[Production] Mexique : le champ géant Cantarell décline !

[Philippe]

Raminagrobis,

désolé de te solliciter, mais comme tu disposes visiblement des données mensuelles de production mexicaines sous un format rapidement utilisable, pourrais-tu poster un graphique donnant, pour Akal Nohoch, la production instantanée en fonction de la production cumulée ? Pour les pétroliers, et Jean LAHERRERE le démontre couramment dans ses publications, le meilleur graphique pour l'étude de la déplétion et l'évaluation des réserves restantes est celui-là. Normalement, une fois le déclin d'un gisement amorcé à un rythme constant, on observe une droite, dont l'extrapolation donne les réserves ultimes. Pour Akal Nohoch, il ne semble pas y avoir un déclin constant (en pourcentage), ce qui signifie que la courbe n'est pas une exponentielle décroissante. Dans le graphique demandé, on doit avoir une forme concave non rectiligne, ce qui indiquerait que les réserves restantes de Cantarell sont maintenant très faibles. Si la forme est parabolique (par exemple) plutôt que linéaire, il sera presque aussi facile d'extrapoler pour connaître les réserves ultimes d'Akal Nohoch.

Merci d'avance.

[GillesH38]

Raminagrobis,

désolé de te solliciter, mais comme tu disposes visiblement des données mensuelles de production mexicaines sous un format rapidement utilisable, pourrais-tu poster un graphique donnant, pour Akal Nohoch, la production instantanée en fonction de la production cumulée ? Pour les pétroliers, et Jean LAHERRERE le démontre couramment dans ses publications, le meilleur graphique pour l'étude de la déplétion et l'évaluation des réserves restantes est celui-là. Normalement, une fois le déclin d'un gisement amorcé à un rythme constant, on observe une droite, dont l'extrapolation donne les réserves ultimes. Pour Akal Nohoch, il ne semble pas y avoir un déclin constant (en pourcentage), ce qui signifie que la courbe n'est pas une exponentielle décroissante. Dans le graphique demandé, on doit avoir une forme concave non rectiligne, ce qui indiquerait que les réserves restantes de Cantarell sont maintenant très faibles. Si la forme est parabolique (par exemple) plutôt que linéaire, il sera presque aussi facile d'extrapoler pour connaître les réserves ultimes d'Akal Nohoch.

Merci d'avance.

Philippe , la linéarisation de Hubbert est P/Q = f(Q), et pas P = f(Q) . Ca donne une droite si la loi est bien logistique P = K Q(Q0-Q). Pour moi la robustesse de cette méthode n'est pas encore très claire, il y en a qui contestent un fort pouvoir prédictif. Ca repose sur la conformité de la courbe réelle avec la courbe logistique, mais on sait bien que c'est rarement une courbe de Hubbert pure. Je n'ai pas vraiment vu de démonstration de la valeur générale de l'approximation.

[Raminagrobis]

Le pb c'est que les données SIE ne remontent qu'en 90, alors que cantarell produit depuis 1980. Je n'ai pas trouvé de chiffres pour 1980-90 (si qq1 en a je suis preneur) mais y'a des graphes... Qui montrent une production à peu près constante ) 1Mb/j, je prned ça comme base. C'est cohérent avec une source qui me dit Q=4.8 Gb en 1994.

Par ailleurs, pour convertir les chiffres mensuels en productyion cumulée, je fais comme si chaque mois faisaity 30.41 jours. Pas envie de m'embêter à multiplier par 31, 28, 31 etc

Voici donc les graphes P = f(Q) et P/Q = f(Q) pour Akal-nohoch :



Il était communément admis que Cantarell avait 35 Gb ooip dont 95%dans Akal-Nohoch et un taux de récupération ultime de presque 50%. Soit un EUR de l'ordre de 15.5 - 16 Gb, que je marque par un carré rouge dans les deux graphes.

C'est plutôt mal parti pour l'atteindre!!

[FOWLER]

En exclu, une photo volée de Raminagrobis et son copain...

[Philippe]

Merci Raminagrobis. Les premières années n’ont pas vraiment d’intérêt, elles dépendent du rythme des investissements. La méthode commence à prendre tout son intérêt lorsque le déclin irréversible est amorcé, ce qui, dans le cas de Cantarell, a été le cas après une production cumulée de 10 milliards de barils. On devrait avoir une décroissance approximativement linéaire dans un graphique « instantané vs cumulé », or on a une courbe concave, ce qui est pire. Celle-ci confirme que les réserves ultimes de Cantarell ne seront qu’à peine supérieures à 13 milliards de barils, et surtout qu’il n’y reste presque plus rien. Il reste, dans ce gisement, moins d'une semaine de consommation de la planète à 85 millions de barils par jour (tous liquides confondus).

