[Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

[thorgal]

j'ai bien spécifié "si c'est 1 pour 1 ... blabla ... " car je n'en sais pas plus que vous. C'est juste de la logique économique habituelle, on ne produit que ce qui est rentable en général. Par contre, 500$ le baril me paraît bien élevé, sauf dévaluation du dollar. Or, le Japon et la Chine en possèdent bcp des dollars, les pays de l'OPEP sont majoritairement payés en dollars, même si ça veut changer et diversifier le panier de monnaies. Y a un truc qui coince avec ce genre de chiffre :
- soit ça atteint des valeurs astronomiques sans dévaluation drastique du dollar et là, c'est la dépression généralisée selon les canons du modèle actuel
- soit le dollar sert de PQ et alors, la cote en dollar du baril sera abandonnée, on aura un autre problème : qui va prendre la relève pour maintenir ce modèle et quelles seront les nouvelles références ?

[GillesH38]

Du coup si le rapport est supérieur à 1 pour 1 investi on peut craindre que l' exploitation se poursuive pendant longtemps.

C'est bien ce que je crains. À mon avis, ça risque quand même de repousser la date du peak, et de nous foutre dans une merde noire écologiquement parlant.

pareil pour la date du pic : la production actuelle est de 1,5 Mb, et ils esperent dans le meilleur des cas 5 Mb/j pour 2030 (mais meme les industriels du coin semblent sceptiques). + 3,5 Mb en 20 ans, ça fait meme pas + 0,2 Mb/j par an : c'est inférieur à l'incertitude sur le volume de production actuel ! allez, ne fais pas de cauchemar sur les sables bitumineux : ça fait juste un gros caca en Alberta, mais sinon pour la production mondiale c'est vraiment pas important.

D'ailleurs 500 ans de production pour des réserves 3 fois supérieures aux mondiales prouvées, qui elles-même ne représentent que 40 ans de production, tu vois bien qu'il y a un bleme dans le débit : 3*40/500 = 24 % de la production annuelle actuelle, au max. Pour le CO2, ça suffirait pour etre dans la production supportable par la nature, mais de toutes façons ce sont des prédictions hyperoptimistes.

[energy_isere]

Une fois de plus il apparait que le probléme des tar sands canadien est le débit et les investissements à faire.

Shell se pose la question de construire ou pas une raffinerie de 26 milliards de US $ en Alberta, ou d' envoyer faire raffiner aux USA sur le lieu de consomation)

Shell may process oil sands crude at US refineries

CALGARY, Alberta, July 8 (Reuters) - Royal Dutch Shell Plc (RDSa.L: Quote, Profile, Research) may process tar-like crude from its Canadian oil sands holdings at some of its U.S. refineries, rather than at a proposed C$27-billion ($26-billion) plant in Alberta, the head of the oil major's Canadian unit said on Tuesday.

Shell is still evaluating options and the timing for future phases of its Athabasca oil sands project, which now produces 155,000 barrels a day.

The company and its partners have proposed boosting oil sands output to 770,000 barrels a day over the next several years, and two years ago announced plans for an upgrading plant to be built in four 100,000-barrel-a-day stages.

"There's a range of options being looked at. One potential outcome is that all that upgrading's done in Alberta," David Collyer, Shell's country chair for Canada, told reporters.

"Another option, I suppose at the other extreme, is that none of it happens in Alberta and all of it happens in the U.S."

Shell may also decide on a combination of the two for upgrading, in which the extra-heavy crude from the oil sands is processed into lighter, synthetic oil that can be used by refineries to make gasoline and other petroleum products.

Shell and its partners, Chevron Corp (CVX.N: Quote, Profile, Research) and Marathon Oil Corp (MRO.N: Quote, Profile, Research), upgrade the crude from the northern Alberta mining project at the Scotford plant near Edmonton.

A C$12.8 billion expansion of that facility will boost output by 100,000 barrels a day around the end of this decade.

U.S. refineries, such as the 158,000-barrel-a-day plant at Martinez, California, and 332,000-bpd Deer Park, Texas, facility would have to be retooled to run the Canadian bitumen, Collyer said.

Various companies have proposed pipeline projects that would boost Canadian producers' ability to ship crude to those markets, but Shell has not aligned itself with any of them, he said.

