Tight Oil USA

[alain2908]

En moyenne, depuis décembre dernier, le décompte baisse de 5 unités par semaine. Tant que le prix du baril ne remonte pas franchement au-dessus des $60, je doute que cette tendance s'arrête.

Faut aussi garder en tête les progres en matière de forage horizontal qui peuvent avoir pour résultat de limiter le nombre de puits à production constante.
il me semble avoir lui que Ca faisait partie des objectifs du deal OXY Anadarko. Obtenir des concessions suffisemment grandes pour pouvoir faire des forages horizontaux de 10 000 pieds.

[tita]

Faut aussi garder en tête les progres en matière de forage horizontal qui peuvent avoir pour résultat de limiter le nombre de puits à production constante.
il me semble avoir lui que Ca faisait partie des objectifs du deal OXY Anadarko. Obtenir des concessions suffisemment grandes pour pouvoir faire des forages horizontaux de 10 000 pieds.

Oui, c'est la raison pour laquelle la production a continué de progresser de façon spectaculaire en 2018 alors que le nombre de forages étaient presque 50% moins élevé qu'en 2014. Les forages latéraux de 10'000 pieds ne sont pas nouveaux. Mais les forages ont aussi progressé dans cette période, en même temps que les techniques.

Je n'ai cependant pas assez de connaissances pour faire une quelconque prévision sur la production, en dehors de dire que la tendance des forages va continuer à la baisse dans l'environnement des prix actuels. Je me contente d'observer la production avec un délai de quelques mois pour me faire une idée des conséquences. Il y a aussi l'évolution des DUC qui joue un rôle.

Quand tu vois des entreprises comme Chesapeake dont le cours de l'action est à son plus bas depuis 20 ans, lorsque les prix du pétrole flirtaient avec les $15, on peut se dire qu'ils sont en difficulté et les $50 actuels (pour le WTI) est un prix minimum pour ne pas faire faillite.

Et le deal OXY-Anadarko repose essentiellement sur la perspective d'une hausse des prix du pétrole.

[CP3]

Alors que les stocks de produits pétroliers ont chuté au cours de ces dernieres semaines . l' Agence pour l' énergie américaine annonce un nouveau record de production ( cela faisait des mois que ce type d' annonce n' était pas arrivé ) . Cette annonce opportune ? Peut etre serait-ce pour faire passer l' info d'une nouvelle chute des stocks .En effet, Les chiffres de production hebdo n' engagent en pas grand chose l' Aie car il s' agit d' estimation à qui il ait reconnus d' importantes largesses .Or vue la chute du nombre de puits en activité , les champs de petrole de schiste américain ont peut etre déjà commencer à amorcer un déclin mais si c' est le cas on ne pourra le savoir retrospectivement que d' ici quelques mois . De quoi gagner un peu de temps pour les éventuels scenaristes américains .

[alain2908]

CP3, t'as travaillé à Hollywood ?

[CP3]

Je me fais mes propres idées , et j' ose donc penser qu' on nous arrondi peut-etre un peu les angles .
Les derniers relevés de la production américaine de petrole de juillet ont été publié et semblent indiquer une nouvelle baisse , soit sous les estimations.

[Yoann46]

Dans le monde du petrole tout est permis ...cp3 est dans le vrai !
A suivre avec attention...

[alain2908]

cp3 est dans le vrai !

je ne sais pas, il commente une information dont il ne publie pas la source. difficile d'avoir un avis.

et sinon dans l'actualité :
https://www.lesechos.fr/industrie-servi ... on-1128875
Aux Etats-Unis, les petits acteurs du pétrole de schiste sont sous pression

Les défaillances de compagnies pétrolières sont reparties à la hausse aux Etats-Unis depuis le printemps. En dépit d'une production record, le modèle économique du pétrole de schiste pose encore question. Et la baisse des cours du baril sur fond de guerre commerciale assombrit les perspectives.

Entre début janvier et la mi-août, 26 défaillances ont été enregistrées dans l'exploitation pétrolière, soit presque autant que sur l'ensemble de l'année 2018 (28), indique le cabinet Haynes & Boone. « Nous commençons à voir plus de défaillances dans le secteur après une année 2018 relativement calme, et plusieurs émetteurs de dette moins bien notés apparaissent en détresse financière », note aussi Thomas Watters, analyste Oil & Gas chez S & G Global Ratings

Historiquement, les entreprises du schiste se sont reposées sur les marchés obligataires pour financer leurs opérations. Sans financement supplémentaire et sans refinancement de leur dette, les dépenses d'investissement devront être coupées », indiquait le cabinet Rystad au printemps.
Consolidation
Alors que seules 10 % du panel d'entreprises suivies par le cabinet étaient en cash-flow positif en début d'année, elles ont visiblement serré leurs coûts et leurs investissements : au deuxième trimestre, 35 % ont engrangé davantage de cash qu'elles n'en ont sorti. Mais certains doutent que cela sera suffisant. « Il y aura une vague importante de dettes à rembourser ou refinancer dans les quatre prochaines années », rappelle Tom Watters.

