[Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

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Re: [Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

Message par Raminagrobis » 06 févr. 2018, 13:57

lien SUNCOR, le principal producteur de bitumes par extraction minière, va adopter des camions sans chauffeurs.
Toujours moins.

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Re: [Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

Message par mobar » 06 févr. 2018, 17:04

Le scoop, ce serait qu'il adopte des camions sans moteur :wtf:
"C'est quand il n'y a plus d'espoir qu'il ne faut désespérer de rien" Sénèque
https://youtu.be/0pK01iKwb1U

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Re: [Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

Message par energy_isere » 17 févr. 2018, 14:09

Sables bitumineux: Suncor accroît sa participation dans Syncrude

AFP parue le 12 févr. 2018

Le pétrolier canadien Suncor a acquis pour 920 millions de dollars canadiens (596 millions d'euros) les 5% de Mocal Energy dans la mine de sables bitumineux Syncrude, portant sa participation à 58,74% dans ce consortium.

Suncor avait pris le contrôle du consortium Syncrude après l'acquisition de Canadian Oil Sands, il y a deux ans, dont le principal actif était les 36,7% du capital de Syncrude, le plus gros gisement de sables bitumineux au nord de Fort McMurray en l'Alberta (Ouest).

Avec cette acquisition de 5% supplémentaires, le premier groupe pétrolier canadien détient 58,74% de Syncrude aux côtés d'Imperial Oil Resources (25%) et des pétroliers Chinois Sinopec Oil Sands (9,03 %) et Nexen Oil Sands (7,23 %), filiale de CNOOC (Chinese national off-shore oil company).

Sur ces installations, Syncrude emploie un peu moins de 5 000 personnes pour une capacité de production de 350 000 barils par jour (b/j). Pour Suncor au dernier trimestre l'an dernier, la quote-part dans la production de Syncrude s'est établie à 174 400 b/j, en baisse d'environ 7 000 b/j sur un an.

Lundi, le pétrolier canadien a également annoncé l'acquisition d'une participation de 17,5% dans le champ Fenja appartenant à Faroe Petroleum à un prix de 68 millions CAD. Le champ a été découvert en mer de Norvège en 2014, à environ 30 kilomètres au sud-ouest du champ Njord exploité par Statoil avec un début de production en 2021. La coentreprise créée pour l'exploitation de Fenja est détenue par l'exploitant VNG Norge (30%), et les sociétés Point Resources (45%), Suncor (17,5%) et Faroe Petroleum (7,5%).
https://www.connaissancedesenergies.org ... res-180212

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Re: [Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

Message par energy_isere » 04 mars 2018, 20:43

Suncor propose un nouveau projet dans les sables bitumineux

Publié le jeudi 1 mars 2018

Le géant pétrolier Suncor propose de construire un nouveau projet d'exploitation des sables bitumineux au nord de Fort McMurray en Alberta.

Le projet pourrait avoir jusqu'à 1000 travailleurs pendant la phase de construction et 288 employés après le lancement des opérations.

Suncor a soumis en février des documents à l’Agence de réglementation de l’énergie de l’Alberta qui indique que l’entreprise a l'intention de construire un projet de drainage gravitaire renforcé par la vapeur à 25 kilomètres au nord de Fort McMurray.

Cette technique injecte de la vapeur dans des puits horizontaux desquels le bitume s'écoule par gravité dans le puits de production.

Le site potentiel du projet d'exploitation se trouverait à 18 kilomètres au sud de la communauté autochtone de Fort McKay.

Suncor estime que l'usine produira 160 000 barils de pétrole par jour et devrait être opérationnelle d'ici 2030 si elle obtient les autorisations nécessaires.
http://ici.radio-canada.ca/nouvelle/108 ... ay-energie

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Re: [Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

Message par energy_isere » 27 juin 2018, 09:26

Canada: une importante mine de sables bitumineux à l'arrêt complet

Montréal 27 juin 2018

La production d'une mine de sables bitumineux exploitée par Syncrude dans l'Ouest canadien a été interrompue en raison d'une panne électrique d'origine inconnue, et aucune date de redémarrage n'a encore été fixée, a-t-on appris mardi.

Situé au nord de Fort McMurray, coeur de la production pétrolière canadienne dans le nord de l'Alberta, cet important site d'extraction est en arrêt complet depuis le 20 juin. Ceci, en raison d'"une interruption généralisée du courant qui a engendré la fermeture de toutes les unités de production", a indiqué à l'AFP Sneh Seetal, porte-parole de Suncor.

