Tight Oil USA

[energy_isere]

..........
US Shale to Set New Output Record in March. According to the EIA’s latest Drilling Productivity Report, crude output from the US’ seven biggest shale basins will rise to a record 9.36 million b/d in March on higher Permian production, up 75,000 b/d from this month, setting a new all-time high.

extrait de : https://oilprice.com/Energy/Oil-Prices/ ... March.html

[energy_isere]

Pioneer CEO: The Shale Boom Is Over

By Irina Slav - Mar 09, 2023, oilprice.com

> EIA forecasted that U.S. oil production will grow by 590,000 bpd to a total of 12.44 million bpd.

> WSJ data: big wells in the Permian are becoming harder to find.

> Pioneer Natural Resources CEO Sheffield: “The aggressive growth era of US shale is over,”.

lire https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/T ... -Over.html

[energy_isere]

La baisse du prix du pétrole impactera l'activité du forage l'an prochain si les prix du baril ne remonte pas.

USA Shale Drilling Set for 20 Percent Drop at Current Prices

by Bloomberg|David Wethe|Wednesday, March 22, 2023

The US shale patch may lose as much as 20% of its activity over the next year if energy prices hold at current levels, according to one of the biggest private equity players in the industry.

Crude would need to rise by about 15% to $80 a barrel, and gas would have to climb by more than a third to $3 per million British thermal units for drilling and frack work to maintain its current pace, Quantum Energy Partners Chief Executive Officer Wil VanLoh said in an interview Tuesday. Oil and natural gas prices have slid since mid-2022 on fears of a global economic slowdown.

“There’s a risk of a pretty big rollover this year at these current prices,” said VanLoh, whose Houston-based firm has managed more than $20 billion since its 1998 inception. While publicly traded explorers and closely held drillers both would drop rigs and frack crews, the private companies would cut back more because their balance sheets aren’t as strong, VanLoh said.

The number of rigs drilling for oil and gas has slipped 3% since the start of the year, according to Baker Hughes Co., as the biggest shale explorers stick to commitments to keep production growth flat and return profits to shareholders.

https://www.rigzone.com/news/wire/usa_s ... 1-article/

[energy_isere]

USA: nouvelle fusion dans le pétrole, entre APA et Callon pour 4,5 milliards de dollars

AFP le 04 janv. 2024

Les groupes pétroliers américains APA Corporation et Callon Petroleum ont annoncé jeudi leur projet de rapprochement, une transaction à environ 4,5 milliards de dollars qui doit permettre à APA de se renforcer dans l'abondant bassin permien aux États-Unis.

"Callon a constitué un portefeuille solide dans le bassin permien qui est complémentaire avec nos propres actifs permiens et qui ajoute une opportunité dans le [bassin] du Delaware", a commenté John J. Christmann IV, patron d'APA, cité dans un communiqué commun.

Callon possède près de 500 km2 dans le bassin permien, première réserve de pétrole de schiste aux États-Unis. La position d'APA dans les bassins du Delaware et du Midland va notamment grossir de plus de 50% grâce à cette union.

Leur production quotidienne combinée dépasse les 500.000 barils.

Selon le communiqué, l'opération doit être réalisée exclusivement en actions avec 1,0425 action APA pour une action Callon, ainsi valorisée 38,31 dollars.

APA compte procéder à l'émission de 70 millions de titres pour réaliser cette opération à 4,5 milliards de dollars, dette comprise.

Vers 15h00 GMT, l'action APA perdait 6,27% 34,44 dollars et celle de Callon prenait 4,37% à 35,11 dollars.

Le projet a été approuvé à l'unanimité des deux conseils d'administration, mais doit encore recevoir l'accord des actionnaires des deux groupes.

La finalisation est attendue dans le courant du deuxième trimestre, après les feux verts réglementaires. Les actionnaires actuels d'APA détiendront alors environ 81% de la nouvelle entité et ceux de Callon, le solde.

C'est la dernière transaction en date dans l'industrie pétrolière américaine.

Au second semestre 2023, les géants américains ExxonMobil et Chevron se sont renforcés dans les énergies fossiles et notamment dans le secteur controversé du pétrole et du gaz de schiste.

Le premier a bouclé début novembre l'achat de Denbury, spécialisé dans la captation de CO2, pour 4,9 milliards de dollars et a annoncé le 11 octobre le rachat de Pioneer Natural Resources pour 60 milliards de dollars.

