Tight Oil USA

[alain2908]

a surveiller cette technique du CO2

je pose ici ce graphique de l'AIE outlook 2019 qui prévoit un avenir radieux pour le Permien.

https://www.iea.org/reports/world-energ ... l#abstract

[energy_isere]

Article sur Carbon Engineering dans un canard local.

Carbon Engineering doubles capacity of proposed U.S. facility
Squamish company says its plant will remove one million tons of CO2 and use at least some in enhanced oil recovery
The Chief staff / Squamish Chief SEPTEMBER 24, 2019

A Squamish-based company that's been hailed internationally as an environmental game-changer is doubling the capacity of a major project's design.

Carbon Engineering says a proposed direct air capture plant, when built, will be able to remove one million tons of CO2 from the atmosphere and permanently store it underground.

The planned facility is being engineered in partnership with Oxy Low Carbon Ventures, a subsidiary of Occidental.

Occidental Petroleum Corporation is a renowned fossil fuel company in the United States.



The plant would be located in the Permian Basin, which is roughly around western Texas and southeastern New Mexico.

"This expansion will enable customers to permanently and safely remove atmospheric CO2 as part of their emissions management and reduction plans," the company said in a news release.

Previously, this plant was intended to remove 500,000 tons of CO2. In May, Carbon Engineering announced the carbon this facility takes from the air would be used in Occidental's enhanced oil recovery operations and later stored underground permanently.

"Over the last few years we have observed a growing consensus in the science and policy sectors that both aggressive emissions reductions and large-scale removal of CO2 from the atmosphere is essential," said Steve Oldham, CEO of Carbon Engineering, in a news release.

"We are now seeing this consensus building in the private sector. Corporations are publicly committing to reduce their environmental footprints, and many are finding that while some of their emissions can be directly cut or reduced from within their activities, others are far more challenging. For these hard-to-eliminate emissions, the ability to remove an equivalent quantity of CO2 directly from the atmosphere is a powerful new tool to include in their sustainability toolkits."

Enhanced oil recovery involves injecting substances into an existing oil well to increase pressure. This allows more oil to be extracted.

https://www.squamishchief.com/news/loca ... d_articles

Entrée Wikipedia sur cette entreprise Canadienne https://en.m.wikipedia.org/wiki/Carbon_Engineering

[alain2908]

Face à cette accumulation de difficultés, le salut du secteur passera probablement par l'innovation. L'un des plus gros intervenants du bassin permien, Occidental Petroleum, a annoncé avoir fait une percée technologique qui pourrait lui permettre de pratiquement doubler son taux de récupération de chaque puits (celui-ci est aujourd'hui très faible, les ingénieurs n'étant en mesure que de récupérer entre 6 et 8% du pétrole présent dans un forage). La technologie développée permettrait de porter ce taux entre 10 et 14 %. En outre, l’impact sur le prix du pétrole serait énorme et "pourrait se traduire par un retour de l’or noir sur des niveaux de 30 à 40 dollars le baril" anticipe Benjamin Louvet. Cette technologie ne sera néanmoins pas commercialement opérationnelle avant 2023, au plus tôt.

La marge de progression du taux de récupération est énorme!
On a encore probablement plus du double de ce qui a déjà été extrait qui sortira des puits déjà forés dans les prochaines années
https://www.tradingsat.com/actualites/d ... 66719.html

cet extrait est très loin de représenter la tonalité de cet article qui est beaucoup beaucoup plus nuancé sur le potentiel du schiste.
Concernant le saut technologique, Oxidental petroleum indique que l'injection de CO2 lui permet de gagner 10 à 25 % de capacité.
on est loin du doublement cité.