Ce groupe pétrolier canadien possède 58% de la co-entreprise formée pour exploiter ce gisement de sables bitumineux, aux côtés de Imperial Oil Resources (25%), Sinopec (9%) et Nexen (7%). Syncrude n'a aucune part dans cette joint-venture et n'en est que l'opérateur.

La porte-parole de Suncor a démenti des informations circulant sur les marchés selon lesquelles la production ne devrait pas reprendre avant la fin juillet. "Syncrude mène actuellement une évaluation complète", a dit Mme Seetal à l'AFP. "Une fois que cela sera terminé, nous serons dans une meilleure posture pour préparer la reprise des activités."

Cette installation a une capacité de production de 350.000 barils par jour (bpj) mais seuls 150.000 bpj à 165.000 bpj étaient prévus cette année en raison de travaux de maintenance planifiés à l'avance, a précisé Suncor, l'actionnaire majoritaire.

Et du fait de cette panne électrique, "il n'y a pas de pétrole qui quitte les installations en ce moment", a souligné Sneh Seetal.

Le Canada possède les troisièmes plus gros gisements de pétrole de la planète et cette interruption pesait sur les cours mondiaux de l'or noir, selon des analystes canadiens qui pointaient l'actuel resserrement entre les cours du baril de "light sweet crude" (WTI, négocié à New York) et du Brent de la mer du Nord.

Les sables bitumineux sont décriés pour le coût économique et environnemental de leur extraction. Présent sous forme sablonneuse dans le sous-sol de la forêt boréale, le pétrole est produit au terme d'un long processus polluant et énergivore.
https://www.romandie.com/news/Canada-un ... 931125.rom

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Message par energy_isere » 26 juil. 2018, 07:18

Suncor: un bénéfice grâce à plus de production de pétrole au 2e trimestre

27/07/2017 Montréal (awp/afp)

Une augmentation de la production de pétrole et une baisse des charges d'exploitation ont permis au groupe Suncor de dégager, avec un effet de changes positif, des bénéfices au deuxième trimestre, a annoncé mercredi le premier pétrolier canadien.

Suncor a réalisé un bénéfice net de 435 millions de dollars canadiens au deuxième trimestre 2017, à comparer avec une perte de 735 millions de dollars pour la même période l'an dernier.

Ce bénéfice trimestriel prend en compte l'apport comptable d'un effet de changes de 278 millions CAD par le biais de "la réévaluation de la dette libellée en dollars américains", a indiqué le groupe dans un communiqué.

Ramené à une action, le bénéfice est de 26 cents, soit deux cents de mieux que les prévisions moyennes des analystes.

Le chiffre d'affaires s'est monté à 2,5 milliards CAD sous l'effet de l'augmentation de la production, et la baisse des charges d'exploitation a permis de dégager un bénéfice d'exploitation de 199 millions après un déficit de 565 millions sur la période avril à juin l'an dernier.

Le raffinage et les activités à l'international ont compensé "l'effet de l'incident survenu à l'installation de Syncrude" en début d'année, a expliqué Steve Williams, PDG du groupe pétrolier. Le site de Mildred Lake, à 40 km au nord de Fort McMurray (Alberta) avait été endommagé par une explosion en mars, entraînant une activité ralentie du secteur des sables bitumineux.

La production de Suncor s'est établie à 539.100 barils d'équivalent pétrole par jour (b/j) au deuxième trimestre, comparativement aux 330.700 b/j du même trimestre l'an dernier au cours duquel l'exploitation avait été perturbée par les gigantesques feux de forêts autour de Fort McMurray.

Pour les sables pétrolifères, la production a été de 352.600 b/j au deuxième trimestre de 2017, deux fois plus importante qu'il y a un an. Sur ces activités, la perte d'exploitation a été de 277 millions CAD sur le trimestre, une amélioration par rapport à la perte d'un peu plus d'un milliard l'an dernier.

Pour le raffinage, le bénéfice d'exploitation s'est monté à 346 millions, et à 182 millions pour l'exploration et la production.

Pour l'ensemble de 2017, Suncor a maintenu ses prévisions de production totale mais a réduit de 5.000 barils par jour ses objectifs pour sa filiale Syncrude dans une fourchette de 130.000 b/j à 145.000 b/j.