[tita]

Sur shaleprofile, il y a des graphiques sur les performances des puits au fil des années. Pour Eagle Ford, ça donne ça:


Comme on peut le voir, le débit initial des puits s'est amélioré au fil des années, passant de 350kb/d en 2013 à quasiment 700kb/j en 2017-2018. C'est une des principales raisons pour laquelle la production a continué d'augmenter alors que le nombre de forages a fortement diminué (l'épaisseur des lignes correspond au nombre de puits mis en production). Sur le long terme, les puits plus récents récupèrent aussi plus de pétrole. C'est dû au fait qu'ils utilisent des techniques plus pointues, creusent plus loin latéralement, etc.

Cependant, on constate qu'il n'y a plus de progrès en 2018, les performances étant similaires à 2017. Eagle Ford n'a plus de potentiel de croissance actuellement. Sa production est 300 kb/j en-dessous de son niveau d'avril 2015. Eagle Ford est, je pense, entré dans un lent déclin. La production a légèrement diminué depuis décembre 2018.

Pour Bakken, ça donne ça:

L'évolution des performances des puits et différente que pour Eagle Ford. La production initiale est plus élevée, mais ils ont surtout réussi à maintenir le taux initial sur plusieurs mois. Et c'est la raison pour laquelle la production de Bakken a fortement progressé en 2017-2018, dépassant son pic de 2015 de 200 kb/j.

On remarque que le taux initial n'a pas beaucoup augmenté en 2018, par rapport à 2017, mais qu'ils ont néanmoins amélioré le maintiens de la production initiale. Bakken a le potentiel de maintenir sa production, voir de l'augmenter légèrement. La production n'a pas beaucoup évolué depuis octobe 2018.

Pour le Permien:

Ici, les puits ont continué d'augmenter en terme de performance. Non seulement avec une production initiale plus élevée, mais aussi avec un taux de récupération bien plus élevé. Et surtout, le nombre de puits a fortement progressé au fil des années, ce qui a produit le boom de production. C'est pas des variations de 2-300 kb/j, mais une augmentation de 2 Mb/j depuis fin 2016.

Et les performances continuent d'augmenter. Même si le nombre de forages a diminué, je m'attends à ce que la production augmente encore fortement cette année, de 3-500 kb/j. La production a augmenté d'au moins 100 kb/j entre décembre 2018 et avril 2019.

[CP3]

Où serait le problème alors ? Il m' a semblé comprendre que dans le permien il y avait quand même le problème de l' interférence des puits entre eux ainsi que celui de la diminution des zones à fort rendement après qu' elles aient été utilisé en premier .

Sur ces graphs on remarque surtout qu' il y a une chute de l' augmentation de la performance des puits . Donc rien de spécialement rassurant pour tous ceux qui souhaitent continuer à voir le pétrole couler à satiété .

[tita]

Ces graphes représentent les puits jusqu'à 2018. Ce problème d'interférence est plutôt récent... Et en effet, le gros saut est entre 2015 et 2016.

La période faste d'Eagle Ford et de Bakken, c'était entre 2011 et 2015. Le bassin Permien s'est fortement développé plus tard (auparavant, c'était un bassin de réservoirs conventionnels prolifique), mais va bien sûr suivre le même schéma que les deux autres. A la louche, je voyais ça arriver en 2020 juste parce que les deux autres bassins avaient atteint leur pic après 4 ans de développement intense. Une prédiction au doigt mouillé donc.

Y'a pas de problèmes, ça suit simplement son cours.

[CP3]

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/W ... rices.html

[energy_isere]

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/W ... rices.html

...... The reason is that productivity improvements have suddenly come to an end
.....

ah ben oui, les arbres ne montent pas au ciel.

[alain2908]

le bassin permien bénéficie en effet de la meilleure productivité.
et aussi de la plus faible dépletion d'après Rystadt https://www.rystadenergy.com/newsevents ... ine-rates/
Néanmoins, on reste sur des taux de depletion extrêmement élevés.
Il est fort possible que la production du Permien continue de croitre mais il faut surtout qu'elle compense la baisse des autres champs.

Ci-dessous version synthétique du phénonomène décrit dans les courbes de Tita.

[CP3]

Ci là un article de la presse mainstream qui mentionne une possible baisse de la prod Us dans les mois à venir .

https://www.nasdaq.com/article/us-oil-a ... 0911-00924

[tita]

Ci là un article de la presse mainstream qui mentionne une possible baisse de la prod Us dans les mois à venir .

https://www.nasdaq.com/article/us-oil-a ... 0911-00924

Interprétation de l'article. La phrase est:

Fewer well completions should translate into decelerating growth in oil production, marking the end of the second frenzied U.S. shale oil boom.

Une baisse de la croissance du second boom de schiste, et non pas une baisse de la prod US.

Une autre phrase de l'article:

U.S. oil and gas employment has started to fall as producers and service companies respond to the sharp decline in prices since the fourth quarter of 2018.

Le terme "sharp" (brutal) pour décrire l'évolution des prix me semble un peu fort quand même. Le prix actuel est plus élevé que pendant toute la période entre décembre 2014 et novembre 2017. Les prix avaient en effet fortement augmenté en 2018 jusqu'à atteindre $75, puis avaient dégringolé à $44 pour ensuite rapidement remonter et se stabiliser entre $55 et $60.