Pétroles non conventionnels (tight Oil)

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 03 avr. 2014, 20:28

TOTAL obtient des droits d' exploration de Shale Oil dans l ' ouest Sibérien.
France's Total Gets Rights to Explore Russian Shale Oil

April 03, 2014 rigzone News

French oil major Total has secured the rights to explore three hard-to-recover oil blocks in West Siberia, according to a statement on the website of the Russian region's governor.

Total will join other majors, ExxonMobil, Statoil and Royal Dutch Shell, to develop Russian shale oil, a key driver in Moscow's efforts to at least maintain its oil output at more than 10 million barrels per day.

A spokeswoman for Total in Moscow declined immediate comment.

Total has long eyed Russian shale oil, the world's largest by estimated resources. The U.S. Energy Information Administration puts the possible resources at 75 billion barrels, more than the 58 billion barrels held by the United States, current leader in shale oil production.

Interfax news agency, citing a local subsoil watchdog, said that a subsidiary of Total had received the licenses for the Vostochno-Kovensky, Tashinsky and Lyaminsky-3 blocks in Khanty-Manssiisk district, Russia's main oil producing region.

Total has also signed a memorandum to develop shale oil in Russia with Russia's No.2 oil producer Lukoil.
http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/1 ... _Shale_Oil

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 03 avr. 2014, 21:01

en Français
MOSCOU, 3 avril (Reuters) - Total a obtenu trois permis d'exploration dans des blocs de pétrole de schiste situés dans l'ouest de la Sibérie, lit-on jeudi sur le site internet du gouverneur de cette région de Russie.
http://fr.reuters.com/article/frEuroRpt ... IU20140403

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Message par energy_isere » 07 avr. 2014, 19:36

suite de ce post du 03 Oct 2012 viewtopic.php?p=332038&sid=4cb9b6c559ff ... 46#p332038

Premiére production commerciale de pétrole de schiste au Japon, dans la province de Akita.
Avec une production fantastique de ...... 220 b/j.
Japex Begins Japan's 1st Commercial Shale Oil Productionby

Reuters, April 07, 2014

Japan Petroleum Exploration Co (Japex) said on Monday it has begun the country's first commercial production of shale oil in Akita prefecture in northern Japan this month.

Daily production from shale layers deep below the Ayukawa oil and gas field was about 220 barrels of crude (35 kilolitres), the company said in a statement.

The company also said it would begin drilling for shale oil in Fukumezawa oil field in Akita from late May.

Japan's total oil and gas production was about 77,000 barrels per day (bpd) of oil equivalent in the year ended March 2013, including 25,400 bpd of oil and gas from Japex.

The country's oil and gas needs have spiked as its nuclear power stations have slowly been shut down due to the Fukushima nuclear disaster three years ago, forcing Tokyo to spend billions of dollars more on fuel for electricity generation.

Japan imports almost all of its energy needs, and has been trying to prove up domestic oil and gas reserves or other energy sources for decades without much success.

Shale oil, also known as "tight oil" because it is sandwiched between hard layers of shale rock, is one of the world's fastest-growing sources of oil and mass production has taken off in the United States and Canada.

Japex has estimated that up to about 100 million barrels of shale oil - equivalent to about 8 percent of Japan's annual domestic oil demand - lie under Akita prefecture.
http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/1 ... Production

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par ni chaud ni froid » 15 avr. 2014, 12:54

http://peakoilbarrel.com/eias-drilling- ... improving/
The EIA’s Drilling Productivity Report, Is Productivity Really Improving?
by Ron Patterson Posted on April 14, 2014
Unfortunately that data is a little hard to find. The very latest data is almost one year old. From May 29, 2013:

US shale oil is increasing the marginal cost of production

Sanford C. Bernstein, the Wall Street research company, calls the rapid increase in production costs “the dark side of the golden age of shale”. In a recent analysis, it estimates that non-Opec marginal cost of production rose last year to $104.5 a barrel, up more than 13 per cent from $92.3 a barrel in 2011.