Enfin, le PDG de Suncor a annoncé que les gisements de "Fort Hills et Hebron sont en voie de fournir une première production, comme prévu, à la fin de 2017".
https://www.google.fr/amp/s/www.zonebou ... -24827430/

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Message par energy_isere » 04 août 2018, 13:43

La sociéité Imperial commence le déploiement de camion jumbo sans pilote pour le transport des oilsands.
Imperial testing driverless oilsands haulers at Kearl

JWN Energy 01 August 2018

Imperial Oil says it has commenced and is ready to expand field testing of driverless oilsands heavy haulers.

The company says that in June it successfully deployed the largest autonomous haul truck in the world at its Kearl oilsands mine.

“As part of an ongoing pilot, Imperial along with its development partners moved the first payload using a fully autonomous 400-ton haul truck. This is the largest autonomous truck put into a productive operating environment,” Imperial said last week in its second quarter results statement.

The company’s testing program is targeted to ramp up to a fleet of seven autonomous trucks by year-end.

CEO Rich Kruger told analysts Imperial has “worked very hard to ensure people don’t view this as a threat to jobs.”

In January 2018 Suncor Energy announced it would start rolling out autonomous haulage systems across its mining fleet.

The company initiated a field pilot of the technology in 2015 and said it has validated that the technology can be used safely, effectively and efficiently in its operating environment.

“Evaluations have shown that the technology offers many advantages over existing truck and shovel operations, including enhanced safety performance, better operating efficiency and lower operating costs,” Suncor said.
http://www.mining.com/web/imperial-test ... ers-kearl/

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Message par energy_isere » 31 août 2018, 15:57

Total se désengage un peu plus des sables bitumineux canadiens

AFP le 31 août 2018

Le géant pétrolier et gazier Total a annoncé vendredi la vente de sa participation dans le projet Joslyn de sables bitumineux au Canada, déjà mis en sommeil depuis 2015, conséquence de la chute des prix du brut.

Le groupe français, qui détenait environ 38% de ce projet, a conclu un accord avec ses partenaires, notamment le canadien Suncor Energy, pour vendre l'ensemble du projet à Canadian Natural Resources Limited (CNRL) pour 225 millions de dollars canadiens (environ 148 millions d'euros).

Cette cession s'inscrit dans la volonté du groupe de "recentrer (ses) investissements pétroliers sur les ressources à point mort bas", a justifié le PDG de Total Patrick Pouyanné, cité dans un communiqué.

Depuis la chute des prix du pétrole, Total s'est engagé dans un plan de réduction de ses investissements et s'est déjà partiellement désengagé d'une autre mine de sables bitumineux au Canada, celle de Fort Hills (Alberta).

Il détient encore une participation de 24,58% dans ce projet, dont le développement a été compliqué, et qui connait une production régulière seulement depuis le début de l'année.

Au Canada, le géant français détient également à part égale avec l'américain ConocoPhillips le projet Surmont.

L'an dernier, la production de Total dans ce pays a atteint 59.000 barils par jour, indique le groupe.
https://www.connaissancedesenergies.org ... ens-180831

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Message par energy_isere » 10 nov. 2018, 09:57

La filiale de Exxon dans les tars sands Canadien va investir 2 milliard de dollars pour de nouvelles capacités de production.
Exxon's $2B Canada Move Shows Confidence

by Bloomberg|Robert Tuttle|Thursday, November 08, 2018

Almost two years after Exxon Mobil Corp. removed billions of barrels of oil-sands crude from its reserves, its Imperial Oil Ltd. unit is investing again, saying low Canadian crude prices that scared off the other majors make it a perfect time to build.

Imperial Chief Executive Officer Rich Kruger puts the rationale for the C$2.6 billion ($2 billion) Aspen project in northern Alberta down to building when others aren’t to save money.

“It’s a bit countercyclical in that there’s not a lot of investment in construction going on,” Kruger told reporters Wednesday. “So if you want the highest performance from contractors and tradesmen and safety and productivity, it’s a good time to build.’’

The decision comes in stark contrast to moves by Royal Dutch Shell Plc. and ConocoPhillips to sell oil-sands assets, and by locals like Cenovus Energy Inc. and Canadian Natural Resources Ltd. that are curtailing production to weather rock-bottom prices. Part of Imperial’s confidence comes from being able to work around the pipeline bottleneck that has sent prices so low.
.........

