Tight Oil USA

[Paulad]

https://www.wsj.com/articles/ceo-of-sha ... 1550787678

Texas shale company says former Chief Executive Scott Sheffield to retake helm
Scott Sheffield will be doing a second stint as company CEO.

The chief executive of shale oil and gas driller Pioneer Natural Resources Co. has retired, effective immediately, the company said Thursday.

Timothy Dove, 62, took the helm of the Texas-based company two years ago and will be replaced by board chairman Scott Sheffield, the company’s former chief executive, also effective immediately.

Board member J. Kenneth Thomson will replace Mr. Sheffield as chairman, the company said. He said in a statement that the board had asked Mr. Sheffield, who was the company’s founding CEO and served from 1997 to 2016, to retake the helm. “Scott is fully committed to the role for the long term,” he said.

Pioneer is one of the biggest oil and gas producers in the hottest U.S. shale drilling region, the Permian Basin of West Texas and New Mexico, with a market capitalization of about $24 billion, according to FactSet.

“Tim has expressed his desire to retire and we have mutually agreed that now is the right time,” Mr. Sheffield, 66, said in a statement. “Our board and I are focused on continuing to enhance performance and capital efficiency and delivering strong results for our shareholders.”

Mr. Dove said in a statement that he thought it was the right time to step down. “I am grateful for the opportunities afforded me over the years at Pioneer, and I am excited for my next chapter,” he said.

A Pioneer spokesman didn’t immediately return a request for comment.

Pioneer last week reported fourth-quarter profit of $324 million, a 51% decline from the same period a year earlier, while spending roughly 20% more than analysts expected. The company’s shares have since fallen nearly 7%.

“We’re trying to focus on capital discipline and making sure we deliver returns at the bottom line,” Mr. Dove told investors last week. The company announced a 2019 spending plan that was about 12% lower than analysts expected.

Pioneer was among the drillers mentioned in a recent Wall Street Journal examination showing thousands of shale wells drilled in recent years are producing less oil and gas than companies forecast. Pioneer disagreed with the Journal’s conclusions about the performance of its wells.

[energy_isere]

Exxon To Use Microsoft Tech To Boost Permian Oil Output, Profitability

By Tsvetana Paraskova - Feb 22, 2019,


ExxonMobil has forged a digital partnership with Microsoft to use cloud technology to increase oil production and profitability in its key growth area, the Permian, the U.S. oil supermajor said on Friday.

Under the deal with Microsoft, Exxon will use an integrated cloud environment that securely and reliably collects real-time data from oil field assets spanning hundreds of miles. The data will enable ExxonMobil to make faster and better decisions on drilling optimization, well completions, and prioritization of personnel deployment, the oil giant said.
......
.....

https://oilprice.com/Latest-Energy-News ... ility.html

[tita]

En janvier 2011 la dépletion du permian était de 2.79%
En janvier 2019, 6.07%
Soit 117 % d'augmentation de la déplétion en 8 ans.

Du coup, cela veut dire qu'on produit plus mais moins longtemps ?


Donc par exemple,
- si demain je fore un puits demain et que j'obtiens 100 barrils par mois avec une dépletion de 20 barrils / mois (soit 20% de dépletion). Au bout de 5 mois je n'aurais plus rien.
- le mois suivant: je me suis amélioré dans les techniques et je fore un nouveau puits, j'obtiendrais donc 200 barrils mais avec une dépletion plus importante ? Soit 45 barrils/mois (22.5%) au lieu de 40 par rapport à mon nouveau puit ?

Interprète-je bien ces données ?

Et de ce fait, quelle est la différence avec des puits de pétrole conventionnel comme en Arabie saoudite par exemple?

