Tight Oil USA

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Re: Tight Oil USA

Message par energy_isere » 21 janv. 2017, 13:54

L’investissement repart dans le pétrole de schiste américain
ExxonMobil et Nobel Energy ont acquis des terrains et des permis pour 10 milliards de dollars au Texas et au Nouveau-Mexique, suivant les petites compagnies indépendantes.


LE MONDE 18.01.2017

Dans l’ouest du Texas et l’est du Nouveau-Mexique, c’est désormais la ruée des pétroliers sur le Bassin permien. Les petites compagnies ne sont plus seules à se presser au grand festin de l’or noir ; les majors tablent aussi sur une relance de la production d’huiles de schiste (shale oil), redevenues rentables avec un baril américain passé depuis près de deux mois au-dessus de 50 dollars.

ExxonMobil a annoncé, mardi 17 janvier, avoir acquis à la richissime famille texane Bass des compagnies opérant dans cette région gorgée de pétrole de roche-mère pour un montant de 6,6 milliards de dollars (6,2 milliards d’euros). C’est la première grande opération de Darren Woods, PDG du groupe depuis la nomination de son prédécesseur Rex Tillerson à la tête du Département d’Etat.

L’argent recommence à couler, après deux années de relatives vaches maigres et une baisse de la production de plusieurs centaines de milliers de barils par jour. Dans dix-huit des vingt-deux comtés de la région, il est même rentable de produire quand le baril vaut moins de 45 dollars, selon un rapport de Bloomberg Intelligence. En 2016, les compagnies américaines indépendantes ont investi 61 milliards de dollars dans des terrains et des actifs, près de deux fois plus qu’un an auparavant, ajoute Bloomberg.

Le Bassin permien représente plus de 40 % de cette somme. Dans cette zone, le nombre de plates-formes en exploitation est passé de 132 « rigs » en avril à 268 aujourd’hui, selon la compagnie parapétrolière Baker Hughes. Des sept grandes régions des Etats-Unis (Bakken, Eagle Ford,... (abonnés)
http://www.lemonde.fr/economie/article/ ... _3234.html

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Re: Tight Oil USA

Message par energy_isere » 22 janv. 2017, 19:34

Une big map des shale oil de l' EIA:

Image

source : http://www.nextbigfuture.com/2017/01/of ... -plan.html

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Re: Tight Oil USA

Message par energy_isere » 31 janv. 2017, 19:47

Dans le pétrole de schiste "les coûts ont baissé de plus de 40% en deux ans"

Myrtille Delamarche Usine Nouvelle le 31/01/2017

Maintenant que le respect, par l'Opep et ses partenaires, de leur engagement de réduire la production de pétrole semble en bonne voie, la stabilisation des prix du baril dans une fourchette de 55 à 60 dollars va dépendre principalement du temps que vont mettre les producteurs américains d'huiles de schiste à relancer l'extraction. Et ce délai sera très court, selon l'analyste financier Alexandre Andlauer, spécialiste du pétrole et du gaz de schiste américain chez Alpha Value.

L'Usine Nouvelle - Combien de temps faut-il aux producteurs de schiste pour relancer les forages ?

Alexandre Andlauer - Cela sera très rapide pour une bonne partie des plates-formes, qui ne sont pas détériorées du fait de leur non-utilisation pendant 2 ans. Je dirai 1 à 2 mois pour mettre la machine [appareil de forage, ndlr] sur le terrain après l’avoir réservée. Avec le forage, il faut compter 6 mois. Mais il faut surtout rappeler que plus de 5000 puits, dont le forage a déjà été effectué, sont en attente d’être complétés (frackés), ce qui devrait prendre moins de 4 mois.

Les producteurs américains sont-ils réellement freinés par le manque de main d'œuvre et de disponibilité des appareils de forage ?