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

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Message par energy_isere » 03 déc. 2018, 08:38

Canada: l'Alberta réduit sa production pétrolière pour freiner la baisse des cours

AFP le 03 déc. 2018

La Première ministre d'Alberta, Rachel Notley, a annoncé dimanche une réduction de 8,7% de la production pétrolière de cette province canadienne, qui renferme les troisièmes réserves de la planète, espérant ainsi freiner la baisse des cours.

Entre engorgement des oléoducs nord-américains et surabondance de l'offre, quelque 35 millions de barils attendent actuellement en Alberta d'être exportés, a relevé le gouvernement albertain dans un communiqué.

"Avec autant de pétrole qui attend, sans que l'on puisse le transporter, le baril est vendu à rabais, à environ 10 dollars", a observé Mme Notley, soulignant "qu'ailleurs sur la planète, les produits pétroliers se vendent cinq ou six fois plus".

En conséquence, à partir de janvier l'Alberta (Ouest) va réduire sa production de 8,7% pour la limiter à 325.000 barils par jour, en attendant que davantage de capacités de transport soient disponibles.

Pour ce faire, la province va notamment acheter des wagons-citernes pour accroître de 120.000 barils par jour le volume transporté, avait annoncé Mme Notley mercredi, impatiente face aux retards dans l'élargissement de l'oléoduc Trans Mountain, entre l'Alberta et le port de Vancouver.

La réduction de volume décidée par le gouvernement de centre-gauche de Mme Notley devrait toucher environ 25 producteurs pétroliers et sera orchestrée par l'agence albertaine de l'énergie.

C'est une "décision très difficile", a fait valoir dimanche soir Mme Notley, lors d'un discours. "Quand les marchés ne fonctionnent pas, nous avons la responsabilité d'agir. (...) C'est un sujet d'une importance cruciale pour l'économie du Canada, pas juste pour celle d'Alberta", a insisté la Première ministre albertaine.

Quatrième producteur mondial en 2017, le Canada extrait actuellement environ 4,8 millions de barils équivalent pétrole par jour, en majeure partie du brut lourd provenant des sables bitumineux de l'Alberta, un hydrocarbure non conventionnel très cher et polluant à extraire.

La décision de l'Alberta intervient après la plus lourde chute des cours en dix ans dans le monde, intervenue en novembre.

L'Arabie saoudite et la Russie, respectivement 2e et 3e producteurs pétroliers en 2017, se sont "mis d'accord pour prolonger" leur accord sur une baisse de la production de pétrole dans l'espoir de faire remonter les cours, a dit samedi le président russe Vladimir Poutine, en clôture du sommet du G20, au cours duquel il s'est entretenu avec le prince héritier saoudien Mohammed ben Salmane.
https://www.connaissancedesenergies.org ... urs-181203

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Re: [Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

Message par energy_isere » 09 déc. 2018, 10:42

La réglementation de 0.5 % de Soufre dans le fuel maritime va dévaloriser en dollars par baril les tars sands qui sont trop soufrés.
Is This The Next Disaster For Canadian Drillers?

By Irina Slav - Dec 04, 2018,

The government of Alberta this week took an unprecedented decision to enforce a crude oil production cut so excess inventories could be shrunk and the price of western Canadian grades could improve, but the industry’s problems are far from over. They will be among the hardest hit by the International Maritime Organization’s new emission rules, to enter into effect in two years, which will require a reduction of the sulfur content of bunkering fuel to 0.5 percent from 3.5 percent.

“We’ve got challenges with respect to pipelines, we’ve got challenges with respect to rail and now we’ve got challenges with respect to our demand market,” Bloomberg quoted the chief executive officer of the Canadian Energy Research Institute as saying at a presentation this week. The emission rules will start affecting the price of Canadian crude next year, Allan Fogwill, along with other analysts, believes.

Canadian crude is heavy and sour, that is, high in sulfur content, which is the obvious reason why the IMO changes would affect prices, adding to already substantial pressure from pipeline bottlenecks and the rising amount of crude that is being transported by costlier rail.

According to IHS Markit analyst Kurt Barrow, the emission rules will make Canadian crude another $7-8 cheaper than West Texas Intermediate in 2019. Even the completion of the Line 3 replacement project won’t offset these losses, although it will add 375,000 bpd to daily pipeline capacity.