Je fais souvent des études de valorisation de gisements, et l’étude de cette courbe « instantané vs cumulé » est ce que j’ai trouvé de mieux pour prédire la fin de vie d’un gisement. Dans certains cas, lorsque le taux de déclin est faible, on peut justifier des investissements pour accélérer la récupération (ce qui se traduit souvent aussi par une augmentation de la récupération ultime), mais dans le cas de Cantarell, tout investissement est maintenant condamné à l’échec. Si je devais faire une recommandation à la PEMEX, ce serait de commencer à mettre en place très vite une provision comptable et fiscale pour faire face à l’abandon du gisement, avant que les ressources dégagées par les derniers millions de barils, qui seront coûteux à extraire, deviennent insuffisantes.

Jean LAHERRERE, qui dispose de beaucoup plus de données que moi, a tracé ces graphiques pour de nombreux gisements et a validé la méthode : East Texas aux USA, Yibal en Oman, etc. (http://oilcrisis.com/laherrere/Orthez.pdf).

[LeLama]

Je sais pas vous, mais moi ca me fout un peu la trouille tout ca. Pic en 2004, et il ne reste quasiment plus rien en 2009. Imaginons que la meme descente infernale commence sur les puits les plus importants au moyen orient d'ici 2 ou 3 ans

[Philippe]

Le cas des gros gisements offshore est un peu particulier. Ils sont développés de façon différente des gros gisements terrestres. A terre, on peut facilement continuer à faire des investissements tout au long de la vie d'un gisement. En mer, c'est différent. La place est comptée, et le mètre carré coûte cher, plus que sur les Champs-Elysées côté face au soleil. On prévoit tout ce qui sera nécessaire à la bonne exploitation du gisement, et cela dès le début : nombre et architecture des puits, taille des pipe-lines, pomperies, génération d'électricité, quartiers-vie, injection d'eau ou de gaz, élimination des déchets, etc. Le tout est conçu pour une durée de vie la plus brève possible, puisque les frais d'exploitation sont très élevés. La logistique, bateaux, hélicoptères, grues, coûte en effet beaucoup plus cher qu'à terre. Aussi paradoxal que cela paraisse, de ce point de vue, Cantarell a été bien développé. Les gisements en mer profonde du Golfe du Mexique, du Brésil, de l'Angola et du Nigéria sont développés dans le même esprit.

Ce qui nous sauve, c'est que l'offshore ne représente qu'une minorité des hydrocarbures produits quotidiennement. Je crois que 70% du pétrole est produit à terre, où la contrainte de temps ne joue plus. Là, on verra mieux venir le coup, encore que certaines surprises soient possibles, comme Lahérerre l'a montré pour le gisement géant de Yibal en Oman (référence dans mon précédent message).

Pour revenir à Cantarell, j'ignore si la PEMEX prévoit de transformer le gisement en gisement de gaz, pour produire ce qui restera de gaz quand le pétrole sera épuisé, mais ils auront du mal à valoriser ce gaz. En effet, l'azote, injecté massivement pour augmenter la récupération du pétrole, finira bien par ressortir mélangé au gaz naturel, ce qui en abaissera la pouvoir calorifique. Il est possible, et même probable, que le gaz sortant de Cantarell ne satisfera pas les spécifications du gaz commercial livré aux consommateurs mexicains, du fait de ce pouvoir calorifique abaissé. Quant à extraire l'azote, ce n'est même pas la peine d'y penser.

[epe]

Ce qui nous sauve, c'est que l'offshore ne représente qu'une minorité des hydrocarbures produits quotidiennement. Je crois que 70% du pétrole est produit à terre, où la contrainte de temps ne joue plus. Là, on verra mieux venir le coup, encore que certaines surprises soient possibles, comme Lahérerre l'a montré pour le gisement géant de Yibal en Oman (référence dans mon précédent message

Est-ce que ce pourcentage est relativement stable dans le temps? Parce qu'il me semble quand même que la grosse majorité des découvertes significatives récentes sont offshore, non?

[Raminagrobis]

La Pemex anonce une technologie miracle

De la "mousse" (un surfactant? un polymère comme à parentis?) qui serait injectée dans le gisement pour "décoller" une partie du pétrole résiduel. Ils espèrent ainsi sortir 3 Gb de plus.

Ce serait prêt dans 3 ans.

Je suis sceptique (non sceptique, pas toi), mais bon.

[Raminagrobis]

Pour revenir à Cantarell, j'ignore si la PEMEX prévoit de transformer le gisement en gisement de gaz, pour produire ce qui restera de gaz quand le pétrole sera épuisé, mais ils auront du mal à valoriser ce gaz. En effet, l'azote, injecté massivement pour augmenter la récupération du pétrole, finira bien par ressortir mélangé au gaz naturel, ce qui en abaissera la pouvoir calorifique. Il est possible, et même probable, que le gaz sortant de Cantarell ne satisfera pas les spécifications du gaz commercial livré aux consommateurs mexicains, du fait de ce pouvoir calorifique abaissé. Quant à extraire l'azote, ce n'est même pas la peine d'y penser.