Marginal cost rose more than 13 percent in 2012 but what did it do in 2013 and what is it in 2014? And how can drilling companies make money at that cost per barrel? Well the answer is, they can’t.
Encore une, issue du même article, citant cette source:
Even with crude prices above $100 a barrel, U.S. independent producers will spend $1.50 drilling this year for every dollar they get back from selling oil and gas and will carry debt that is twice as much as annual earnings, said Ryan Oatman, an energy analyst with SunTrust Robinson Humphrey Inc., an investment bank in Houston.

By contrast, the net debt of Exxon Mobil Corp., the world’s largest energy explorer by market value, is less than half of the cash earned from operations last year. The company will spend 68 cents for every dollar it gets back this year, according to company records and analyst forecasts compiled by Bloomberg.

So far, oil prices have been high enough to keep investors interested in the potential profits to be made in shale, Oatman said.

“There is a point at which investors become worried about debt levels and how that spending is going to be financed,” Oatman said. “How do you accelerate and drill without making investors worried about the balance sheet? That’s the key tension in this industry.”
Comment les investisseurs ont ils encore confiance ?
lock-out pending...

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 08 mai 2014, 13:42

Pétrole de schiste : une révolution ?

Par Les Echos | 05/05 Sylvain Berthelet analyste gérant chez SMA Gestion.

Une baisse des cours mondiaux du pétrole pourrait tuer dans l'oeuf l'essor des hydrocarbures non conventionnels et remettre l'Opep au centre du jeu.

Le 28 avril, Continental Resources, un producteur d'hydrocarbures non conventionnels dans la formation de Bakken (Dakota du Nord), annonçait triomphalement la production du milliardième baril de pétrole brut de son emblématique champ, « la plus importante découverte au monde depuis plus de quarante ans ». Cette annonce fait écho aux prévisions établissant l'indépendance énergétique prochaine des Etats-Unis vis-à-vis de l'Opep. La balance énergétique américaine s'est certes améliorée grâce à une production de brut en hausse d'environ 30 % en deux ans, mais il serait imprudent d'extrapoler. Les infrastructures d'exploitation et de transport sont coûteuses, et le taux de déclin des puits est très important. Tout cela débouche sur un coût du capital élevé pour des résultats souvent peu pérennes. Et tout est question d'interprétation. La découverte de pétrole dans le Bakken remonte à 1951 ! Mais l'exploitation n'était pas viable économiquement à l'époque. Il est donc plus prudent d'affirmer que c'est la hausse des cours qui a rendu l'exploitation non conventionnelle possible que de déclarer que cette activité serait une solution au problème de l'énergie chère.

Une baisse des cours mondiaux pourrait tuer dans l'oeuf cette « révolution » et remettre l'Opep au centre du jeu. Le retour à la pleine capacité de production et d'exportation de certains acteurs (Libye, Irak, Iran…) ou un ralentissement de la demande émergente pourraient ainsi conduire à quelques années de cours bas, ce qui fragiliserait nombre d'investissements récents outre-Atlantique et ailleurs. En fait, des solutions plus durables se mettent en place dans l'ombre. C'est par la variété de l'offre énergétique et, surtout, par une croissance moins énergivore que les Etats-Unis - et les autres grandes économies - continueront d'alléger le fardeau du coût de l'énergie.
http://www.lesechos.fr/entreprises-sect ... r=RSS-2007

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 23 mai 2014, 20:41

suite de ce post viewtopic.php?p=359799#p359799
Total confirme sa stratégie en Russie en s'associant avec Loukoïl dans le pétrole de schiste

Les Echos 23/05/2014

Malgré les tensions entre Moscou et Kiev, Total crée une co-entreprise avec le russe Loukoïl pour l'exploitation du pétrole de schiste en Sibérie. Il s'agit d'une des plus vastes réserves au monde.

Malgré les tensions en Ukraine, Total continue résolument d'investir en Russie . Vendredi, le groupe pétrolier français a annoncé avoir scellé sa co-entreprise avec le russe Loukoïl pour explorer et exploiter les réserves de pétrole de schiste en Sibérie occidentale. Les négociations, déjà évoquées au mois de mars par le "Financial Times", se seraient cependant tenues avant l'annexion de la Crimée par la Russie et les sanctions qui s'en sont suivies envers Moscou.