Son concurrent Chevron a également frappé un grand coup avec l'annonce le 23 octobre du rachat du producteur américain de gaz et de pétrole Hess pour 60 milliards de dollars (dette comprise).

https://www.connaissancedesenergies.org ... ars-240104

Honnêtement je ne connaissais pas ces noms la jusqu'à maintenant.

[tita]

USA: nouvelle fusion dans le pétrole, entre APA et Callon pour 4,5 milliards de dollars

Honnêtement je ne connaissais pas ces noms la jusqu'à maintenant.

Moi non plus. Et 0.5Mb/j, c'est conséquent. Ah mais en fait, APA c'est anciennement Apache, nom que j'ai déjà vu. Voir même cité ici parce que sa valeur avait chuté.

Callon existe depuis longtemps sans jamais avoir été un gros acteur. Ils ont des actifs dans le bassin permien, ce qui est à la base de cette fusion.

Le LTO traverse une période de fusion/acquisition. C'est quand il n'y a pas d'autre possibilité de grandir que ça se produit.

[energy_isere]

ah Ok, si APA c'est Apache, alors j' en ai parlé dans le fil Suriname car il fore en offshore en 50-50 avec TotalEnergies.
juillet 2021 : http://www.oleocene.org/phpBB3/viewtopi ... 5#p2323675

[nemo]

Quelqu'un pourrait faire un topo de ou en est la production et la situation financière des exploitants?
On en est ou des rumeurs de faillite imminente et de difficulté à maintenir la production?

[tita]

Quelqu'un pourrait faire un topo de ou en est la production et la situation financière des exploitants?
On en est ou des rumeurs de faillite imminente et de difficulté à maintenir la production?

Après la chute consécutive à la crise covid, la plupart des opérateurs sont remontés financièrement (y'a eu des fusions/acquisitions, des restructurations de dette, etc.). Le gros de la tempête est passé.

Niveau production, y'a pas l'air actuellement d'y avoir de difficultés à maintenir la production. Mais plus de difficultés pour l'augmenter significativement. En gros, on est plutôt sur un plateau.

[nemo]

Quelqu'un pourrait faire un topo de ou en est la production et la situation financière des exploitants?
On en est ou des rumeurs de faillite imminente et de difficulté à maintenir la production?

Après la chute consécutive à la crise covid, la plupart des opérateurs sont remontés financièrement (y'a eu des fusions/acquisitions, des restructurations de dette, etc.). Le gros de la tempête est passé.

Niveau production, y'a pas l'air actuellement d'y avoir de difficultés à maintenir la production. Mais plus de difficultés pour l'augmenter significativement. En gros, on est plutôt sur un plateau.

Merci. Quelqu'un a une proposition quelque peu crédible pour l'évolution à court terme? Disons d'ici 2030?

[tita]

Merci. Quelqu'un a une proposition quelque peu crédible pour l'évolution à court terme? Disons d'ici 2030?

Je ne suis pas sûr qu'il existe qqun qui puisse avoir un avis éclairé et crédible. Tu vas trouver pleins d'avis argumentés, d'un avenir avec une production LTO qui se maintient au niveau actuel jusqu'en 2050, à ceux qui disent que ça va diminuer dès cette année.

Ce que je ne vois pas par contre, c'est des avis qui penchent pour une augmentation significative de la production US dans les prochaines années.

[mobar]

Dès que la production des pétroles de schiste baissera significativement aux US, on verra des gisements être "découverts" et mis en exploitation partout ou il en existe

Avec les gisements de pétroles lourds et les schistes bitumineux dont on dispose déjà, le cocktail est idéal pour alimenter pendant des décennies les raffineries actuelles qui continueront à être adaptées pour répondre aux nouvelles caractéristiques des flux disponibles

Le soi-disant "plateau" de production de tous liquides continue à croitre et cette dynamique n'est pas prêt de s'inverser au vu du potentiel qui existe encore et des besoins des émergents

[tita]

Concernant le LTO, c'est assez particulier aux USA. Y'a aucun pays dans le monde qui fore autant qu'eux des puits de pétrole. Et ça nécessite du capital et du savoir-faire.

Donc à moins d'un pétrole très cher qui incite à développer une industrie de forages performants (directionnels, cartographie sismique, fracking, etc), ça va pas se reproduire ailleurs si facilement. Vu les ressources en eau nécessaires au fracking, ça peut aussi être un frein pour certains pays.

Je ne dis pas que ça ne va pas se produire.

Après, on peut simplement suivre ce qui se passe aux USA sans faire de plans sur la comète.