Another analyst, Wood Mackenzie research director Mark Oberstoetter, told Bloomberg Western Canadian Select will likely be US$20 cheaper than WTI for most of 2019, which is the cost of railway transportation for Albertan heavy crude. All in all, things are looking pretty bad. But how bad is bad?

For one thing, Canadian heavy is the main heavy crude feedstock for U.S. refineries. Canada is in fact the biggest exporter of crude to the United States, at a rate of over 4 million bpd as of September, according to data from the Energy Information Administration, which compares with around 3 million bpd from OPEC. There aren’t a whole lot of alternative sources of heavy crude, what with Venezuela spiraling down into a deeper crisis and production falling along with exports.

For another, the new emission rules will not eliminate demand for fuel oil, it will only reduce it. Reuters recently polled 33 refiners on their IMO 2020 plans and found that although as much as 40 percent planned to stop producing high-sulfur fuel oil, the rest had no plans to suspend production despite the expected drop in demand. Instead, they were upgrading their refineries to further process the residual petroleum product into more gasoline and diesel, and also banking on stable demand from the power generation sector: when fuel oil becomes cheap enough, it serves as an alternative to coal.

The new emission rules will definitely present a new challenge to Albertan producers on top of what they already have to deal with. However, the importance of their crude for U.S. refineries and the low prices that have opened up the Chinese refining market for more Canadian oil exports should serve as a cushion against major price and production shocks.

By Irina Slav for Oilprice.com
https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/I ... llers.html

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Message par energy_isere » 07 janv. 2019, 08:30

L' Alberta se questionne sur l'opportunité de construire une nouvelle raffinerie ou pas.
If you can't pipe it, refine it: Alberta seeks oil glut solution

By ROBERT TUTTLE on 1/6/2019

CALGARY (Bloomberg) -- What’s worse: Too much oil, or too much gasoline? The government of Alberta, weighing the potential of a new refinery for the province, may be on its way to finding out.

In 2018, surging crude production in the Canadian province ran into limited space on export pipelines, creating bottlenecks and sending the price of local oil to record lows relative to world benchmarks. Now Premier Rachel Notley’s government wants to see if keeping more of the oil at home with a new refinery will make a difference.

On Dec. 11, the government reported it was surveying private companies about building a new refinery. The goal: Free up space for crude on local pipelines by turning more of it into higher-value fuels such as gasoline and diesel. Analysts, though, say existing refineries in the province already produce more refined fuel than is needed.

“Its not a lot different than the issue they have with crude,” Jason Parent, V.P. of consulting at Kent Group Ltd, a downstream consultancy based in London, Ontario. “You still have to ship that product to market.”

The province will accept submissions for refinery proposals until Feb. 8 and will consider greenfield projects and expansions at existing sites. At this point, the government is only seeking a sense of the projects companies may be considering and isn’t yet ready to say how it would support those plans.
........
https://www.worldoil.com/news/2019/1/6/ ... t-solution

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Re: [Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

Message par energy_isere » 09 janv. 2019, 08:43

Quelques nouvelles de Suncor champion dans les tar sands, et perspectives pour 2019.

Ils ont produit 831 000 barils eq pétrole par jour sur Q4.
Canada’s Suncor Energy Sets Oil Production Record In Q4

By Tsvetana Paraskova - Jan 08, 2019

Canada’s biggest integrated oil and gas firm Suncor Energy said on Monday that its total upstream production set a quarterly record of 831,000 barrels of oil equivalent per day (boed) in the fourth quarter of 2018, just ahead of Alberta’s oil production cuts of 325,000 bpd beginning January 1.

Suncor Energy’s upstream production in Q4 jumped by 12 percent compared to the third quarter, reflecting “significant investment developing Fort Hills, and Suncor’s ongoing operational excellence focus across its assets, particularly at the Syncrude joint venture,” the company noted.

Suncor Energy’s oil sands operations produced some 433,000 bpd in Q4.

While Suncor and other Canadian producers were lifting oil production last year, takeaway capacity constraints and maintenance at U.S. refineries in the fall of 2018 drove down the price of Western Canadian Select (WCS)—the benchmark price of oil from Canada’s oil sands—as low as $14 a barrel in October and November, with its discount to the U.S. benchmark WTI at around $50 a barrel.

The Alberta government moved in to shore up the price of Canadian heavy oil and in the most drastic measure yet, the province of Alberta mandated an oil production cut of 325,000 bpd for three months starting January 2019. The glut and the resulting low oil prices cost Canadians US$58.6 million (C$80 million) a day, Premier Rachel Notley said in early December.

