Mer Très Profonde ( Ultra-deep Offshore Oil )

[GillesH38]

pour reprendre le probleme de la date du pic : pour ne pas relancer la discussion de la forme exacte de la courbe, parlons de point médian, le point ou la moitié du pétrole qui sera extrait finalement a été produit. Ce n'est pas necessairement le pic, mais il en sera proche, ou proche de la moitié du plateau avec des hypothèses physiquement raisonnables.

Comme on produit 30 Gb/an de pétrole, on voit vite qu'il faut découvrir 60 Gbl pour décaler ce point milieu d'un an. Il faudrait donc autour de 7 découvertes analogues pour reculer la date de ce point milieu d'une seule année.... si elles sont faites avant qu'on l'atteigne !

Sur une découverte, difficile d'en évaluer le rythme. Il parait cependant que c'est la plus grande depuis 20 ans.... attendons de voir si le rythme s'accélère !

[Glycogène]

hmmm du sel fondu dans des engins de forage, ils vont aimer...

Ben quoi, on pourra toujours le recycler dans les CSP
Ah bon, ce n'est pas le même sel ?
(à Tupi c'est du sel dissout, pas fondu).

[epe]

Quelque chose m'a étonné dans les découvertes off-shore très profond de ces 2-3 dernières années : On n'a parlé que de très grosses découvertes. J'ai donc fouiné un peu sur la toile pour en comprendre la raison et je crois avoir trouvé une explication qui tient à peu près la route :

D'abord, l'off-shore très profond est très récent, il y a moins de 5 ans, le gisement de pétrole ( le gaz pose un peu moins de problèmes) exploité le plus profond (au Gabon je crois) était à - 1300m d'eau. Pour rappel, on a exploré plus complètement et plus précocément la lune que les grands fonds, hormis le bathyscaphe de Picard, c'est dire la difficulté.

Ensuite, de l'exploration à l'exploitation, il y a plus qu'une marge. Pour revenir à l'image précédente, c'est la différence entre envoyer un homme sur la lune et y exploiter une mine (et ramener le minerais sur terre) Quelques difficultés techniques glanées sur internet : Pétrole qui sort de terre à 130-140° et très haute pression pour traverser un milieu très froid (fond de la mer) avec de moins en moins de pression et des températures de plus en plus élevées jusque t° et pression ambiante en surface; fond marin parfois instable et parfois parcouru de courants très violents (idéal pour poser une tête de puit!!!); formation de bouchons d'hydrates de méthane (et, oui, en attendant une très hypothétique exploitation des hydrates comme combustible, c'est un des cauchemars de l'exploitation off-shore); milieu corrosif en intérieur (pétrole chargé en sel) comme en extérieur (salinité de l'eau de mer); conditions atmosphériques en surface (ex : cyclones en GoMex); acheminement du pétrole vers la côte, etc...

Bref, si les solutions techniques existent, ou sont inventées au fur et à mesure (d'où des délais théoriques avant exploitations de 3-5 ans qui passent souvent à plus de 10 ans), elles ont un coût faramineux. De là à penser qu'on a en fait découvert bien plus de champs off-shore qu'annoncés mais que seul les plus gros seront un jour peut-être exploités (disons mininum 500 000 - 750 000 barils/jours), il n'y a qu'un pas, retour sur investissement oblige.

De plus, on n'a pas de recul quant à la fiabilité des techniques employées, qui plus est dans un environnement hostile. Je crois donc que ces gisements seront exploités à la barbare, le plus possible le plus vite possible, même au détriment du taux de récupération final.

Rassurés?

[Environnement2100]

CNOOC to build deep-sea drilling rig
Last Updated(Beijing Time):2007-10-20 13:40

China will finish its first deep-sea drilling rig with a maximum working depth of three kilometers by 2011, said a spokesman for China National Offshore Oil Corp. (CNOOC) on Friday.

The maximum drilling depth will reach 12 kilometers, which means it can operate in deep-water regions in the South China Sea, Southeast Asia, Gulf of Mexico and West Africa.

The project, with a total investment of 4.5 billion yuan (US$599 million), will be carried out by Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding Co. under China State Shipbuilding Corporation.