La joint-venture sera détenue à 49% par Total et 51% par Loukoïl. Le russe sera chargé d'évaluer "la faisabilité technique d'un développement des ressources potentielles en pétrole de schiste" du gisement de Bazhenov, a indiqué Total dans un communiqué. La première campagne de forages d'exploitation est prévue pour 2015. "Notre expertise internationale, conjuguée à l'expérience de Loukoïl dans la région, contribuera à un partenariat équilibré", a souligné Christophe de Margerie.

Une exploitation dès 2015

Pour le groupe pétrolier français, il s'agit de "conforter sa position dans les hydrocarbures non conventionnels , un domaine où le groupe a développé une expérience significative à travers ses différents projets", explique le PDG de Total. Le gisement de Bazhenov, que la co-entreprise pourra exploiter sur une superficie de 2.700 km2 dès 2015, fait partie des formations de pétrole de schiste les plus vastes et les plus prometteuses au monde.

Présent depuis plus de 20 ans en Russie, Total entend y poursuivre ses affaires, malgré le climat économique dégradé. Le pétrolier français, qui détient 17 % du capital de Novatek - le plus grand producteur de Russie -, s'est également associé à celui-ci dans le projet de gaz naturel liquéfié de Yamal, au côté du chinois CNPC. Un projet gigantesque à 27 milliards de dollars dont la production de GNL, qui doit démarrer en 2017, pourrait atteindre jusqu'à 15 millions de tonnes par an à moyen terme. Lors de la dernière assemblée générale de Total, Christophe de Margerie avait estimé que la crise ukrainienne n'affecterait que très faiblement ce projet crucial pour le groupe, malgré d'éventuels "problèmes de financement".

Préserver les intérêts des entreprises françaises en Russie

Le pétrolier français a toutefois mené campagne auprès du gouvernement français afin que celui-ci tienne un discours rassurant sur les relations économiques entre la France et la Russie, appelant à "prendre en compte l'intérêt des entreprises françaises", rapporte le "Wall Street Journal". Durant une visite au Mexique à la mi-avril, Christophe de Margerie a ainsi fait part de ses inquiétudes à François Hollande.

"La Russie est un pays stratégique pour Total", soulignait récemment Yves-Louis Darricarrère, le responsable de l'exploration et de la production pour le groupe. Total estime ainsi que la Russie deviendra le premier fournisseur de pétrole et de gaz d'ici 2020, tablant sur une production d'hydrocarbures de 400,000 barils d'équivalent pétrole par jour, soit le double du niveau actuel. Des réserves cruciales pour répondre à la demande grandissante des consommateurs asiatiques, toujours plus consommateurs d'énergie, et également, si besoin, pour approvisionner ses raffineries en Europe. Comme par le passé, Total fait fi des tensions politiques, privilégiant ses actifs stratégiques. Comme le répète Christophe de Margerie, il faut "aller là où se trouve le pétrole".
http://www.lesechos.fr/entreprises-sect ... 673374.php

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 09 juin 2014, 12:57

En rapport avec ce post du 03 Oct 2012 viewtopic.php?p=332038#p332038

La compagnie pétroliére Japex démarre un forage pour une production pilote de tight oil.
Ils en espèrent 600 b/j.
Japan enters a new stage of shale oil drilling

At 10:50 am on May 23, a drilling pipe was gradually and quietly spinning downward and reaching a depth of around 25 meters when I got on the platform of a 50-meter high drilling rig in search of shale oil.

The scene like this may not be too unusual in Texas but this was happening in Akita, about 600 km
north of Tokyo. That’s where Japan Petroleum Exploration started its horizontal drilling project just 80 minutes prior to my arrival on the platform.

Speaking to the media on a tour of its onshore Fukumezawa oil field on the border of Oga Peninsula in western Akita, Japex officials called the project both a demonstration of the technology and a chance to commercialize output from the Onnagawa tight formation.

