Mer Très Profonde ( Ultra-deep Offshore Oil )

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Message par Environnement2100 » 22 nov. 2007, 06:49

Total : nouvelle découverte en mer très profonde au sud du Congo


(Boursier.com) -- Total annonce une nouvelle découverte de pétrole sur le permis Mer Très Profonde Sud (MTPS), à environ 185 kilomètres des côtes de la République du Congo, par une profondeur d'eau de 2.120 mètres avec le forage positif du puits Persée Nord Est Marine-1.

Le puits, foré à une profondeur totale de 4.110 mètres, a trouvé au Miocène six niveaux de réservoirs à huile.

Suite aux découvertes d'Andromède (2000), Pégase Nord (2004), Aurige Nord (2006), et Cassiopée Est (2007) ce forage positif est la cinquième découverte sur le permis MTPS et conforte la stratégie d'exploration de Total au Congo, visant à constituer un pôle de développement économique sur ce permis en eau très profonde.

Les études techniques concernant ce pôle de développement seront lancées une fois faite l'évaluation des réserves associées.

Obtenu en mai 1997, le permis MTPS s'étend sur plus de 5.000 kilomètres carrés avec des profondeurs d'eau allant de 1.300 à 3.000 mètres. Total, à travers sa filiale Total E&P Congo, en est l'opérateur avec un intérêt de 40% aux côtés d'Eni Congo (30%) et d'Esso Exploration and Production Congo (Mer Très Profonde Sud) Limited (30%).
http://www.boursier.com/vals/FR/total-n ... 260580.htm

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Dernière modification par Environnement2100 le 23 nov. 2007, 15:56, modifié 1 fois.
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Message par Environnement2100 » 22 nov. 2007, 06:51

Eni Turns on the Taps at Three Deepwater Gas Fields
Eni Wednesday, November 21, 2007


Eni has started production from three new gas fields located in the eastern Gulf of Mexico deepwater, approximately 290 kilometers southeast of New Orleans. The three fields, which are among the GoM assets acquired earlier this year from Dominion, are "San Jacinto" (in block DC 618), "Spiderman" (DC 620) and "Q" (MC 961).
The three fields have been developed as subsea tiebacks to the Independence Hub platform, which is the world's deepest platform at approximately 2,400 meters of water depth.

Eni has a 53.3% working interest and is the operator of the "San Jacinto" field which began production in late September, a 36.7% working interest in the "Spiderman" field operated by Anadarko (which also began production in mid September) and a 50% working interest in the StatoilHydro operated "Q" field, brought on production in October. Eni's current daily net production from these three fields is approximately 26,000 barrels of oil equivalent.
The Atwater Valley Producers Group (Anadarko, Eni, Devon and StatoilHydro) and two midstream companies (Enterprise and Helix) cooperated on a deepwater hub and export pipeline system to serve stranded gas production from the area where the threeEni fields are located.

Eni owns lease interests in 439 GoM blocks, 72% of which are in deepwater, and was the apparent high bidder in additional 26 leases at the Lease Sale 205 held on October 3, 2007.

In the USA, Eni is present in the GoM, where it is among the leading producers with a daily net production of approximately 110,000 barrels of oil equivalent (60% operated), and in Alaska, where it owns interests in 158 blocks on the North Slope.
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Message par Environnement2100 » 22 nov. 2007, 07:08

Drilling Activity Hits New High in Ultra-Deep Gulf of Mexico
MMS Tuesday, August 14, 2007


A record number of drilling rigs are currently working in ultra-deepwater in the Gulf of Mexico. "For the first time, 15 rigs are drilling for oil and gas in 5,000 feet of water or greater in the Gulf," MMS Director Randall Luthi announced today. "The continued increase in drilling activity is a show of confidence in the resource potential of the Gulf's ultra-deepwater frontier."
While drilling activity in deepwater remains strong, advances have also been made in the production area. In


July 2007, gas production started on Independence Hub, a semi-submersible platform located in 8,000 feet of water and operated by Anadarko. The deepest production platform ever installed and also the world's largest offshore natural gas processing facility, Independence Hub project will produce natural gas from 15 subsea wells when fully operational. Before Independence Hub's start-up, the production facility in the deepest water depth was the Na KiKa floating production system located in 6,340 feet of water, operated by Shell and BP.
Currently, 70 percent of the Gulf's oil production comes from leases in water depths greater than 1,000 feet while 40 percent of the natural gas production in the Gulf comes from leases in those same water depths. As of April 2007, the Gulf's daily production was estimated at 1.3 million barrels of oil per day and 7.7 billion cubic feet of gas per day.

As the industry continues its exploration in deeper waters, the availability of technology capable of operating in deeper water depths and more extreme conditions becomes an important issue. Several new drilling rigs are being built for use in the deepwater Gulf. These rigs under construction range from drill ships to semi-submersibles and will be capable of operating in water depths up to 12,000 feet. Some of these new rigs will be ready as early as summer 2008 and others are expected to be operational by the second half of 2009.

