[Découvertes] de nouveaux gisements de pétrole

[sceptique]

il faut te rappeler quand même que sans ouverture de nouveaux gisements, la production actuelle s'épuiserait à raison de - 4 ou 5 % /an (donc environ 3 à 4 Mb/j qui disparaissent chaque année). Il est normal d'avoir de nouveaux projets, toute la question du PO est de savoir quand la mise en route de ces projets ne sera plus quantitativement suffisante pour compenser l'épuisement des anciens. La difficulté principale de la prédiction de la date vient d'ailleurs justement de la marge d'erreur sur cet épuisement : 3 OU 4 Mb/j, ça peut faire une différence de plusieurs années sur la position du maximum !

Et oui, l'exploitation pétrolière c'est une course sans fin pour "remplir" un panier percé. L'analogie la plus juste serait plutot le bucheron qui coupe des arbres beaucoup plus vite que le renouvellement naturel, et qui doit "trouver" sans arrêt de nouvelles forêts au fur et à mesure que les plus proches et les plus belles disparaissent. Evidemment, ces nouvelles forêts sont de plus en plus loin, médiocres, difficile d'accés et coûteuses à exploiter.
Sinon, à raison de 4-5% de déclin par an l'ensemble des gisements de pétrole actuels verra sa production baisser de moitié en 15-20 ans. Rien que pour maintenir la production actuelle, il faudra donc d'ici là investir dans l'équivalent de la moitié des gisements actuels !
Le plus incroyable est que les pétroliers maintiennent ce rythme de fou (explorations, découvertes, mise en production) depuis des dizaines d'années. Mieux même, ils sont arrivés à faire croître la production. Le chant du cygne ?
A partir de http://www.industrie.gouv.fr/energie/pe ... onde04.htm (site industrie gouv fr ) j'ai fait une étude http://pagesperso-orange.fr/pic-petrole/picpetrole.html avec différents scénarios. C'est hallucinant ce qu'il faut découvrir et mettre en production dans les années à venir. Un extrait :

Code : Tout sélectionner

En prenant une demande en hausse de 2 % par an, un taux de déclin de 3% on obtient :
Année 	(2) 	(3) 	 (4)
2004 	78,5 	78,5 	0
2005 	76,1 	80,1 	3,9
2006 	73,9 	81,7 	7,8
2007 	71,6 	83,3 	11,7
2008 	69,5 	85,0 	15,5
2009 	67,4 	86,7 	19,3
2010 	65,4 	88,4 	23,0
2011 	63,4 	90,2 	26,7
2012 	61,5 	92,0 	30,5
2013 	59,7 	93,8 	34,1

(2) Production des puits actuels
(3) consommation
(4) Déficit à combler

C'est à dire que, en 9 ans il faudrait mettre en production 34 Mb/j
J'ai fait d'autres simulations. Il est facile de voir que un taux de déclin de 2,3,4%, ou un taux de croissance de -1,0,1,2% cela change considérablement la donne !
En tout cas, rien que pour maintenir la production, les pétroliers sont obligés de creuser comme des fous dans des conditions dantesques (Sibérie, grands fonds en zone cyclonique, Grand Nord ...). C'est à celà que servent tous les grands projets actuels.

[GillesH38]

C'est à peu près le calcul de Fatih Birol, et il ajoute que les projets connus jusqu'en 2015 peuvent au mieux, en supposant que tout se passe comme prévu et sans retard (ce qui devient plus l'exception que la règle), fournir + 25 Mb/j. Ca correspond grosso modo au simple remplacement de ce qui va disparaitre (en accord avec le tableau de Sceptique).

Il ne continue pas le raisonnement plus loin, mais ce n'est pas difficile de le faire à sa place : si au mieux on peut tout juste maintenir constante la production actuelle, le plus probable est qu'elle va en fait baisser....

[Saratoga Elensar]

C'est à peu près le calcul de Fatih Birol, et il ajoute que les projets connus jusqu'en 2015 peuvent au mieux, en supposant que tout se passe comme prévu et sans retard (ce qui devient plus l'exception que la règle), fournir + 25 Mb/j. Ca correspond grosso modo au simple remplacement de ce qui va disparaitre (en accord avec le tableau de Sceptique).

Il ne continue pas le raisonnement plus loin, mais ce n'est pas difficile de le faire à sa place : si au mieux on peut tout juste maintenir constante la production actuelle, le plus probable est qu'elle va en fait baisser....

Si l'on prend en considération ces 25MBJ avec le tableau de sceptique cela laisse donc jusqu'à 2011 si tous les nouveaux projets sont correctement mis en oeuvre, ce qui semble peu probable.