"These are complicated decisions that end up being influenced by cost -- the cost of construction of new facilities in the different markets, the cost of transportation, what the markets look like," he said. "There are myriad factors that enter into this and we're not at the point where we're ready to make that decision." (Reporting by Jeffrey Jones; Editing by Bernadette Baum)

http://uk.reuters.com/article/UK_SMALLC ... 08?sp=true

[energy_isere]

il suffit que le prix du baril baisse quelques temps pour inquieter à nouveaux les investissements concernant les sables bitumineux

Weak oil and debt markets may bedevil oil sands plans

CALGARY, Alberta (Reuters) - A double whammy of tumbling crude prices and shaky credit markets could force some companies to delay multibillion-dollar Canadian oil sands projects, cutting the country's overall output forecast.

Most at risk are developments that are in the design phase but have yet to start construction. Some have already been delayed due to surging costs, a tight labor market and stricter regulatory scrutiny.

"It's starting to weigh on people's minds as to what is the break point," FirstEnergy Capital Corp analyst William Lacey said.

Crude sank nearly 5 percent to $96.60 a barrel on Monday, its lowest level in seven months, on early signs that Hurricane Ike had spared most U.S. energy infrastructure in the Gulf of Mexico and as the U.S. financial system creaked amid Lehman Brothers Holdings' (LEH.N: Quote, Profile, Research, Stock Buzz) bankruptcy.

Falling demand has pulled U.S. crude down by a third since hitting an record high above $147 a barrel in July.

The oil sands in the Canadian province of Alberta represent the largest oil deposits outside the Middle East and are seen as a key source of secure supply for the United States. Projects totaling more than $100 billion are under way or on the drawing board.

But the crude from the oil sands is far more complicated and pricey to extract than Saudi Arabia's conventional oil.

......

The break-even point for developing oil sands varies by project. Suncor Chief Executive Rick George has said he believes the industry requires oil at $75-$80 a barrel to keep attracting investment and moving projects forward.

This summer, the Canadian Association of Petroleum Producers tempered its oil sands output forecast after some developers pushed back plans amid rising costs and regulatory delays. It predicted 2.8 million barrels a day by 2015, down from a previous forecast of 3.4 million.

http://www.reuters.com/article/GCA-Oil/ ... 8720080915

[sceptique]

Ce qu'il manque (ou bien n'ai je pas bien lu le fil ...) c'est l'évolution dans le temps du seuil de rentabilité en fonction du cours du baril.
Je me rappelle au moment du premier choc pétrolier (début des années 70) un article annonçant que les sables bitumeux allait devenir largement rentable avec l'augmentation du prix.
La bonne vieille théorie : l'augmentation du cours démultiplie les réserves !

[Raminagrobis]

Il y a quelques années on disait que pour être rentables les sables bitumineux avaient besoin d'un pétrole cher, c'est à dire plus de 40$

Maintenant on le dit encore mais c'est 100$ la limite


lien

ici[/url]]
CALGARY, Alberta, Sept 19 (Reuters) - New oil sands mine projects need crude prices to remain over $100 a barrel to turn a decent profit, analysts at UBS Securities said on Friday following Petro-Canada's (PCA.TO: Quote, Profile, Research, Stock Buzz) announcement that costs for its planned Fort Hills project had soared by more than half.
(...)
Petro-Canada said on Wednesday that the price of its 140,000 barrel per day Fort Hills project had risen by at least 50 percent from a year earlier estimate to C$21 billion ($20 billion).

21 milliards de dollars canadiens d'investissement initial (plus les couts d'opération après bien sur), soit 14 milliards d'euros, pour une capacité de production de 140 000 barrils/jours.

Ce qui nous fait le barril/jour de capacité à 100 000 euros, tabarnak !

[sceptique]

Supposons que les couts d'extraction, pré-raffinage, transport, etc soit de 50$ le baril. Il reste donc 50$ pour le retour sur investissements avec une base de 100$ le baril.
pour 1b/j le retour sur investissements est donc de 50*360 = 18 000 $ par an.
Le projet de 140 kb/j coute 21G$ soit 150 000 $ par baril/jour de capacité.
150 000 / 18 000 = 8.3

il faut donc plus de 8 ans pour amortir l'investissement !