The spokesperson said China's biggest offshore oil company was planning to invest 15 billion yuan (US$two billion) to develop deep-sea oil equipment as it wanted to strengthen its exploration and development of deep-sea oil resources, which were a priority for major international oil companies.

China's coastal waters include 200,000 square kilometers of water that is more than 300 meters deep.

http://en.ce.cn/Business/Enterprise/200 ... 4182.shtml

[bastien300]

Rassurés?

Oui ça va beaucoup mieux, merci ! Quelle terreur... l'espace d'un instant on a tous failli croire qu'on était sauvé !

[ABC]

Il y a peut-être à attendre un nouveau pic des découvertes: si le très profond devient accessible à l'exploration, cela peut entrainer un nouveau cycle de découvertes. Au final cela ne changerait pas le PO(pic ou plateau peu importe) lequel correspond au pic des découvertes des années 60.
Toutefois, le très profond pourrait représenter au niveau mondial ce que l'Alaska a représenté dans les années 80 pour les USA: un répit à la chute de la production.

Enfin, pour l'instant , 8 milliards de barils, cela fait moins d'un tiers de la production mondiale annuelle.

Il y a quand même un point qui à mon avis paraît significatif: à cette profondeur on est au bord du plateau continental. C'est dire qu'au delà il n'y a plus de pétrole. Nous commençons à toucher aux limites, et ça, ça me paraît assez important.

[Saratoga Elensar]

Il y a une raison majeure pour laquelle il semble un peu difficile de croire que ces Deep Offshore vont se réveler etre les nouvels Eldorado pétroliers comme sceptique et Environnement2100 essayent de nous le présenter, et cette raison est le facteur temporelle.

Si il n'est pas sur que les All Liquids ont encore atteint leur pic, en revanche le crude oil semble bien amorcer sa phase de descente quasi définitive.

Avec un taux de déplétion généreux à 2% comme l'estime Campbell et qu'on envisage la production de Tupi et ses futurs amis pas avant 2012, cela nous donne avec une production 2007 à 73,093 MBJ....une production de 66,070MBJ en 2012...soit une baisse de production de 7,022MBJ.

Si on prend en évidence un taux de déplétion plus réaliste comme le démontrent TOD à 3% cet écart de production est de 10,325MBJ !!

Tout ceci n'est bien évidemment que la production BRUTE donc ca laisse imaginer à quel niveau sera le marché si les autres Liquids n'arrivent pas à tenir la baisse de production de brute d'ici là.

Les problèmes lié au Pic de brut ne vont donc pas arriver en 2012 quand la fameuse solution miracle des Offshore pourrait éventuellement arriver mais bien à partir de 2008 si le niveau de déplétion de brut se confirme.

On peut alors s'attendre à un boom des prix et à une sèvere récession mondiale, ce qui dans un cas aura tellement détruit de demande que l'offre en sera supérieure et alors les prix baisseront pour empecher la rentabilité de production de ces fonds.

Dans l'autre cas, si la demande reste à un niveau très élevé et les prix de meme, malgré une destruction importante de la demande, les couts de production à la hausse seront accompagnés sans doute d'un revirement d'investissements des pays producteurs vers les solutions d'urgences étant donné que les niveaux de production seront encore trop faibles pour compenser la chute inexorable...malgré une diminution de la vitesse de déplétion.

En ajoutant au facteur politique et géopolitique, le défi technologique que cela représente et la volonté des majors à investir...cela nous donne le parfait tableau pour des retards de projets, des problematiques d'installations, et autres parametres pouvant meme aller jusqu'à ne pas donner le jour à Tupi et ses amis.

[Environnement2100]

Un petit article dédié dans le wiki ?

J'en ai fait un tout petit.

http://wiki.oleocene.org/index.php/Mer_ ... s_Profonde

Le présent fil est déjà dans le top ten de google pour "Mer Tres Profonde"

[Dagobert]

epe ! le retour
Toujours très content de lire tes interventions

[Environnement2100]

L'emplacement de Tupi. Les lignes de niveau montrent qu'on est déjà dans la zone du talus continental.