Je ne constate pas de manque de rigs. Et il n'y a rien à signaler du côté de la main d’œuvre pour le moment, mais nous pensons que cela sera bientôt un sujet. La principale préoccupation sera l’infrastructure : sera-elle capable d’acheminer tout le pétrole et le gaz si la croissance devient très forte? Ainsi que l’inflation des coûts sur certains éléments (pompes, sable)…

A quel point cette relance sera-t-elle différenciée dans les différents bassins ?

Le bassin du Permian, au Texas, est vraiment une exception. Sur les 700 000 barils par jour de croissance attendue fin 2017 (par rapport à fin 2016), 500 000 proviennent de ce bassin, qui pourrait avoir à lui seul autant de réserves que l’Arabie saoudite.

Quelle est l'ampleur des gains de productivité réalisés durant la période de surproduction ?

Les coûts ont baissé de plus de 40% en deux ans. Le pragmatisme américain et une accélération du processus d’apprentissage de l’industrialisation du schiste ont permis de baisser les coûts significativement (-25%). On récupère plus de pétrole par fracking car on connaît mieux la roche, on utilise plus de sable. On fait aussi plus de puits par plate-forme, non pas parce qu’il y a une rupture technologique, mais parce que c’était le seul moyen d’être rentable. Enfin, la déflation a compté pour la moitié de cette baisse des coûts (-20%), ce qui signifie que dans les deux prochaines années, les coûts vont augmenter. A long terme, l’efficacité et la technologie feront redescendre ce coût.

Propos recueillis par Aurélie M'Bida et Myrtille Delamarche
http://www.usinenouvelle.com/article/da ... ns.N495379

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Re: Tight Oil USA

Message par tita » 11 févr. 2017, 11:28

Dans le pétrole de schiste "les coûts ont baissé de plus de 40% en deux ans"
Discours d'analyste financier... Très optimiste quand même. Il n'y a pas 5'000 puits creusés qui attendent d'être complétés, mais plutôt 3'000, dont une partie est simplement le temps de latence et non une volonté d'attendre des prix favorables (en 2014 il y en avait ~2'000). Les coûts ont surtout baissé à cause de la chute des prix du pétrole et d'une situation d'offre-demande du secteur parapétrolier, pas tant que ça pour des raisons technique.

Ce qui me surprend, c'est le chiffre de 700'000 barils par jours d'augmentation attendu sur 2017. C'était l'augmentation en 2013, avec un baril proche des 100$, un décompte de machine de forage à 1400 (On est à 600 aujourd'hui) et une production de départ de 2Mb/j. Une augmentation de 700'000 reviendrait au niveau atteint en 2015, réalisé grâce à 1600 machines de forages. Cet analyste semble ne pas prendre en compte l'importance de la déplétion inhérente aux pétrole de schiste. 1/3 de la production de schiste actuelle provient de puits forés dans la dernière année.

Ce qu'on constate actuellement, c'est surtout que la production de tight oil s'est stabilisée et va probablement remonter, mais très gentiment.

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Re: Tight Oil USA

Message par energy_isere » 21 févr. 2017, 12:40

On a raté ceci en Septembre.

Apache à annoncé que le champs "Alpine High" dans l' Ouest du Texas contiendrait pour au moins 8 milliards de $ de pétrole.
Oil! Massive shale discovery in Texas

by Matt Egan September 8, 2016

An overlooked corner of West Texas is believed to contain billions of barrels of newly-discovered shale oil.

Apache (APA) revealed the huge find this week after more than two years of stealthily buying up land, extensive geological research and rigorous testing.

The Houston company estimates the discovery, dubbed "Alpine High," could be worth at least $8 billion.

Apache believes the new shale play spans at least five formations, contains over three billion barrels of oil and 75 trillion cubic feet of rich natural gas.

"We feel very confident with what we have and believe this is a story that's only going to get better," Apache CEO John Christmann IV told CNNMoney.


Wall Street is already seeing dollar signs, sending Apache's stock price surging 10% in the two trading days since the find was unveiled.

"The play has the potential to be a transformative event for the company," Raymond James analyst John Freeman wrote in a research report. "Apache sees an incredible opportunity to establish the next big resource play in the U.S."