“The purpose of this well is to verify horizontal well and multi-stage fracturing technologies,” Satoru Yokoi, geologist of Japex’s Japan-Onnagawa shale oil project team, said during a press briefing at the drilling site. “Of course, we are also looking into commercialization of our works here.”

Japex hopes its first horizontal shale oil drilling will lead to more unconventional oil output and replace that depleting conventional production. So far, Japex is the only Japanese upstream company that has undertaken shale oil drilling activities in the country. Prospects and potential for shale oil production in Japan are yet to be known, and there are no publicly available data.

Japan had 50.13 million barrels of recoverable reserves of crude in fiscal 2012-13 (April-March), according to the Japan Natural Gas Association data. In the same fiscal year, Japan produced 13,079 b/d of domestic crude, representing just 0.4% of its total imports of 3.63 million b/d, according to Ministry of Economy, Trade and Industry data.

.............
“As part of the demonstrative test, we are hoping to produce around 100 kl/d [629 b/d of crude] from the horizontal well and multi-fracturing,” Kiichiro Kodama, general manager of administration at Japex’s Akita district office, told Platts on the sidelines of the drilling site. Kodama said that the Fukumezawa oil field currently produces around 15 kl/d (94 b/d) of conventional crude.
..............
Image
http://blogs.platts.com/2014/05/29/japa ... -drilling/

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par Raminagrobis » 29 sept. 2014, 22:42

Pour ce donner une idée de l'impact sur l'économie.

voici le taux de croissance économique des états américains en 2012 (pas trouvé plus récent)

Image

Tiens, le North Dakota est, de loin, en tête.

Voici le taux de chomage des états américains :

Image

Tiens, le North Dakota a le plus faible 8-)

Image


voici la carte des états américains en fonction de l'équilibre de leur budget public :

Image

hoo, on retrouve le north Dakota parmis les cinq états à avoir des finances parfaitement saines !


Passons la frontière pour regarder les provinces canadiennes.

Image

hoooo, l'Alberta a la plus forte croissance.


Et le taux de chomage ?

Image

Au plancher en Alberta !



Et l'alberta est aussi la seule provinces à avoir de l'argent de coté, quant les autres ont des dettes :

Image



Bref, il serait dificile de nier qu'il y a un impact très fort de la production de pétrole non conventionnel sur l'économie.
Toujours moins.

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par tita » 19 mars 2015, 10:52

Les grandes compagnies pétrolières abandonnent (momentanément?) le développement du pétrole de schiste hors USA.
Non-U.S. Shales Prove Difficult to Crack
Exxon, Shell and others are pulling back from once-promising shale finds in Europe, Asia

By
Justin Scheckand
Selina Williams
March 18, 2015 11:20 p.m. ET


After spending more than five years and billions of dollars trying to re-create the U.S. shale boom overseas, some of the world’s biggest oil companies are starting to give up amid a world-wide collapse in crude prices.

Chevron Corp., Exxon Mobil Corp. and Royal Dutch Shell PLC have packed up nearly all of their hydraulic fracturing wildcatting in Europe, Russia and China. The reasons vary from sanctions in Russia, a ban in France, a moratorium in Germany and poor results in Poland to crude prices below what it can cost to produce a barrel of shale oil.

Chevron halted its last European fracking operations in February when it pulled out of Romania. Shell said it is cutting world-wide shale spending by 30% in places including Turkey, Ukraine and Argentina. Exxon has pulled out of Poland and Hungary, and its German fracking operations are on hold.

The result: Outside the U.S., where fracking has produced a historic glut of oil, only China, Argentina and Canada have commercial shale production, the U.S. Energy Information Administration says,though America holds less than 10% of the world’s estimated shale reserves. Europe, including Russia, and China alone have nearly triple the reserves of the U.S., according to the EIA.

“The pace of development outside North America is slower everywhere than people thought it would be,” Simon Henry, Shell’s chief financial officer, said in a recent interview.

A recovery in oil prices could change the equation, giving big companies more room to take risky bets on shale. And bright spots for shale prospectors outside North America still exist.