[mobar]

Chaque décennie qui passe voit les techniques s'affiner et les couts d'exploitation se réduire
Tant qu'il n'y aura pas d'alternative radicalement moins couteuse au pétrole celui-ci sera sollicité, ce n'est toujours pas la géologie qui coince ni qui coincera dans un avenir proche, malgré toutes les annonces faites depuis le premier choc pétrolier de 1973 (on consommait alors moins de 60% de la conso actuelle)!
50 ans déjà qu'on doit manquer de pétrole alors qu'on est en passe d'avoir doublé la consommation de l'époque, ça ne nous rajeunit pas!

[alain2908]

Le Nouveau-Mexique veut se préparer au déclin du pétrole
https://www.lesechos.fr/monde/etats-uni ... le-2043117

Le pétrole et le gaz rapportent plus de 40% de ses recettes à cet Etat américain. Après un boom de la production depuis 2021, la croissance se tasse. Le Nouveau-Mexique envisage de mettre de côté une partie des excédents.

Combien de temps le pétrole, le gaz et les royalties vont-ils continuer à jaillir au Nouveau-Mexique? Cela peut paraître étonnant, mais le deuxième Etat le plus riche en hydrocarbures des Etats-Unis commence à s'inquiéter de l'après-pétrole. Les experts mandatés par l'exécutif et le parlement de l'Etat ont publié en décembre de nouvelles prévisions, et appellent à mettre de l'argent de côté, car la production va ralentir.

« La dépendance du Nouveau-Mexique envers le secteur énergétique fait de la volatilité du marché du pétrole le risque le plus significatif pour la projection de budget de l'Etat », écrit le groupe d'experts dans un rapport publié début décembre .

Il faut donc profiter des surplus actuels, dus à des prix élevés et à une production en forte hausse, pour transférer davantage de recettes aux fonds de l'Etat pour l'enfance et la perte d'emploi, conseillent-ils. La question sera au menu de la session législative du Nouveau-Mexique, qui s'ouvre en janvier. Le surplus de 2025 devrait s'élever à 3,5 milliards de dollars, prévoient-ils.

Le Nouveau-Mexique est assis sur le Bassin permien, la plus formidable nappe de pétrole du pays. Plus de 40% du « fonds général » de 13 milliards de dollars de cet Etat du Sud proviennent des ressources fossiles.

Après l'épidémie de Covid puis la guerre en Ukraine, la demande mondiale de pétrole et de gaz a explosé. L'Etat peut donc se permettre d'être généreux. L'université publique est gratuite pour les habitants, la santé des mères est prise en charge pendant les douze mois qui suivent l'accouchement, les enseignants ont été revalorisés et les écoles rénovées.

Mais depuis le printemps, la tendance s'est infléchie. La production locale de pétrole a grimpé de 24% cette année (658 millions de barils), contre 30% en 2022. De même, la production de gaz a atteint un niveau record en mars, 9,5 milliards de pieds-cube par jour (bcf), puis le rythme est retombé à 9,1 milliards en septembre.
Les pétroliers ont moins foré

Voyant se rapprocher l'ère post-fossiles, les pétroliers ont moins foré cette année. Ils se concentrent sur une centaine de puits qui vont vite s'épuiser, constatent les experts. De plus, le prix moyen permettant de rentabiliser l'exploitation a beaucoup grimpé, et cela « accroît le risque de déclin de la production ».

Résultat, après deux ans à 20% par an, la croissance du budget de l'Etat devrait se tasser à 10% en 2024, puis à 2,2% en 2025. Et à la fin de la décennie, les recettes du pétrole commenceraient à décroître irrémédiablement, « pesant sur la croissance des revenus au fur et à mesure que la demande mondiale va s'estomper ».

Le Nouveau-Mexique, dirigé par une gouverneure démocrate, est tiraillé entre la protection de sa principale source de revenus, et l'impératif de sortir de la dépendance aux fossiles. L'Etat a rejeté des lois réduisant la pollution ou instaurant un droit à l'air pur.

Mais en décembre, le gouvernement local a annoncé un investissement de 500 millions dans le traitement des eaux usées, afin de développer les industries « propres » à forte intensité en eau : production d'hydrogène vert, stockage de l'énergie, et fabrication de puces de véhicules électriques, de panneaux solaires ou d'éoliennes.