Comme prévu, au fur et à mesure que le baril monte les couts montent en parallèle.
A contrario l'augmentation des couts n'amènent donc pas (en tout cas peu) de nouvelles réserves exploitables.

[ticaribou]

à partir de quel moment ça devient absurde ?
déjà il faut 1 baril pour en extraire 2. en plus, au bout d'un moment ce sera encore pire. et si on veut ensuite remettre les sites en état, il faut aussi de l'énergie. donc ça revient aux shadocks qui pompaient pour pomper non ?

[Raminagrobis]

Supposons que les couts d'extraction, pré-raffinage, transport, etc soit de 50$ le baril. Il reste donc 50$ pour le retour sur investissements avec une base de 100$ le baril.
pour 1b/j le retour sur investissements est donc de 50*360 = 18 000 $ par an.
Le projet de 140 kb/j coute 21G$ soit 150 000 $ par baril/jour de capacité.
150 000 / 18 000 = 8.3

il faut donc plus de 8 ans pour amortir l'investissement !

Et encore, tu as oublié un tout petit détail : les intérêts

[energy_isere]

une petite machine qui va interesser Franck1968 :


trouvé dans cette page au sujet des tars sands
http://ostseis.anl.gov/guide/photos/index.cfm (d'autres photos)

100 tonnes de sable bitumineux à chaque coup de godet (dixit la légende).

[Raminagrobis]

une petite machine qui va interesser Franck1968 :


trouvé dans cette page au sujet des tars sands
http://ostseis.anl.gov/guide/photos/index.cfm (d'autres photos)

100 tonnes de sable bitumineux à chaque coup de godet (dixit la légende).

mais non, "100 tons" c'est à dire 100 tonnes "courtes" américaines, donc 91 tonnes métriques.

Raminagrobis, pas pinailleur pour un sou

[Rod]

Ça fait du combien de litre à l'heure une bête pareil .

[ticaribou]

la consommation, je sais pas, mais si c'est fonction des rejets, oups !

Le canadien Suncor crache 600 tonnes de CO2 par heure !
http://www.lexpansion.com/economie/dans ... 27353.html

[Spiritatus]

Le canadien Suncor crache 600 tonnes de CO2 par heure !

(article source juin 2007)

In 2007, production at the oil sands facility averaged 235,600 barrels per day. .

http://www.suncor.com/default.aspx?ID=54


En partant du principe qu'il y à 159 litres dans un baril et qu'un jour à 24h; une petite règle de 3 nous apprends que chaque fois que Suncor produit 2.6litre de pétrole elle crache 1 kg de CO2

Pour une tite voiture ca rajoute dans les 20g de CO2 par km, tout sauf d'être négligeable...

[energy_isere]

Une collaboration pour chercher plus de moyens de récupération du pétrole brut et de sables bitumineux respectueux de l'environnement a été mise en place par StatoilHydro avec trois universités canadiennes et une université norvégienne

Dans ce contexte, la société pétrolière va soutenir des étudiants en doctorat provenant des Universités de Calgary, d'Alberta et de Vancouver au Canada, et de l'Université des Sciences et Technologies (NTNU) à Trondheim, en Norvège.

Margareth Øvrum, vice-présidente exécutive pour la Technologie et les Nouvelles Energies, estime que ce partenariat pourrait être une clé pour trouver de bonnes solutions concernant la production de sables bitumineux. Torbjørn Digernes, président de NTNU, estime que le pétrole brut sera important dans le futur en ce qui concerne les scénarios énergétiques mondiaux mais que les sociétés d'énergie doivent faire face aux défis en conséquence. Selon lui, la coopération avec StatoilHydro sera importante pour l'avenir.

Les universités canadiennes ont une large expérience en recherche avec le pétrole brut, et leurs projets vont fonctionner en étroite collaboration avec les activités de recherche de StatoilHydro dans ce domaine. Ils vont collaborer avec NTNU dans leurs parties respectives de la chaîne de valeur de la production de pétrole brut, avec l'Université de Calgary spécialisée dans les méthodes de récupération. L'Université de l'Alberta mettra l'accent sur les mécanismes de stabilisation et émulsion de ce pétrole, tandis que l'Université de Vancouver traitera de la surveillance environnementale de sa production.

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