On peut voir que le plus gros potentiel de découvertes semble bien résider aujourd'hui dans les eaux profondes avec les cotes brésiliennes, le golfe du Mexique et la Cote Africaine. D'ailleurs petite nouvelle à ce sujet

L'Angola offshore est réellement pour TOTAL et ses associés une région bénie des Dieux africains. Le Bloc 17 qui comprend les champs de Girassol et Dalia actuellement en production avec un débit de 500 mille baril/jour, et les champs à développer Pazflor (2011, 220 mbl/j) en cours d'appel d'offre et CLOV (2011, 150mbl/j) est déjà un large succés. Plus au large le Bloc 32 est plein de promesses après une douzaine de découvertes depuis 2003 il va être temps d'envisager et de programmer sa mise en exploitation en tenant compte bien sûr des possibilités de débouchers dans le cadre des quotas de l'OPEP. Il y a là des ressources considérables en pétrole pour la prochaine décennie qui ne sont pas encore répertoriées dans les tables de productions potentielles.

http://images.google.fr/imgres?imgurl=h ... =129&prev=

[Environnement2100]

D'ailleurs petite nouvelle à ce sujet

Déjà signale http://www.oleocene.org/phpBB2/viewtopi ... 48dcc04fef

L'exploration-production en Mer Très Profonde vient de faire l'objet d'une page dans le Wiki Oleocene :
http://wiki.oleocene.org/index.php/Mer_ ... s_Profonde

[Saratoga Elensar]

StatoilHydro: découverte de pétrole dans le Golfe du Mexique
OSLO - La compagnie pétrolière norvégienne StatoilHydro a annoncé mardi la découverte d'un gisement de pétrole sur un bloc situé dans le Golfe du Mexique et opéré par l'américain Anadarko.

Aucune estimation n'a été fournie concernant la quantité de brut susceptible d'être contenue dans le prospect baptisé "West Tonga".

Outre Anadarko et StatoilHydro qui en détiennent respectivement 37,5% et 25%, le projet regroupe l'américain Chevron (20,5%) et l'anglo-néerlandais Shell (17%).

http://www.romandie.com/ats/news/071204 ... esg2yw.asp

[Saratoga Elensar]

Libye : nouvelle découverte de pétrole
La compagnie pétrolière canadienne Verenex a découvert un nouveau gisement de pétrole dans le bassin de Ghadamès, à environ 250 km au sud-est de Tripoli, a annoncé hier la Compagnie nationale libyenne de pétrole (NOC). Les analyses de surface effectuées sur ce puits d’exploration, situé sur le bloc 47 dans le bassin de Ghadamès, ont révélé une profondeur de près de 10 000 pieds pour un débit journalier de 2 500 barils de pétrole et de 2,41 millions de m3 de gaz, a précisé la NOC.

Il s’agit de la deuxième découverte dans ce bloc après celle annoncée en octobre. Verenex participe à hauteur de 13,7 % dans l’exploitation de ce permis, la NOC à 86,3 %. Deuxième pays, producteur en Afrique, avec 1,7 million de barils par jour, la Libye possède des réserves de pétrole évaluées aujourd’hui à 42 milliards de barils.

Le pays envisage de doubler sa production pour atteindre 3 millions de barils par jour en 2010. AFP.

http://www.jeune-independant.com/articl ... leId=35046

[Schlumpf]

Il était plus que temps que Kadhafi vienne en France...

[Angelus68]

Depuis que je m'interesse a la disparition des énergies fossiles (il y a quelque jours) maitenant je vois pourquoi Sarkozy la inviter..

[energy_isere]

Découverte d' un gisement de pétrole en Argentine, qui pourrait donner 120 millions de baril par an.
(c'est à dire environ 0.33 millions de baril / jour).

Massive crude oil deposit found in Argentina

A joint Argentina-British Pan American Energy company has discovered a crude oil field in the southern province of Chubut, yielding an estimated 120 million barrels per year, local authorities said.

"It's the biggest oil deposit [found in Argentina] in decades," Chubut Governor Mario das Neves told reporters in provincial capital Rawson, 1,450 kilometres south of Buenos Aires.

He said the oil field was located in Chubu's central Escalante region, which years ago was uneventfully explored by US oil giant Amoco.

Pan America Energy, formed by Argentina's Bridas and Britain's British Petroleum, is Argentina's second-biggest crude oil producer.

- AFP

source : http://www.abc.net.au/news/stories/2008 ... tion=world

[energy_isere]

BP: nouvelle découverte de pétrole en Angola

BP Exploration annonce une nouvelle découverte de pétrole sur le bloc 31, dans les eaux très profondes de l'Angola, conjointement avec Sonangol EP (Sociedade Nacional de Combustíveis de Angola).

Ce puits baptisé Portia a été foré à une profondeur totale de 5 678 mètres, à environ 386 kilomètres au nord-ouest de la capitale Luanda.

La compagnie pétrolière britannique précise que les tests confirment une capacité de production de plus de 5 000 barils par jour.

BP Exploration détient 26,67% d'intérêt sur le bloc 31, dont il est opérateur.

Boursoram^

[rico]

une capacité de production de plus de 5 000 barils par jour.

ridicule!

[jerome]

Ce puits baptisé Portia a été foré à une profondeur totale de 5 678 mètres,
... une capacité de production de plus de 5 000 barils par jour.