"The offshore oil and gas industry is facing frontier-like conditions and developing advanced technology to explore the ultra-deep Gulf waters in order to secure the nation's energy production," noted Luthi.

Code : Tout sélectionner

Operator/Drilling Company Area/Block Drilling Rig Water Depth 
Exxon Mobil Corporation AC 731 Eirik Raude 8,694 
Hydro Gulf of Mexico, LLC MC961 Noble Amos Runner 7,925 
Shell Offshore, Inc. AC 857 Noble Clyde Boudreaux 7,819 
Shell Offshore, Inc. DC 353 Deepwater Nautilus 7,457 
Chevron USA Inc. WR 758 Cajun Express 6,959 
BP Exploration & Production GC 743 GSF Development Driller II 6,822 
Devon Energy Production Company WR 278 Ocean Endeavor 6,475 
BHP Billiton Petroleum (GOM), Inc. AT 574 GSF Development Driller I 6,211 
BP Exploration & Production MC 778 Thunder Horse PDQ 6,033 
BHP Billiton Petroleum (GOM), Inc. MC 775 Discoverer Enterprise 5,673 
Chevron USA Inc. MC 860 Discoverer Deep Seas 5,667 
BP Exploration & Production KC 244 Deepwater Horizon 5,431 
Woodside Energy (USA), Inc. GC 949 NOble Max Smith 5,368 
Kerr-McGee Oil & Gas Corporation GC 768 Ocean Star 5,255 
Chevron USA Inc. WR 29 ENSCO 7500 5,232


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Message par Environnement2100 » 22 nov. 2007, 07:14

BP Makes Thirteenth Oil Discovery in Ultra-Deep Water Block 31 AngolaSource: http://www.gulfoilandgas.com 4/24/2007, Location: Africa
Offshore/Onshore Construction

BP Makes Thirteenth Oil Discovery in Ultra-Deep Water Block 31 Angola Sociedade Nacional de Combust?veis de Angola (Sonangol) and BP Exploration (Angola) Limited today announced the Miranda oil discovery in ultra-deepwater Block 31, offshore Angola. Miranda is the thirteenth discovery that BP has drilled in Block 31. The well is located 11 kilometres south of the recently announced Titania discovery.

Miranda was drilled by the Jack Ryan drill ship, in a water depth of 2,436 metres, some 375 kilometres northwest of Luanda and reached a total depth of 5,116 metres TVD below sea level.
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Message par Environnement2100 » 22 nov. 2007, 07:26

:smt044
Brazil official seeks nuclear sub for Tupi


LOS ANGELES, Nov. 20 -- Brazilian Defense Minster Nelson Jobim claims that a new oil discovery off Brazil underlines the need for his country to develop a nuclear submarine for protection.

"When you have a large natural source of wealth discovered in the Atlantic, it's obvious you need the means to protect it," Jobim told a defense conference in Rio de Janeiro.
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Message par Tiennel » 22 nov. 2007, 08:22

E2100 a écrit :on va se jeter sur [..] les hydrates de méthane, dont l'exploitation cette fois rejettera de grandes quantités de méthane dans l'atmosphère
Un chercheur de l'IFP soi-disant spécialiste des questions off-shore m'a dit que l'exploitation de ces hydrates était peu probable : comme il s'agit d'une couche solide d'épaisseur variable, elle n'est pas exploitable par les moyens off-shore traditionnels (cela ressemble à la fameuse exploitation des nodules polymétalliques, abandonnée depuis 20 ans) et les géologues manquent d'outils pour modéliser la couche.

En gros, tout ce qu'on sait faire aujourd'hui, c'est forer et ramasser ce qu'on trouve au voisinage immédiat du point de forage : ce n'est pas avec ça qu'on va atteindre des débits de production significatifs.
Méfiez-vous des biais cognitifs

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Message par Tiennel » 22 nov. 2007, 08:23

Un petit article dédié dans le wiki ?

;)
Méfiez-vous des biais cognitifs

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Message par GillesH38 » 22 nov. 2007, 08:27

Que ce soit pour les hydrates de méthane ou les gisements tres profonds, l'aspect coût est absolument fondamental. C'est exactement le meme probleme que le solaire : rappelons que la société moderne ne repose pas sur l'abondance d'énergie (le solaire a toujours ete bien plus abondant que les fossiles en absolu!) mais sur l'abondance d'énergie bon marché, c'est à dire exploitable avec un minimum d'individus.
Dans tous les cas, il y aura déplétion du pétrole conventionnel bon marché. Le remplacer part pour part par du pétrole très cher sans diminution de la consommation signifierait création de richesse ex nihilo : sans progres technique équivalent, iil n'y a aucune raison que ça se fasse. Pour le moment, cette annonce me semble au niveau de celle des réserves des schistes bitumineux : des chiffres énormes, mais personne ne sait ce qui viendra réellement : peut etre rien.
- Je suis Charlie - "I do not see any harm in people making money if it leads to a lower carbon society " R.K. Pachauri, président du GIEC, interview du 6 mai 2008 à Emirates Business.