Apache has identified at least 2,000 drilling locations,and estimates an initial value of between $4 million to $20 million per well. That translates to at least $8 billion in value for the company, but potentially a lot more. The company has already drilled 19 wells in the play, with nine currently producing "limited quantities" due to infrastructure constraints.

Rob Thummel, a portfolio manager at energy investment firm Tortoise Capital, said the announcement will "definitely open investors' eyes" and could lead his firm to make an investment in Apache.

However, Thummel also urged caution, noting that Apache's management team doesn't have the long track record of more established shale companies like EOG Resources (EOG) or Pioneer Energy. (PES)

"It's going to be more of a prove-it story," Thummel said.

Christmann, the Apache boss, said his company looks forward to "proving the significance of this discovery over time." He added that the find is the result of "intense technical work," including 3D seismic research.

So what's next? Apache will need to continue testing the land to decide where it makes the most sense to start drilling at current prices. Both oil and natural gas prices remain depressed due to a huge glut, mostly fueled by excessive shale production from the U.S. over the past decade.

Apache will also need to build infrastructure to handle all the potential oil and gas coming out of Alpine High. The company is expected to install a temporary processing facility later this year and eventually build a more permanent presence.

"Rome wasn't built in a day, neither are major oil and gas fields," Thummel said.

Image
Apache Energy's huge shale oil discovery in West Texas, named "Alpine High," is estimated to contain three billion barrels of crude.
http://money.cnn.com/2016/09/08/investi ... discovery/

Apache discovers 3 billion barrels of oil in West Texas
Company believes there's a bounty of oil, natural gas in Permian field

By David Hunn September 7, 2016

The Houston oil exploration company Apache has made one of the biggest U.S. oil and gas discoveries in years, finding the equivalent of more than 15 billion barrels of oil in a relatively unknown quadrant of West Texas's Permian Basin, the company said Wednesday.

Depending on how much oil and gas can be recovered, the discovery could rank among the top finds of the last decade, including the Marcellus shale in the Northeast, which has recoverable natural gas reserves estimated at the equivalent of 47 billion barrels of oil, the Eagle Ford in South Texas, with recoverable crude estimated at 23 billion barrels of oil equivalent, and Wolfcamp, also in the Permian, with recoverable crude and gas estimated at 9 billion barrels of oil equivalent, according to the research firm IHS Markit.



In 2012, Oklahoma City's Continental Resources said it found about 2 billion barrels of oil equivalent in its South Central Oklahoma Oil Province, which has among the highest production in the country.

Apache said it's new field holds more than 3 billion barrels of oil - nearly the equivalent of an entire year of U.S. crude production - and 75 trillion cubic feet of natural gas, making it the company's biggest U.S. discovery ever and one of its most important worldwide. The field, which sits in the western subsection of the Permian known as the Delaware Basin, surpasses Apache's gas finds in British Columbia of more than 50 trillion cubic feet in 2012 and of about2 trillion cubic feet in Egypt's Qasr field in 2003.

Image

Apache's discovery bucks recent trends in an industry that has pulled back on exploration in the face of stubbornly low oil prices, said Pearce Hammond, an analyst at the investment banking firm Simmons & Company International. Most companies, looking to cut costs, are talking about efficiency, targeting wells that are known producers and employing drilling techniques to squeeze out more oil rather than seeking new fields to develop.

"The industry has been doing more with less, and that's been an ongoing theme," Hammond said. "Here we find out about a new play."

Drillers have flocked to Permian shale since the oil crash, scooping up land in the Midland Basin, another subsection of the Permian, and, more recently, the Delaware, where reserves are considered accessible at costs that would make drilling profitable with oil prices hovering around $45 a barrel.
...........
...........
The company has drilled 19 wells and identified 2,000 to 3,000 future drilling locations in the deepest parts of the play, expected to deliver a combination of natural gas and oil worth $4 million to $20 million per well at $3 per million cubic feet in gas and $50 per barrel of oil. Apache said it expected to find more oil in shallower sections of the play - oil that is not included in the 3 billion barrel estimates.
.............
http://www.houstonchronicle.com/busines ... o-10887357

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Re: Tight Oil USA

Message par energy_isere » 21 févr. 2017, 12:56

et 5.5 mois après :
Apache Corp. - Too Early To Judge Alpine High Results

Feb.17.2017

Summary

•Response by analysts to initial Alpine High results is premature.