[rurbain]

Vu sur la 5 hier après midi. Emission Superstructures.
Une exploitation gazière dans le golfe du Mexique.
2700 mètres d'eau + 5000 de forage. 15 puits, 500 Km de gazoducs.

Je ne sais pas si c'est très différent pour le pétrole mais ça à l'air jouable.

[Environnement2100]

Une exploitation gazière dans le golfe du Mexique.
2700 mètres d'eau + 5000 de forage. 15 puits, 500 Km de gazoducs.

Je suppose qu'il s'agit d'Independance, déjà cité plus haut.

Pourrais-tu supprimer le quote de ton post ? inutile de faire figurer cette carte deux fois, merci.

[rurbain]

Une exploitation gazière dans le golfe du Mexique.
2700 mètres d'eau + 5000 de forage. 15 puits, 500 Km de gazoducs.

Je suppose qu'il s'agit d'Independance, déjà cité plus haut.

Pourrais-tu supprimer le quote de ton post ? inutile de faire figurer cette carte deux fois, merci.

Ce qui m'étonnait surtout, c'est qu'ils parlaient en mois et non en années.
Tous les modules étant préparés en parallèle, il semble qu'ils n'aient pas mis longtemps avant de débuter l'exploitation ( pour le champs, ils ne donnaient pas le nom ).

[Environnement2100]

Nouvelle découverte de pétrole sur le bloc 32 dans l’offshore très profond de l’Angola
07 Aou. 07
Sociedade Nacional de Combustíveis de Angola (Sonangol) et Total E&P Angola, filiale à 100 % de Total, annoncent avoir réalisé une nouvelle découverte de pétrole à partir du onzième puits d’exploration sur le bloc 32, dans les eaux très profondes de l’Angola.

Foré par une profondeur d’eau de 1 700 mètres, le puits Colorau-1 a rencontré des réservoirs de pétrole de l’Oligocène. Le puits a été testé à un débit de 2 130 barils par jour via une duse 32/64. Cette découverte se situe dans la partie nord-est du bloc 32, à environ 16 km au nord est de la découverte Manjericão.

Des études techniques complémentaires sont actuellement en cours afin d’évaluer ces résultats prometteurs ; d’autres forages d’exploration sur le bloc sont également en cours et prévus.

Sonangol est le concessionnaire du bloc 32 sur lequel Total, opérateur avec 30 %, a pour partenaires Marathon Oil Company (30 %), Sonangol E.P. (20 %), Esso Exploration and Production Angola (Overseas) Limited (15 %) et Petrogal (5 %).

[Alter Egaux]

Terre de brut en parle :

Pour ce qui concerne la planification de l’exploitation, les médias citent différentes dates pour les premières extractions, mais rien avant 2011. Il y a un délai d’au minimum deux ans pour acquérir les matériel de plateforme dans un marché équipementier tendu, et au moins encore deux ans pour obtenir une exploitation commerciale. Un calendrier possible serait :

Premier forage : 2009
Première production à 100 Kb/j : 2011-2013
Plateau de production à 400 Kb/j : 2015
[...]
Conclusion

Tout bien considéré, le cas de Tupi semble être sensiblement différent de celui de Jack l’année dernière. Quand on scrute l’information qui a circulé dans les média, on est mené à le considérer comme un champ exploitable par la technologie poussée à ses limites actuelles. Quand on en juge par l’emballement des brésiliens, c’est plutôt le prix de revient que le savoir faire technologique qui sera le facteur limitant.

Pour poser la question finale, est ce que Petrobras avait besoin de ce tapage médiatique ? En réalité, il semble que non. Petrobras est la compagnie privée la plus rentable d’Amérique du Sud, tous secteurs confondus, affichant un bénéfice de 9 milliards de dollars pour les neuf premiers mois de cette année.

Si l’on considère qu’il reste à trouver des réserves mondiales d’au moins 200 Gb, cela implique qu’il faut découvrir des régions pétrolières de la taille de la Mer du Nord.
Le Campos Basin off Brasil, où Tupi a été trouvé, pourrait être l’une d’entre elles.
http://www.terredebrut.org/article-14102499.html