(..)

“The publicity is bad, but the reality is it’s going to be down to the smaller companies to prove the play, as they did in the U.S.,” says Oisín Fanning, the executive chairman of San Leon Energy PLC, a U.K.-listed explorer that announced a commercial gas discovery in Poland in February and expects its first sales in early 2016.

Fracking works by using water, sand and chemicals to fracture underground rock and hold the cracks open, allowing oil and gas trapped in the rocks to flow. Unlike the long-term projects that the world’s biggest oil companies specialize in, shale wells tend to have short lives, and developing a shale field requires drilling many holes over a short period.

The technology worked well for small producers in North America, but oil giants like Exxon and Shell, with their thick layers of management and slow drilling-approval processes, largely missed out on the profits there.

(..)

One problem the companies have faced is the high cost of shale drilling outside the U.S. when oil prices are low. Exploration wells in new areas require experimentation and lack the economies of scale in a more developed area. Wells in Poland and China can cost up to $25 million each, while American wells on average cost about $5 million, said Melissa Stark, lead author of a 2014 shale report by Accenture LLP.

(..)

Ms. Stark of Accenture said countries with strong national oil companies such as China, Argentina and Saudi Arabia were more likely to lead shale development outside the U.S. They have a mandate to extract their countries’ resources, government support, and lots of money.

“You need a player with deep pockets and who can be there for several years,” she said. State-run companies “are there for the long term so they can invest for the long-term.”
Source: http://www.wsj.com/articles/oil-giants- ... 1426735258

Le pétrole de schiste est trop cher en coûts de fonctionnement (nécessité de continuellement creuser de nouveaux puits) pour les grandes compagnies privées.

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 25 mai 2015, 11:57

Gazprom Neft fore un premier puits pour du pétrole de schiste sur le reservoir de Achinsk (région de Tomsk) qui est dans la formation de Bazhenov.
Prélevements effectués à 2600m de profondeur. C 'est encore expérimental.

Gazprom Neft drills first tight oil Achinsk field well in Russia

8th May 2015

The first exploratory well has been drilled at the Achinsk field (Tomsk Oblast, under development by Gazprom Neft subsidiary Gazpromneft-Vostok), part of a federal project to establish a regional testing ground to identify effective technologies for the development of hard-to-recover (tight) reserves.

Operations, financed by Gazprom Neft, are also aimed at conducting a study of the unconventional hydrocarbon reserves of the Bazhenov formation.

Sampled at a depth of around 2,600 metres, approximately 30 metres of core samples have been extracted from the Bazhenov formation and subsequently transferred to the All-Russian Research Geological Oil Institute (VNIGNI, the primary institute of the Federal Subsoil Resources Management Agency).

Analysis of the material obtained will allow further clarification of the structure of the Bazhenov formation, as well as delivering insights into the long-term prospects for production from these deposits, and the identification of optimum strategies for their development. Drill samples will also be studied by specialists from the Gazprom Neft Scientific and Research Centre.

The Bazhenov formation is a key source of unconventional hydrocarbon reserves. A specific geological stratum identified in the centre of Western Siberia, this rock formation runs to depths of 2,000–3,000 metres. While the stratum covers an area of approximately one million square kilometres, it is comparatively thin, with a thickness of only 10–40 metres. Optimistic estimates suggest that oil reserves of the Bazhenov formation could amount to as much as 100–170 billion tonnes. The development of these reserves in Russia is currently awaiting the selection of appropriate technologies for full-scale commercial production.

An agreement on the establishment of a testing ground for the development of technologies for the exploration and production of hard-to-recover reserves was signed in March 2014 between the Ministry of Natural Resources and Environment of the Russian Federation and the Administration of the Tomsk Oblast. The project is being implemented by the Tomsk association, the Research and Development Centre for Innovation in Subsoil Use, of which Gazprom Neft is a member.