•Well completions haven't been optimized yet.

•Wells drilled so far are "over-pressured," which means they will produce oil as gas easier than other wells.

•Overall, the results at this time should be considered good, but not great.

•I think "good" is enough to make a difference in the company's performance going forward.

Negative responses from various sources concerning the latest report from Apache Corp. concerning Alpine High is premature, with the primary focus being on the latest wells not being as robust as earlier well results.

Investors should understand that Alpine High is going to receive a lot more skeptical analysis than other plays because of the fact earlier exploration in the area didn't turn up the type of results considered conducive to generating significant revenue or earnings.

So it's understandable when the latest drilling appears to have confirmed the bias of most analysts, they will assume it reinforces their outlook for the region.

Also important to understand is if Apache does show it has in reality discovered a nice, long-term play, it will make companies and their experts previously exploring the area, look bad. The point is analysts can align with certain companies they favor, and they can get grumpy when their outlook is disrupted by unforeseen discoveries.

This puts more onus on Apache to prove its assertions are accurate concerning Alpine High. That means any report appearing to reinforce the idea they may have been far too optimistic in their outlook, will be jumped upon by the market and financial media.
http://seekingalpha.com/article/4047244 ... gh-results
Alpine High production results disappoint

By David Hunn February 14, 2017

Alpine High lost some altitude Tuesday after Apache Corp. reported that its much-trumpeted oil field discovery so far is producing less than analysts expected.

In the first extended update since the discovery was announced in September, the Houston oil company disclosed that output from five new wells drilled in the West Texas shale play produced 25 percent less oil on average than previous wells there, a figure that disappointed analysts and investors.

..............
"Investors need to understand that test well rates aren't representative of full field development," Herrlin said.
http://www.houstonchronicle.com/busines ... 932954.php

Je vais résumer ça en : il est urgent d'en savoir un peu plus dans les mois à venir avec des résultats sur de nouveaux forage .......

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Re: Tight Oil USA

Message par Raminagrobis » 02 mars 2017, 18:13

lien La production américaine remonte bien depuis l'automne dernier, ils sont repassés au dessus de 9 Mb/j.
Toujours moins.

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Re: Tight Oil USA

Message par tita » 03 mars 2017, 08:25

Raminagrobis a écrit :lien La production américaine remonte bien depuis l'automne dernier, ils sont repassés au dessus de 9 Mb/j.
Je reste toujours mitigé sur les données hebdomadaires. Ce sont des estimations, basées principalement sur les prévisions de leur "short term energy outlook", corrigées par les rapports mensuels (qui tiennent compte des données des producteurs). Bref, ça reste incertain, même si c'est la meilleure estimation possible. Si tu veux des détails, c'est expliqué ici: http://www.eia.gov/petroleum/supply/wee ... endixb.pdf

Pour moi, le rapport mensuel est plus intéressant:
http://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHa ... RFPUS2&f=M

Il y a bien une remontée de la production en octobre-novembre, mais ça redescend en décembre. De plus, on sait que l'augmentation provient de la production offshore. Le prochain rapport mensuel donnera les informations de janvier (ce qui sera intéressant puisqu'on voit un saut de 200kb/j dans le rapport hebdomadaire), mais il faudra probablement attendre juin pour se faire une idée précise de l'évolution de la production de "tight oil".