Applicable to a variety of suitable oil and gas reservoirs, CO2 EOR can increase ultimate oil and associated gas recovery by 10 to 25​ percent in the fields where it is employed.

https://www.oxy.com/OurBusinesses/Oilan ... fault.aspx

[kercoz]

injecter du CO2 pour le pétrole ou pour le réchauffement, n'est pas sans implications :
http://www.ipgp.fr/fr/stockage-mineral- ... sen-melent

"""Mais les basaltes de basse température (< 120°C) sont désormais reconnus comme l’un des habitats microbiens les plus important sur Terre et hébergent des communautés microbiennes abondantes et diverses qui restent toutefois méconnues pour la plupart. Elle sont dès lors rarement prises en compte dans ces technologies utilisant la subsurface dans une optique de stockage géologique.""""

[alain2908]

Mon pronostic est qu'il va être compliqué de maintenir la production du Permien en 2020.

Alors non, je ne pense pas que ce sera compliqué de maintenir le niveau de production. Ce qui sera compliqué, c'est d'augmenter le rythme de production de façon spectaculaire, même en augmentant à nouveau le nombre de forages. Mais j'ai peu de doutes que la production du Permien soit toujours à la hausse, mais modérée, en 2020.

Après avoir modélisé la production du bassin, je suis plutôt d'accord avec toi.
Même avec une baisse de 15% des puits mis en production au cours des années futures, la production reste stable jusqu'en 2021.
faut juste avoir le cash pour pour les forer et les compléter et qu'ils soient aussi productif que les derniers forés.

[CP3]

En cette fin d' année , les critiques concernant la production prochaine de petrole de schiste se poursuivent .

https://oilprice.com/Energy/Energy-Gene ... Fumes.html

[alain2908]

En cette fin d' année , les critiques concernant la production prochaine de petrole de schiste se poursuivent .

https://oilprice.com/Energy/Energy-Gene ... Fumes.html

citation

The WSJ pointed to the example of Whiting Petroleum, which told investors that each of its wells drilled in North Dakota in 2015 would produce a cumulative 700,000 barrels of oil and gas over their full lifetimes. In early 2019, using data from Rystad, the WSJ found that the real figure might be more like 590,000 barrels. As 2019 comes to a close, the WSJ found that the most up-to-date data now pegs that estimate at 540,000 barrels.

il est clair que si je regarde le modèle que j'ai posé au dessus, j'arrive à 500 000 barils par puits sur 15 ans et ayant des taux de dépletion inférieurs à ceux qu'on peut trouver dans la littérature cf viewtopic.php?p=2287605#p2287605
Si les vannes du crédits commencent à se fermer sur la base d'un retour sur investissement amputé de 30 %, ça peut faire mal.

[energy_isere]

Dans le Permien le shale oil sort également beaucoup trop de gas qu'il n'est possible d'en évacuer :

Burn, Pay, Or Shut It Down: Three Evils For Permian Drillers

By Julianne Geiger - Jan 01, 2020

There was a time when natural gas was a welcomed byproduct of crude oil drilling, and drillers in the prolific Permian basin enjoyed this consolation prize--at least when natural gas prices were on the rise. All good things come to an end, though, and the amount of natural gas now exceeds the capacity to get rid of it.

With pipeline capacity fully exploited and natural gas prices squarely in the red, Permian drillers today are faced with three lousy choices: burn off the natural gas, pay to have the gas removed, or slow oil drilling activities to staunch the flow of natural gas.

Crude oil and natural gas are like two peas in a pod: when you find oil, you often find gas.

Crude oil is pumped out of the well, and a small amount of natural gas comes almost inevitably comes with it.

But over time, this ratio changes: less oil, more natural gas.

Now, there is simply too much natural gas, and drillers in the American shale patch must face the not-so-pleasant music, with only one question remaining: which shale drillers can hold on until more pipeline capacity comes online.

........

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/B ... llers.html

[Invité]

En gros pour une calorie dépenser pour l' extraction dans le permien , la production de gaz augmente à peu près 3 X plus vite que celle de la production de pétrole . J' étais informé de ce problème , mais je n' imaginais pas que c' était à ce point . Ces bassins de pétrole pourraient finalement finir par ne produire essentiellement que du gaz.