Pour l'instant dans cantarell le méthane est en solution dans le pétrole, tandis que l'azote, non soluble à cette pression, forme un dome en haut. Mais un jour effectivement les deux se mélangeront.

Trop difficile d'extraire l'azote en effet, une solution peut être de mettre un peu de GPL (butane, propane) pour compenser l'effet de l'azote et rattraper le pouvoir calorifique normal. Mais ça coute cher le GPL ...

[fastolfe]

Formidable. Cette annonce tombe au bon moment.

[Raminagrobis]

Hmmm la Pemex doit emprunter aux USA pour financer ses projets...Ceux qui ont nationalisé la Pemex contre les américains et les britanniques doivent s'en retourner dans sa tombe.
Mais paradoxalement la Pemex est maintenant importante pr l'économie américaine : c'est fournisseur politiquement fiable de pétrole pour les raffineries texanes, et elle achète énormément d'équippements à l'industrie américaine.

US approves $900 million in loans to support Pemex
Offshore staff

WASHINGTON, DC -- The Export-Import Bank of the US (Ex-Im Bank) has approved $900 million in long-term direct loans to support more than $1 billion of exports from hundreds of companies across the US to Petrόleos Mexicanos (Pemex), Mexico's state-owned oil company.

Ex-Im Bank authorized a $600 million, 10-year direct loan to Pemex to support the purchase of exports to be used in the new projects of PEP (formerly known as the New Pidiregas projects), which comprise 18 natural gas and crude oil exploration sites located on land and offshore at the Bay of Campeche on the northern coast of the Yucatan. Ex-Im Bank authorized a $300 million, 10-year direct loan to Pemex to support the purchase of exports for the Cantarell offshore oil fields located in the Bay of Campeche.

Pemex is Ex-Im Bank's largest borrower. From 1998 to date, Ex-Im Bank has approved $8.3 billion in financing to support US exports for Pemex's activities for a wide range of oil and gas exploration, development, and processing projects.

[Raminagrobis]

Ils ont sorti les chiffres de mars sur sie.energia. Z'y étaient pas hier, donc ils bossent le dimanche

Dans le complexe KMZ, Zaap remonte, mais Ku baisse un peu, Maloob continue à augmenter... Bon le KMZ semble avoir atteind son plateau visé, stable juste en dessous de 800 kb/j, (795 en mars, 792 en février). Il n'augmentera donc probablement plus.

Akal nohoch continue à chutter avec une terrifiante régularité, il est à 642 kb/j en mars, ayant encore perdu 36 kb/j.

Petites augmentations dans les autres régions, ce qui permet à la production de brut du pays ne perdre "que" 11 kb/j entre fébrier et mars.

La production de gaz naturel recule encore un peu, à 6,952 bcf/j (milliards de pieds cubes par jour, 1bcf/j fait environ 10 km3 par an). Elle semble donc avoir piqué en décembre 2008 mais trois mois de baisse ne suffisent évidemment pas à trancher.

[EdgarOcampo]

Salut Raminagrobis...

Voici la prodution de pétrole de Cantarell 1980-1990 et jusqu'à 2003



à bientôt

[Raminagrobis]

Depuis le temps que la pemex promet de l'offshore profond, enfun un peu de concrêt : un gisements nommé Tamil. Du pétrole lourd à 18° API (même qualité que cantarell). 300 à 400 Mb parait il, pas un géant, mais bien suffisant pour un développement commercial (des gisements bien plus petit ont été développés du coté américain).
250 000 b/j parait bcptrop par rapport à ce chiffre de réserves, à moins qu'ils veulent à nouveaux établir un record de taux de déplétion (ça fait 82 Mb par an...).

Mon scénario pour le mexique (ici) prévoit 4 Gb de découvertes deepwater, donc aucun besoin de le changer.

http://online.wsj.com/article/BT-CO-200 ... 18287.html

MEXICO CITY (Dow Jones)--A cluster of deepwater oil fields near the Tamil discovery well could eventually produce up to 250,000 barrels a day of heavy crude, said a Pemex spokeswoman on Friday.

Mexican oil production has been in free fall since 2004, and Pemex needs to find and develop new fields to shore up production, a major source of government revenue.

Pemex drilled the Tamil well in 2008, and has been running tests since then. It marks the most promising results of Pemex's deepwater drilling campaign.

Pemex has drilled around 10 wells in waters deeper than 3,000 feet, and plans to drill six deepwater wells a year over the next four years. The bulk of Mexico's potential oil reserves are in the Gulf of Mexico, but Pemex only has commercial production in the shallow waters of the Campeche Sound near the coastline.

Mexican oil production fell below 2.7 million barrels a day in the first quarter of this year, the lowest since 1995. The company hopes that new projects on land and in the Gulf will eventually bring production back above 3 million barrels a day.

The Pemex spokeswoman said Tamil will enter commercial production around 2015.

Pemex officials previously said that Tamil has oil with a gravity of 18 API. The gravity of crude oils is measured according to the American Petroleum Institute's formula, where lower numbers mean a heavier blend.