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Re: Tight Oil USA

Message par energy_isere » 25 mars 2017, 20:51

Très forte baisse des couts breakeven dans les pétrole de schiste aux USA :
US Shale oil strength and world oil prices and production predictions

March 18, 2017

Wellhead breakeven prices have dropped significantly among all shale plays over recent years and since 2014, the average decrease has been around 46% within the main shale oil plays.
.......................
Image

http://www.nextbigfuture.com/2017/03/us ... d-oil.html

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Re: Tight Oil USA

Message par CP3 » 02 avr. 2017, 10:17

L' article ci-dessus nous dit bien que la baisse observé,ces deux dernières années , des seuils de rentabilité de la production de petrole de schiste ne serait , en fait , en grande partie que conjoncturelle . Cela s' expliquerait pour moitié par la chute des prix de tout ce qui permet l' exploitation d' un puit . Ceci en raison du vide de demande en services et matériaux, laissée par la faillite successive de tous les exploiteurs .

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Re: Tight Oil USA

Message par tita » 03 avr. 2017, 12:59

CP3 a écrit :L' article ci-dessus nous dit bien que la baisse observé,ces deux dernières années , des seuils de rentabilité de la production de petrole de schiste ne serait , en fait , en grande partie que conjoncturelle . Cela s' expliquerait pour moitié par la chute des prix de tout ce qui permet l' exploitation d' un puit . Ceci en raison du vide de demande en services et matériaux, laissée par la faillite successive de tous les exploiteurs .
Exactement. Sans compter que le graphique montre une évolution de 2013 à 2016, avec une valeur annuelle, qui donne l'impression d'une baisse continue des coûts de production. Comme la chute des prix a commencé en 2014 et s'est amplifiée en 2016, la corrélation avec la chute des prix semble assez claire.

De plus, l'échantillon du nombre de puits pour lesquels ce "breakeven price" est calculé est aussi plus faible, vu qu'il y a eu 3 fois moins de puits creusés en 2016 par rapport à 2013.

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Re: Tight Oil USA

Message par tita » 03 avr. 2017, 15:07

Par ailleurs, la production US a augmenté de 60 kb/j en janvier pour atteindre 8'835 kb/j... dont 20 kb/j d'augmentation de l'offshore et 40kb/j onshore. Entre le pic de production d'avril 2015 (9'627 kb/j) et décembre 2016 (8'775), la production avait diminué de presque 1Mb/j. Grâce au regain d'activité et l'augmentation des forages, la tendance à la baisse semble derrière. Mais décembre avait été un mois assez mauvais en raison d'intempéries qui ont limité la production onshore (qui avait diminué de 135kb/j entre novembre et décembre). L'augmentation n'est donc pas si exceptionnelle et il faut attendre quelques mois pour avoir une tendance claire.

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Re: Tight Oil USA

Message par energy_isere » 10 avr. 2017, 20:02

Le pétrole de schiste complique le jeu des prévisions

Publié le 10/04/2017
Infos Reuters Londres par Amanda Cooper

Le développement du pétrole de schiste a transformé à tel point le secteur de l'énergie, américain et mondial, qu'il a bouleversé les dynamiques traditionnelles de l'offre et complique la tâche des prévisionnistes.

Les banques d'investissement, dont beaucoup financent les nouveaux projets, et les grandes compagnies mondiales comme Total et Eni, ont prévenu que les larges coupes dans les investissements en raison de la baisse des prix du pétrole depuis 2014, conduiraient à une pénurie de l'offre dans les deux prochaines années.

Pourtant Goldman Sachs, la seule banque à tirer un milliard de dollars de revenus par an des transactions sur les matières premières, estime que la reprise de la production aux Etats-Unis, stimulée par la remontée des cours du pétrole, et une série de nouveaux projets conventionnels aboutiront à une offre excédentaire d'ici 2019.

Avant la révolution du schiste, le pétrole conventionnel était seul sur le marché. Prévoir la production revenait essentiellement à évaluer les projets à l'étude et à prendre en compte "les incertitudes connues" comme le risque politique dans les pays producteurs.

La capacité du secteur du schiste à s'adapter rapidement et avec souplesse à un environnement de prix bas signifie que les cycles de production ont raccourci, les gisements pouvant être ouverts ou fermés en quelques semaines.

