donner une prédiction, et les prédictions de l'eia ne sont pas fiables.

Je reste cependant assez convaincu qu'en fin d'année, lorsque de nouveaux pipeline seront mis en service, la production du bassin permien va bondir. C'est ce qui s'était produit dans le bassin Bakken mi-2017.

Finalement j'ai pas si bien compris que çà "legacy oil production change".

Si je prends les données de l'IEA pour le bassin d'eagle ford :

MOIS --- LEGACY OIL PRODUCTION

Nov-18 - (111 872)
Dec-18 - (113 062)
Jan-19 - (114 269)
Feb-19 - (115 601)
Mar-19 - (117 061)

Qu'est-ce que cela veut dire concrètement ?
Que tous les puits forés jusqu'à présent produiront 117 061 barrils en moins en mars 2019 par rapport à février 2019 ?
Ca voudrait logiquement dire que plus il y a de production, plus il y a de déplétion ? Et que le bassin arrivera à un pic (puis déclin) lorsque pendant plusieurs mois, la production mensuel ne comblera plus le "legacy oil production" ?

Cela veut donc également dire que si on veut augmenter la production de 5000 barrils de février à mars, il faut en réalité l'augmenter de 117 061-115 601 = 1460 + 5000 = 6460 ?

[ni chaud ni froid]

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[Paulad]

A supprimer

[tita]

Finalement j'ai pas si bien compris que çà "legacy oil production change".

Si je prends les données de l'IEA pour le bassin d'eagle ford :

MOIS --- LEGACY OIL PRODUCTION

Nov-18 - (111 872)
Dec-18 - (113 062)
Jan-19 - (114 269)
Feb-19 - (115 601)
Mar-19 - (117 061)

Qu'est-ce que cela veut dire concrètement ?
Que tous les puits forés jusqu'à présent produiront 117 061 barrils en moins en mars 2019 par rapport à février 2019 ?
Ca voudrait logiquement dire que plus il y a de production, plus il y a de déplétion ? Et que le bassin arrivera à un pic (puis déclin) lorsque pendant plusieurs mois, la production mensuel ne comblera plus le "legacy oil production" ?

Cela veut donc également dire que si on veut augmenter la production de 5000 barrils de février à mars, il faut en réalité l'augmenter de 117 061-115 601 = 1460 + 5000 = 6460 ?

Selon ces chiffres, la production d'Eagle Ford va diminuer de 117'061 barils en mars et avait diminué de 115'601 barils en février. Les nouveaux puits vont produire 126'000 barils en plus en mars, ce qui fait que la production totale va augmenter de 9'000 barils. Pour l'augmenter de 5'000 barils, il faudrait 122'000 barils de production supplémentaire, pas juste 6'000. La déplétion de février a déjà été comblée par les nouveaux puits de février.

Donc oui, plus la production augmente, plus la déplétion est importante, et il faut une nouvelle production croissante pour maintenir ou augmenter la production totale. Du coup, ils augmentent les forages et améliorent les techniques, donc augmentent les investissements. Et oui, il y a une limite à cette augmentation... L'augmentation spectaculaire des deux dernières années (+3Mb/j) est pour les 2/3 dû au bassin permien, et pour 1/3 les bassins de Bakken, Eagle Ford et Niorbara.

[ni chaud ni froid]

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[Paulad]

C'est pas clair cette affaire, ils sont où ces chiffres, en quelle page ?

Je les ai pris ici:
https://www.eia.gov/petroleum/drilling/ ... -data.xlsx

Donc oui, plus la production augmente, plus la déplétion est importante, et il faut une nouvelle production croissante pour maintenir ou augmenter la production totale. Du coup, ils augmentent les forages et améliorent les techniques, donc augmentent les investissements. Et oui, il y a une limite à cette augmentation... L'augmentation spectaculaire des deux dernières années (+3Mb/j) est pour les 2/3 dû au bassin permien, et pour 1/3 les bassins de Bakken, Eagle Ford et Niorbara.

En janvier 2011 la dépletion du permian était de 2.79%
En janvier 2019, 6.07%
Soit 117 % d'augmentation de la déplétion en 8 ans.

Du coup, cela veut dire qu'on produit plus mais moins longtemps ?

Donc par exemple,
- si demain je fore un puits demain et que j'obtiens 100 barrils par mois avec une dépletion de 20 barrils / mois (soit 20% de dépletion). Au bout de 5 mois je n'aurais plus rien.
- le mois suivant: je me suis amélioré dans les techniques et je fore un nouveau puits, j'obtiendrais donc 200 barrils mais avec une dépletion plus importante ? Soit 45 barrils/mois (22.5%) au lieu de 40 par rapport à mon nouveau puit ?

Interprète-je bien ces données ?

Et de ce fait, quelle est la différence avec des puits de pétrole conventionnel comme en Arabie saoudite par exemple?

[ni chaud ni froid]

.

[Paulad]

Incroyable cette production qui arrive à augmenter et se stabiliser malgré la baisse du nombre de puits ces dernières semaines. -4 aujourd'hui.