[alain2908]

J' étais informé de ce problème , mais je n' imaginais pas

C'est qui "Je" ?
Ou plus exactement, je vois régulièrement passer des post d'Invité. Ça correspond à quoi ou à qui ?


et sinon quand je regarde le volume torchés par jour, autour de 600 millions de pied cube.
C'est en gros l'équivalent de 20 Millions de m3 / jour
soit la consommation annuelle de chauffage de 10 000 foyers (base 2 000 m3 par an)
ca fait quand meme l'équivalent chauffrage de 3,6 millions de foyer par an qui est gaspillé

[tita]

C'est en gros l'équivalent de 20 Millions de m3 / jour
(..)
ca fait quand meme l'équivalent chauffrage de 3,6 millions de foyer par an qui est gaspillé

Hé hé. Et tu touches du doigt un point fondamental au sujet du pic pétrolier. Bien qu'on calcule différentes sources d'énergie en faisant des équivalences de l'énergie qu'elles contiennent, elles ne sont pas équivalentes économiquement.

Par exemple, ces 20 millions de m3 par jour correspondraient à 129 kb/j en terme énergétique, ce qui ne semble pas négligeable. Sauf que le gaz est volatile par nature, requiert un stockage et des méthodes de transport plus complexes que le pétrole, ce qui conduit à une séparation des différents marchés lorsqu'ils sont séparés par des mers ou océans. Donc des prix parfois complètement différents.

Et même si on construit des terminaux pour liquéfier et transporter le gaz par bateau, encore faut-il amener le gaz à ces terminaux. C'est-à-dire rassembler le gaz produit par les milliers de puits de pétrole, en quantité finalement marginale pour chaque puit, avant d'expédier tout ça par gazoduc... Pour autant qu'il y ait encore de la capacité dans les gazoducs qui relient le bassin permien aux hubs qui dispatchent le gaz naturel produit aux différents endroits.

C'est d'ailleurs intéressant de constater que les terminaux LNG n'ont pas fondamentalement changé le prix du gaz aux USA. Il est actuellement à $2/million BTU aux USA contre $4.5/million BTU en Europe.

[energy_isere]

C'est en gros l'équivalent de 20 Millions de m3 / jour
(..)
ca fait quand meme l'équivalent chauffrage de 3,6 millions de foyer par an qui est gaspillé

Hé hé. Et tu touches du doigt un point fondamental au sujet du pic pétrolier. Bien qu'on calcule différentes sources d'énergie en faisant des équivalences de l'énergie qu'elles contiennent, elles ne sont pas équivalentes économiquement.

Par exemple, ces 20 millions de m3 par jour correspondraient à 129 kb/j en terme énergétique, ce qui ne semble pas négligeable. Sauf que le gaz est volatile par nature, requiert un stockage et des méthodes de transport plus complexes que le pétrole, ce qui conduit à une séparation des différents marchés lorsqu'ils sont séparés par des mers ou océans. Donc des prix parfois complètement différents.

Et même si on construit des terminaux pour liquéfier et transporter le gaz par bateau, encore faut-il amener le gaz à ces terminaux. C'est-à-dire rassembler le gaz produit par les milliers de puits de pétrole, en quantité finalement marginale pour chaque puit, avant d'expédier tout ça par gazoduc... Pour autant qu'il y ait encore de la capacité dans les gazoducs qui relient le bassin permien aux hubs qui dispatchent le gaz naturel produit aux différents endroits.

C'est d'ailleurs intéressant de constater que les terminaux LNG n'ont pas fondamentalement changé le prix du gaz aux USA. Il est actuellement à $2/million BTU aux USA contre $4.5/million BTU en Europe.

Oui effectivement, ca n'est pas gratuit. ce matin je postais ceci viewtopic.php?p=2293742#p2293742 ou il est question d' un gazoduc en construction pour évacuer 2.1 billion cubic feet per day (soit 59 millions de m3 par jour) du Permien vers la cote à partir de début 2021.

[energy_isere]

Augmentation de la capacité des oléoducs dans le Permien et Eagleford.

Pour ce qui est de ce premier trimestre 2020 c'est Gray Oak qui devrait entrer en full service. (Au Texas donc).