La plupart des prévisionnistes, dont ceux de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep) et de l'Agence internationale de l'Energie (AIE), ont sous-estimé le déclin du pétrole de schiste lors de l'effondrement des prix du pétrole et sous-évalué également sa reprise lorsque les prix du brut ont commencé à remonter.

Goldman prévoit qu'au cours des deux prochaines années, il y aura une énorme développement de la production, ce qui compliquera les efforts de l'Opep pour rééquilibrer un marché excédentaire.

"Cette série de projets dans le temps et la reprise du cycle à court terme, impulsée par le pétrole de schiste américain, pourra aboutir à une surproduction en 2018-2019", a estimé la banque d'affaires le mois dernier.

"Lors de sa réunion le 25 mai, l'Opep va probablement évaluer (d'un côté) les avantages relatifs de la stabilité (prolonger l'accord de réduction) et le risque d'une perte de part de marché à long terme."

Les nouveaux projets et la hausse de la production de pétrole de schiste pourraient aboutir à ajouter un million de barils par jour (bpj) à la production mondiale d'ici 2018-2019, estime Goldman.

Cette prévision contraste avec l'avis du cabinet de consultants Wood Mackenzie, qui prévoit lui un manque de quelque 20 millions de bpj d'ici 2025.

De même, Morgan Stanley estime qu'une hausse de la production aux Etats-Unis cette année ne nuira pas au rééquilibrage du marché.

"L'Opep est parvenue à limiter sa production et bien que l'activité des forages aux Etats-Unis remonte vite, elle n'est probablement pas assez rapide pour éviter une baisse sensible des stocks cette année, jugent les analystes de la banque.

"D'ici 2020, nous estimons qu'environ 1,5 million de bpj devront provenir de projets qui n'ont pas été encore autorisés mais dont le point d'équilibre se situe entre 70 et 75 dollars le baril", ajoutent-ils.

DIVERGENCES

Goldman conseille des investisseurs institutionnels comme des fonds de pension et des pays producteurs de pétrole et elle semble avoir l'oreille du marché pétrolier.

La banque maintient sa prévision que l'offre et la demande s'équilibreront cette année, même si les stocks de brut dans les seuls pays développés atteignent trois milliards de barils, soit 300 millions de plus que la moyenne sur cinq ans que l'Opep souhaite atteindre avec ses réductions de pompage.

L'Opep ainsi qu'un certain nombre de producteurs extérieurs comme la Russie ont conclu un accord en novembre pour réduire leur production de 1,8 million de bpj afin de désengorger le marché. L'accord est entré en vigueur le 1er janvier pour une durée de six mois.

De son côté, UBS prévoit un manque possible de quatre millions de bpj d'ici 2020, même si la remontée des prix du brut cette année a conduit quelques compagnies à reprendre leur exploration et leurs plans de développement.

"Au-delà de 2017, l'impact de l'effondrement des investissements sur la période 2014-2016 commence à se faire sentir", a dit Jon Rigby, stratégiste chez UBS.

Bank of America-Merrill Lynch souligne qu'avec l'effondrement des budgets d'exploration, les forages ne se développent pas, sauf aux Etats-Unis.

Selon le groupe de services pétroliers Baker Hughes, le nombre de puits en activité hors des Etats-Unis a augmenté de seulement 29 depuis le plus bas de 11 ans de 666 touché en novembre dernier, quand se profilait l'accord de l'Opep. Par contraste, le nombre de puits en activité aux Etats-Unis a augmenté de 346 sur les 10 derniers mois.
http://www.usinenouvelle.com/article/le ... ns.N525739

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Re: Tight Oil USA

Message par tita » 18 avr. 2017, 09:04

"puits en activité", traduire par "forages actifs". La comparaison internationale avec les états-unis n'est pas très pertinente, le schiste requiert une quantité énorme de forages par rapport au conventionnel.

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Re: Tight Oil USA

Message par energy_isere » 28 avr. 2017, 18:24

Permian Basin oil production and resource assessments continue to increase

https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=30952

Image

et en détail le Permian basin :

Image

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