Ok, il faut un petit peu plus d'explications. Tout d'abord, la production d'un puits de schiste durant sa vie ressemble à ça:

Tu as une forte production initiale, et une déplétion forte au début et qui s'atténue par la suite. Elle n'est pas constante. Si on prend Eagle Ford, 1/4 de la production vient de puits creusés avant 2016, et qui ont un déplétion plus faible que les puits creusés en 2018. Du coup, si les forages sont constants, la production s'équilibre à un certain point. Même en diminuant légèrement les forages, la production ne va pas automatiquement diminuer. Il y a aussi une latence entre le forage et la mise en production, de 2-3 mois, et il y a un grand nombre de puits forés qui ne sont pas encore fracturés, particulièrement dans le bassin permien.

Pour le bassin permien, faut savoir qu'une partie de la production vient de réservoirs conventionnels (le bassin permien produisait 800 kb/j en 2007, avant le démarrage du pétrole de schiste)... L'EIA fait surtout de la statistique, et prend les données des différentes régions, mais ne distingue pas les types de puits. Du coup, cette différence de déplétion s'explique parce qu'en 2011 une grosse partie de la production avait une déplétion faible.

Les estimations de production de l'eia sont à prendre avec des pincettes. Les données mensuelles sont plus fiables et diffèrent parfois énormément avec les données hebdomadaires (en octobre dernier, il y avait un différence de 500 kb/j). Dans les dernières données mensuelles, la production de novembre était à 11'900 kb/j. Les données hebdomadaires sont à 12'000 kb/j, ce qui ferait une augmentation de 100kb/j sur 3 mois.

La différence avec un réservoir conventionnel, c'est la porosité. Un réservoir conventionnel a une forte porosité et le pétrole s'accumule dans une poche. Il faut juste creuser un puits dans cette poche pour le récupérer. Le "pétrole léger en réservoir étanche" (Tight Oil), ne s'accumule pas dans une poche... L'idée est de fracturer les parois d'une zone pour que le pétrole puisse couler et être pompé. Un puits d'un réservoir conventionnel peut produire des dizaines d'années à un taux constant, mais un puits de schiste produit 150k à 450k barils sur quelques années.

Essayer de deviner l'évolution de la production est très complexe, faisant intervenir les aspects économiques, géologiques, la latence de mise en production, etc. La production US ne va pas s'écrouler en 2019, mais ne va pas non plus bondir. Mais je reste convaincu qu'on va avoir un bond de production à partir de la fin de l'année.

[Paulad]

Merci tita

https://www.wsj.com/articles/frackers-f ... ge=1&pos=1
Frackers Face Harsh Reality as Wall Street Backs Away

[energy_isere]

Et pourtant :

Marathon Oil Exits UK North Sea In Continued Focus On U.S. Shale

By Tsvetana Paraskova - Feb 25, 2019,

Marathon Oil said on Monday that it would be exiting the UK North Sea as it continues to focus on high-return U.S. shale oil operations.
.......

https://oilprice.com/Latest-Energy-News ... Shale.html

[Paulad]

Et pourtant :

Marathon Oil Exits UK North Sea In Continued Focus On U.S. Shale

By Tsvetana Paraskova - Feb 25, 2019,

Marathon Oil said on Monday that it would be exiting the UK North Sea as it continues to focus on high-return U.S. shale oil operations.
.......

https://oilprice.com/Latest-Energy-News ... Shale.html

Le deal est pas fou non plus puis la production de pétrole dans la mer du nord est en déclin constant...

[tita]

Marathon oil est une entreprise d'exploration/production ancienne (1887). Ce n'est pas nouveau qu'ils se concentrent sur le schiste US, ils se sont séparés d'actifs qu'ils avaient en Lybie (acquis par Total), en Angola (acquis par sinopec) et en Norvège (par Det Norske). En 2014, ils investissaient encore 500 millions dans l'international, et ils projettent 75 millions en 2019. Ils ont aussi subit 3 années de pertes entre 2015 et 2017, avant de renouer avec les bénéfices en 2018. Ils ont augmenté leurs investissements en 2018 ($2.6 milliards), mais projettent des investissements plus faibles en 2019 (2.4 milliards). C'est nettement moins que les $5.5 milliards investis en 2014. Les deux informations ne se contredisent donc pas, ils se concentrent sur le schiste mais les investisseurs n'allongent plus autant qu'avant.