La fête continue, l'effondrement attendra encore un peu.



Source https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/W ... -2020.html

Comme ces tight oil sont de qualité low sulfur, et que ça va arriver aux côtes US pour être exporté, cela va mitiger les problèmes concernant l'entrée en vigueur de IMO 2020 dans le transport maritime. Ce pétrole sera essentiellement exporté par le port de Corpus Christi.

.......
Finally, U.S. producers have ample capacity to quickly ramp up production whenever incentivized by higher oil prices. Growing crude oil pipeline capacity in the Permian and Eagle Ford means that light, low-sulfur oil from West Texas, Central Texas and Southeastern New Mexico can be more efficiently moved to ports for export.

[energy_isere]

Et donc pour Gray Oak :

The 850-mile Gray Oak crude oil pipeline, being built and operated by Phillips 66, will span from the Permian Basin in West Texas and New Mexico, and the Eagle Ford production region in South Texas, to the U.S. Gulf Coast, and connect to market centers in Corpus Christi and Freeport, TX.

Expected initial capacity for Gray Oak will be 900,000 barrels per day.

Enbridge announced in December 2018 that it would spend about US$600 million to purchase a 22.75% ownership interest in Gray Oak, which is expected to enter service in late 2019.

PROJECT OVERVIEW:
Type: Crude oil pipeline
Status: Under review
Length: 850 miles
Expected capacity: 900,000 bpd
Expected to transport: Light crude
Expected in-service date: 4Q 2019
Ownership: Enbridge (22.75%). Other partners: Phillips 66; Marathon Petroleum Corporation.
Operator: Phillips 66
Project website: https://grayoakpipeline.com/

Source http://www.enbridgeus.com/projects-and- ... k-pipeline

Gray Oak est entré en service initial fin Nov 2019 et rampup en Q1 2020
Il en coûte près de 4 dollars pour y faire transiter un baril de pétrole.
https://www.google.com/amp/s/www.argusm ... te%3famp=1

Phillips 66 has started initial service on its 900,000 b/d Gray Oak pipeline from the Permian basin to Corpus Christi, Texas.

The company also said today that full service on the line will start in the first quarter of 2020, as planned.

Phillips 66 is proposing to lower some tariffs on Gray Oak as competition heats up to move crude to the US Gulf coast.

The spot tariff for moving crude from points in west Texas to various destinations in south Texas, including Valero's 95,000 b/d refinery in Three Rivers near Corpus Christi, would be lowered to $3.90/bl, from $4.75/bl.

The tariff is for "accelerated commissioning service", according to a filing this week to the Railroad Commission of Texas. The same $3.90/bl rate applies to committed shippers whose contracts include the accelerated service.

Gray Oak stretches from the Permian basin and the Eagle Ford shale in south Texas to Corpus Christi and to the Sweeny area south of Houston, including to Phillips 66's 247,000 b/d Sweeny refinery. The initial service only includes the Corpus Christi destinations, Phillips 66 said last month.

Gray Oak is the latest pipeline to the US Gulf coast to cut spot tariffs, reflecting greater competition and narrowing price spreads.

D'après cette source https://www.google.com/amp/s/www.bizjou ... p.amp.html de octobre 2019 cet oléoduc aura coûté 2.2 milliards de dollars.

C'est Phillips 66 qui possède la majorité des parts avec 42.25 % des parts.
Les deux autres sont Marathon Petroleum Corp. Et Canada-based Enbridge Inc.

Juste pour payer cet investissement il faut faire transiter 550 millions de barils à 4 dollars par baril de frais.

A 0.9 millions de barils par jours ça va prendre 611 jours.
Attention les 4 dollars par baril de frais doivent aussi couvrir les coûts récurrents. (maintenance, surveillance, coût énergétique des compresseurs, employés,.....)

[alain2908]

je trouve que le péage demandé et la rapidité du retour sur investissement correspondante ne manifeste pas d'une grande confiance dans la capacité à long terme de ces bassins à sortir du pétrole (mais ce n'est qu'une impression sans aucun ordre de grandeur en comparaison).