Warff "Monsieur, pour votre voiture, je vous mets 1 ou 2 dés à coudre d'essence?". Si les seules annonces fracassantes qu'ils ont à nous donner sont des puits de 6 km de profondeur pour une réserve ridicule (5 secondes de consommation mondiale), je pense que c'est un aveu à peine voilé de début de la fin (le DDLF = PO).

Si ça continue, ils nous annoncerons : "découverte majeurs : un baril de 159 l a été découvert dans l'arrière cours du jardin de Mr Scmol. La crise du PO s'éloigne..."

[Saratoga Elensar]

Dans l'épisode Tupi quelques nouveaux chiffres ...

Brazil could become a sizeable energy producer
Brazil's role as a global energy producer is likely to increase dramatically over the next ten years. The country is already a relatively important oil producer, and following recent announcements of major offshore deep-water discoveries, the largest Latin American country will move from being self-sufficient to becoming a net exporter. If the government’s early estimates are confirmed—that the broader area where the recent discoveries were made might hold as much as 70bn-100bn barrels—Brazil will be able to boast of holding among the world's ten-largest oil reserves in the medium to the long term.

Given the early stage of exploration, these initial calculations sounded too optimistic and were seen as politically driven, coming amid concerns about potential energy shortages. However, most industry analysts seem to agree that Brazil's place in the geography of oil is set to change. The Tupi oil field, whose discovery was announced in November 2007, has potential recoverable reserves of 5bn-7bn barrels, according to Petróleo Brasileiro (Petrobras, Brazil's state-controlled oil company). This is equivalent to between 35% and 55% of Brazil's current existing reserves, estimated at around 14bn barrels.

Development of Tupi will be costly: oil analysts estimate investments of between US$70bn and US$120bn.

The Economist Intelligence Unit forecasts that tight global oil supply and strong demand from emerging markets will keep Brent oil prices at very high levels of US$73 per barrel in 2012. (We reckon that the price will come down a bit in 2009-10, with a lot more Saudi oil capacity coming on stream, but we expect prices to edge up again from 2011 onwards because of doubts about further increases in supply.)

Another major risk is that the field’s potential falls much short of current expectations. But, although Petrobras's early estimates of new recoverable reserves of 70bn-100bn barrels may prove exaggerated, there seems to be scope for optimism.

http://www.economist.com/daily/news/dis ... d=10677726

[Saratoga Elensar]

New oil and gas reserves found in Oman
MUSCAT, Oman, Feb. 12 (UPI) -- Oman announced new discoveries of oil and natural gas at the Budour Northeast field.

The oil is in the Birba area of south Oman and gas in the Saih Nihayda field.

Petroleum Development Oman said it found "significant new volumes" of oil at the Budour Northeast oil field, which was discovered last year, the Khaleej Times reported.

In addition, the company may also have found a significant volume of oil in a rock formation at the Rabab-Southeast field, also near Birba.

The new discovery at the Budour Northeast field was revealed by Budour NE-2, a well drilled in 2007 to follow up the field's original discovery well, Budour NE-1.

"Both Budour NE wells -- as well as a third drilled in the same area -- have been hooked up to PDO's pipeline infrastructure, thereby contributing to the country's production," said PDO Managing Director John Malcolm. "An aggressive appraisal drilling program will now be executed for Budour Northeast, and we will be drilling a half-dozen new exploration wells in that area."

The newly discovered field -- Simr -- is north of the existing Saih Nihayda gas field, where PDO operates one of its four gas processing plants on behalf of the government of Oman.

"Because of the field's close proximity to existing gas processing infrastructure, it will be rapidly appraised and hooked up to deliver gas to Oman," Malcolm said. "Gas is very important for the growing economy of Oman and I am pleased that PDO can contribute to this growth by delivering new gas volumes."

http://www.upi.com/International_Securi ... oman/1228/

[energy_isere]

C'est une petite découverte :

StatoilHydro a découvert un gisement pétrolier dans le champ "Grane" en mer du Nord. Les premiers chiffres de la compagnie évoquent une réserve exploitable située entre 20 et 30 millions de barils de pétrole.


Le forage concluant du puits '25/11-25 S' a été réalisé jusqu'à des réservoirs de roche datés de l'âge du Paleogenic. Le puits a été foré à une profondeur verticale de 1804 mètres sous la surface de la mer. Cette dernière est de 125 mètres de profondeur.

"Cette découverte est un bon départ à la continuité des activités d'exploration sur le plateau continental norvégien en 2008", a expliqué Tim Dodson, directeur de l'exploration et de la production du groupe en Norvège. Et d'ajouter : "cette découverte est la quatrième de l'année, où nous sommes impliqués".

StatoilHydro a précédemment fait état de 2 autres découvertes dans les zones "Fram" en mer du Nord et de "Gamma" à Haltenbanken. En outre, une découverte a été également annoncée à Marulk dans l'Haltenbanken norvégien où StatoilHydro détient une participation de 50% alors que l'Italien ENI en est l'opérateur.

La découverte d'un nouveau gisement sur le champ "Grane" entre dans le cadre de la licence PL169. Les 3 concessionnaires sont : StatoilHydro (opérateur à 57%), Petoro (30%) et ExxonMobil (13%).

Enerzine