L'intérêt du schiste pour cette entreprise, c'est le cycle rapide comparés aux projets offshore qui nécessitent un long délai avant de commencer à obtenir un retour sur l'investissement. Mais le schiste nécessite un investissement continu et progressif pour maintenir une production. A mon humble avis, c'est pas tellement parce le schiste est plus profitable qu'ils se séparent de leurs actifs internationaux, c'est juste qu'ils n'ont plus les moyens de s'y développer sur le long terme et qu'ils doivent assainir leurs finances avant tout, et rapidement.

A mon humble avis aussi, Marathon oil est beaucoup plus exposée à une chute des prix actuellement qu'elle ne l'était en 2014. Ses actifs ont diminué plus fortement que sa dette. Son ratio dette-capital est passé de 16% en 2014 à 28% en 2015, et est à 31% en 2018.

[phyvette]

[
Marathon oil serait elle devenue une entreprise zombie ? Elle en présente toutes les caractéristiques.

[energy_isere]

Marathon oil , l' action sur 5 ans

[tita]

En comparaison avec les cours du WTI:

[tita]

Dans le dernier décompte, le nombre de forages pétroliers a diminué de 10.

Le plus frappant, c'est le bassin permien qui est passé de 493 en novembre à 466 aujourd'hui, soit une baisse de 27 unités. C'est la première fois depuis 2016 qu'on observe une baisse aussi marquée dans ce bassin, alors que les autres bassin ne sont pas autant touchés.

[CP3]

Le nombre de puits en activité baisse ,néanmoins rien n' y fait car, d' après ce qu' on nous dit la production continue à augmenter. D' ailleurs pourrait-il en etre autrement ? Car cette hausse est nécessaire , il en va de l' image des Etats-unis .Quand cette bulle se dégonflera , le roi risque bien d' etre nu .

[Paulad]

Il faut regarder en pourcentage et non en valeur absolu je pense.
En tout cas une légère baisse voir stagnation s'annonce. Si ce n'est pas le cas, on pourra remettre en question ces chiffres..

[tita]

Il faut regarder en pourcentage et non en valeur absolu je pense.
En tout cas une légère baisse voir stagnation s'annonce. Si ce n'est pas le cas, on pourra remettre en question ces chiffres..

Pas forcément. Je me répète, mais bon, l'eia donne plusieurs données. Les estimations hebdomadaires et le DPR, qui ne sont pas fiables. Et les données mensuelles, qui donnent une estimation de la production deux mois avant et qui sont révisées au fur et à mesure que les données finales provenant des producteurs sont obtenues. J'ai remarqué que l'eia corrigeait les données mensuelles jusqu'à 4 années antérieures. Mais ces corrections ne sont pas énormes... Au max quelques dizaines de kb/j sur les données les plus récentes. Ces derniers mois, l'eia avait sous-estimé la production dans ses données hebdomadaires.

Ensuite, c'est difficile d'estimer quelles conséquences aura la baisse des forages sur la production... Si le nombre de nouveaux puits reste constant, la production stagne au bout d'un moment lorsque la nouvelle production s'équilibre avec la déplétion. Mais on peut très bien avoir une baisse des forages et continuer à voir la production augmenter avant la stabilisation.

Pis bon, désolé mais je ne me considère pas comme un expert. J'ai lancé des affirmations en 2015 basées sur mes impressions qui se sont révélees fausses. Les forages ont juste diminué de quelques pourcents ces derniers mois. Fin 2014, ça avait diminué de 50% et on avait vu les conséquences seulement a partir d'avril 2015...

[energy_isere]

According to EIA estimates, the seven key shale regions in the U.S. produced 8.314 million bpd of oil in February, and an 84,000-bpd increase is expected for March, with the Permian crossing the 4-million-bpd mark for the first time ever.

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/C ... North.html