Shortly after the announcement of the production cuts in Alberta, Suncor issued its 2019 capital program and production outlook, in which it expects average upstream production of 780,000 boed to 820,000 boed for 2019. The midpoint of the range represents an annual production increase of around 10 percent—including estimated mandatory production curtailments—from some 730,000 boed in 2018.

“Although considerable uncertainty on the impacts of the curtailment remains, Suncor’s production guidance assumes the mandatory production curtailments are in place for three months before declining to 30% of initial levels for the remainder of 2019,” Suncor said in its 2019 guidance.

In today’s release, Suncor kept the 2019 production guidance issued in December. Fourth-quarter financials will be issued on February 5, the company said.

By Tsvetana Paraskova for Oilprice.com

https://oilprice.com/Latest-Energy-News ... In-Q4.html

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Re: [Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

Message par energy_isere » 05 juin 2019, 00:22

Retour des feux de forêts au Canada et menaces dans le Nord de l'Alberta qui contraint des arrêts d'activité pétrolières.
Oil in Alberta jumps most this year as fires shut output
By SHEELA TOBBEN AND ROBERT TUTTLE on 6/3/2019
NEW YORK and CALGARY (Bloomberg)

Canadian heavy oil in Alberta surged the most since December after wildfires forced a second producer in the region to shut in some operations.

On Thursday, Canadian Natural Resources Ltd. removed all 240 people working at its Pelican Lake and Woodenhouse operations in northern Alberta, halting a combined 65,000 bpd of heavy crude. Cenovus Energy Inc. on Friday shut five wells with minimal production at its Marten Hills site. Western Canadian Select, a regional benchmark, gained $3.50/bbl against U.S. crude futures at 12:02 p.m. New York time, the biggest increase since Dec. 3.
.....
https://www.worldoil.com/news/2019/6/3/ ... hut-output

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Re: [Pétrole] Sables bitumineux (du Canada)

Message par energy_isere » 05 sept. 2019, 08:19

J'avais plus en tête qu'il y avait des Chinois dans les tar sands :
Why China’s Oil Majors Aren’t Leaving Canada’s Oil Patch

By Tsvetana Paraskova - Sep 03, 2019

China’s state-held oil majors are staying in Canada’s oil sands despite challenges in production growth, unlike major European and U.S. firms that have bailed out of the higher-cost Canadian oil patch.

The three giant Chinese oil companies—PetroChina, CNOOC, and Sinopec—tell Dan Healing of The Canadian Press that they are committed to their Canadian operations, while analysts say that the Chinese energy behemoths can afford to not make too much profit from their Canadian operations. The Chinese majors can afford to operate in the capital intensive and not spectacularly profitable Canadian oil patch, Jia Wang, deputy director of the China Institute at the University of Alberta, told The Canadian Press.


The Chinese oil majors want to stay and develop their operations in Canada despite some operational difficulties. This approach is in contrast to the exodus of oil supermajors from Canada’s oil sands in 2017, when large oil companies sold their oil sands operations or parts of them to Canadian operators.

In 2017, Shell sold oil sands interests to Canadian Natural Resources for around US$8.5 billion, as part of its strategy to focus on free cash flow and higher returns on capital, and prioritize businesses such as integrated gas and deep water. The same year, ConocoPhillips announced the sale of oil sands assets in Canada to Cenovus in a US$13.3 billion deal, while Norway’s Statoil—now Equinor—sold its entire oil sands operations in Alberta to Athabasca Oil Corporation.

This year, the exodus continued, with U.S. Devon Energy selling its Canadian business to Canadian Natural Resources as part of its plan to focus on growing its oil production in the United States. Koch Industries is also understood to have sold its oil sands assets to Canadian Cavalier Energy.

But PetroChina, CNOOC, and Sinopec are staying in Canada, and Wang thinks they won’t back out any time soon.

“PetroChina Canada is committed to Canada for the long-term, having maintained its investments through economically challenging times,” spokesman Davis Sheremata told The Canadian Press in an emailed statement.

CNOOC spokesman Kyle Glennie also told The Canadian Press the company remains committed to its oil sands operations.

By Tsvetana Paraskova for Oilprice.com
https://oilprice.com/Energy/Energy-Gene ... Patch.html

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