[energy_isere]

Bassin permien : le sol s’affaisse dangereusement dans le plus important champ d'hydrocarbures des États-Unis

Article de Nastasia Michaels 29 avril 2024 Geo

À cheval entre le Texas et le Nouveau-Mexique, le Bassin permien est le principal champ d'exploitation d'hydrocarbures des États-Unis. Une analyse de données satellites par le Wall Street Journal révèle que le sol de cette région s’est affaissé de près de 30 centimètres dans certaines zones de pompage.


Paysage "mité" par l'exploitation d'hydrocarbures non conventionnels, à Iraan, Comté de Pecos au Texas, dans le Bassin permien.

Si le pétrole est le sang des États-Unis, alors son cœur battant n'est autre que le Bassin permien, dont le nom fait référence à l’étage géologique qui renferme la ressource. Situé à cheval sur deux États du sud (Texas et Nouveau-Mexique), ce territoire vaste comme 40 % de la France métropolitaine (220 000 kilomètres carrés) représente en effet le quart de la production nationale d'or noir.

Après une première phase d’exploitation des hydrocarbures conventionnels à l’âge industriel, la région qui a vu prospérer la dynastie Bush s’est tournée dans les années 2010 vers le pétrole et le gaz de schiste, dits "non conventionnels", dont l’extraction nécessite de fracturer la roche à l’aide de fluides sous pression (fracturation hydraulique).

En analysant des données satellites, nos confrères du Wall Street Journal (28 avril 2024) révèlent que dans une zone importante du Bassin permien où la production de pétrole a atteint près de trois millions de barils par jour, le sol s'est affaissé de 28 centimètres depuis 2015. À l’inverse, la terre s'est soulevée au niveau des puits où sont déversées les eaux usées de l'industrie, formant ainsi d'inquiétants "plis".

3,4 milliards de barils d'eaux usées

"Les hydrocarbures non conventionnels se caractérisent par une durée d’exploitation courte, obligeant à forer toujours plus loin, quitte à fragiliser le sous-sol de régions entières", écrivait déjà en 2022 Laurent Carroué, inspecteur général de l’éducation, du sport et de la recherche, directeur de Recherche à l’Institut français de géopolitique – université Paris VIII (Le boom des hydrocarbures non conventionnels dans le Bassin permien, GeoConfluences).

La profondeur des puits peut aller de quelques centaines de mètres à 3 000 m de profondeur, sachant que pour un puits horizontal, en raison de la nature de la roche, on compte une trentaine d'opérations de fracturation par kilomètre de longueur de tube. Chacune de ces opérations consomme en moyenne 300 m3 d’eau, 30 tonnes de sable et 0,5 % d’additifs chimiques, détaillait le chercheur français.

Une fois utilisée, l'eau est ensuite séparée de l'hydrocarbure. Reste alors à s'en débarrasser… En 2013, au moment de l'essor du schiste, les entreprises du Bassin permien ont rejeté environ 382 millions de barils d'eau, selon la société d'analyse B3 Insight citée par le Wall Street Journal (WSJ). L'année dernière, elles ont injecté environ 3,4 milliards de barils d'eau dans des puits d'évacuation, soit à peu près la quantité d'eau consommée par la ville de New York en cinq mois environ, compare l'article.

Multiplication des séismes

Si une partie des puits se situe à environ un mile (1,6 km) sous la surface, ce qui est "pratique et relativement bon marché", les entreprises ont également injecté une plus petite partie de l'eau usée à des profondeurs d'environ trois miles (4,8 km), ce qui leur permet d'en déverser davantage sans affecter les forages ultérieurs. "Mais il y a un hic, souligne le WSJ. L'eau peut provoquer le glissement de failles profondément enracinées, créant ainsi des séismes."

En conséquence, le nombre de tremblements de terre d'une magnitude supérieure à 2,5 dans le Bassin permien est passé de 42 en 2017 à 671 en 2022 (B3 Insight cité par WSJ). Fin 2022, un séisme de magnitude 5,4 dans le comté de Reeves, au Texas, a notamment provoqué des secousses ressenties jusqu'à Dallas, à plus de 700 kilomètres.

Outre les séismes, les habitants et les scientifiques craignent de plus en plus que les eaux usées ne migrent vers les "puits vieillissants et non obturés qui jonchent le Bassin permien par milliers" et ne "contaminent les réserves d'eau potable". Les fluides pourraient également remonter à la surface, polluant alors les terres des ranchs. Une requête à ce sujet doit être examinée par l'Agence fédérale pour la protection de l'environnement.

https://www.msn.com/fr-fr/actualite/tec ... 90bec&ei=8