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Message par hyperion » 22 nov. 2007, 09:57

surtout d'un point de vue solaire , ces chiffres manquent de transparence ;-)
https://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed/9310601#
https://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed/17180695homéo niet secu, preservatifs pma pour toutes vaccin hepati b nourisson et chaussures oui oui; Buzin, même pas besoin de lui faire des cadeaux; ayatollah pure

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Message par Alter Egaux » 22 nov. 2007, 10:28

GillesH38 a écrit :Que ce soit pour les hydrates de méthane ou les gisements tres profonds, l'aspect coût est absolument fondamental. C'est exactement le meme probleme que le solaire : rappelons que la société moderne ne repose pas sur l'abondance d'énergie (le solaire a toujours ete bien plus abondant que les fossiles en absolu!) mais sur l'abondance d'énergie bon marché, c'est à dire exploitable avec un minimum d'individus.
Résultat, le titre du fil est ambiguë et un peu trompeur (Le PO repoussé (grands gisements trés profonds) ? ).
Le PO est il repoussé ?
- Non si on considère qu'il est en ce moment, avec une déplétion rapide en 2010,
- Non si on considère que le temps entre les découvertes et la mise en disposition d'un débit important est au minimum de 10 à 15 ans,
- Oui si on considère que le plateau actuel est durable (10 à 15 ans), ce qui est pour l'instant très incertain.

Je propose pour éviter toute ambigüité de supprimer "le PO repoussé", mais de garder "Les grands gisements très profonds". En effet, c'est un fil à suivre de près qui porte un intérêt indéniable à la prolongation de l'exploitation globale du pétrole (bien entendu au détriment du RC).

Encore merci à E2100 pour son résumé explicite sur cette technique et la genèse de la découverte de ce nouveau gisement, ainsi qu'à sceptique qui a pointé justement ce nouveau gisement.
Etape n°1 : Les africains nomment le pétrole : la "merde" du diable.
Etape n°2 : Restons cool, le PO arrive...
Etape n°3 : "Mais à cet endroit, en ce moment, l'humanité, c'est nous, que cela nous plaise ou non", Samuel Beckett

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Message par Environnement2100 » 22 nov. 2007, 13:33

TNL a écrit :Un chercheur de l'IFP soi-disant spécialiste des questions off-shore m'a dit que l'exploitation de ces hydrates était peu probable : comme il s'agit d'une couche solide d'épaisseur variable, elle n'est pas exploitable par les moyens off-shore traditionnels
C'est sûr que tant qu'on ne sait pas exactement sous quelle forme ces hydrates se présentent, on ne peut guère aller plus loin. Mais imagine qu'on finisse par constater que
- les hydrates sont présents dans les 20 m supérieurs des couches de tel matériau
- avec une concentration maximale dans les 8 derniers mètres

alors la conception d'un outil adapté, semi-automatique ne va pas prendre 10 ans. Je doute qu'un gars de l'IFP soit alors qualifié, demande plutôt à un Mineur combien de temps ça lui prendra pour concevoir une haveuse qui réponde à ces spécifications :). Même nos valeureux fonctionnaires (Charbonnages de France) sont sans doute d'excellents techniciens du sujet.

C'est justement pour cette raison que l'exploitation des hydrates pose problème : l'utilisation d'outils type haveuse va forcément générer beaucoup de déchets dont certains vont se retrouver en surface.

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Message par Environnement2100 » 22 nov. 2007, 14:20

ExxonMobil signs for offshore exploration in Libya
ExxonMobil Libya committed to a five-year work program consisting of at least 4,000 kilometers of 2D seismic acquisition, 2,000 square-kilometers of 3D seismic, and one deepwater exploration well.

Exxon Mobil said Tuesday that its subsidiary, ExxonMobil Libya, signed a heads of agreement to execute an Exploration and Production Sharing Agreement (EPSA) with Libya's National Oil Corporation to initiate exploration activity offshore Libya in the Sirte Basin.

The agreement includes four blocks located in Contract Area 21, approximately 110 miles off the Libyan coast. The contract area comprises 2.5 million acres and is situated in water depths ranging from approximately 5,400 feet to ultra deep areas of more than 8,700 feet.
http://www.dailyestimate.com/article.as ... icle=12307
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Message par SuperCarotte » 22 nov. 2007, 17:30

Un article de OilDrum sur le champ Tupi.
Parmi les nombreux défis à relever, la couche de sel protégeant le réservoir aurait à cette profondeur une consistance plus proche du fluide que du solide :shock:

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GillesH38
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Message par GillesH38 » 22 nov. 2007, 17:53

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

au fait, le Bresil a bien signé Kyoto non?
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Message par Environnement2100 » 22 nov. 2007, 17:58

Intéressant : c'est peut-être la première fois qu'il y a moins d'info technique sur TOD que sur Oleocene.

Je suis tenté de penser que Tupi fait un peu grincer des dents nos Adorateurs de Spaghettis.
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