Gazprom Neft is also actively involved in the investigation of the Bazhenov formation in other regions. The company is working on the selection of technologies for the development of these strata in the Yuzhno-Priobskoye and Krasnoleninsk fields (Khanty-Mansii Autonomous Okrug). The Gazprom Neft Scientific and Research Centre also partners another federal programme in this area, again directed at the further evaluation of the key characteristics of the Bazhenov formation and the identification of potential technologies for its development. This project is being implemented by the Engineering Centre of the Moscow Institute of Physics and Technology, this institution having won a competition held by the Ministry of Education and Science of the Russian Federation for the selection of academic developments of state significance under its “Priority Research Initiatives for the Development of the Russian Science and Technology Sector, 2014–2020” programme.
http://www.oilandgastechnology.net/upst ... ell-russia

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 27 mai 2015, 20:53

CNPC déclare avoir trouvé 100 millions de tonnes de tigth oil (dont seulement une faible % est récupérable) dans le champs de Changqing.
China's CNPC Makes 1st Tight Oil Find over 100M Tons

BEIJING, May 26 (Reuters)

Chinese state-owned energy giant China National Petroleum Corp (CNPC) has discovered more than 100 million tonnes of tight oil geological reserves in its Changqing field, a company-run newspaper said on Tuesday.

The discovery, located in the western province of Shaanxi, is the first Chinese tight oil find to surpass 100 million tonnes, the China Petroleum Daily said.

Technically recoverable reserves may be considerably lower. Tight oil production capacity in the Ordos basin, where Changqing is located, is more than 1 million tonnes, the paper said.

CNPC is Asia's largest oil producer and the parent of PetroChina Co Ltd. .

In the first quarter of 2015, Changqing produced 6 million tonnes of crude oil, or 487,600 barrels per day, according to the official Xinhua News Agency's China Oil, Gas & Petrochemicals (OGP) newsletter.
http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/1 ... _100M_Tons

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 31 mai 2015, 14:00

Et allez, encore des milliards de barils d' oil shale en place dans le Nord Canadien.
Ca pourrait être encore bien plus gros que les Bakken des tazus.
Peut être 7 milliards de barils récupérables.

Seul problème, il y a zéro infrastructures.

C'est pas complétement neuf, 14 licenses d' explorations avaient été concédées en 2010 à plusieurs compagnies, avec à la clé 628 millions de $ d' investissemenst à réaliser.

Mais ici, c' est la premiére fois que c' est rapporté.
Canada’s New Shale Oil Field Could Rival the Bakken

By PETER KRAUTH, Resource Specialist, Money Morning May 29, 2015

Canada's energy industry may be most famous for its world-class oil sands resources. But a new shale oil field could surpass the oil sands as Canada's largest untapped oil reserve.

In fact, it could even rival the massive Bakken shale of North Dakota in terms of recoverable oil.

This area lies north of British Columbia and east of the Yukon. It's the Northwest Territories.

Recent data from the National Energy Board (NEB) and the Northwest Territories Geological Survey shows that this area holds as much as 200 billion barrels of shale oil reserves. That compares to U.S. Geological Survey estimates that the Bakken shale formation will yield 4.3 billion barrels.

Not all of this Canadian oil is necessarily recoverable. But the Canol and Bluefish shales contain a total approaching 7 billion barrels of economically viable resources.

Here's a look at the vast potential of Canada's Northwest Territories…

A New Shale Oil Field with "Significant Potential"

Shale Oil FieldMajor oil companies have been exploring this area just 145 kilometers south of the Arctic Circle, known as the Mackenzie Plain, for some time.

Image

Major oil companies have been exploring this area just 145 kilometers south of the Arctic Circle, known as the Mackenzie Plain, for some time.

Oil producers such as Husky Energy Inc. , Imperial Oil Ltd., Royal Dutch Shell Plc., and ConocoPhillips have performed exploratory drilling in the Canol field.
A total of 14 exploration licenses have been granted with $628 million in work commitments dating back to 2010.


The Canol Field could hold as much as 145 billion barrels of oil. That's comparable to Texas' Permian basin, where about 3% of oil in place is currently being recovered by operators.

The Bluefish shale has yet to even be explored. It could hold up to 46 billion barrels.

David Ramsay, Minister of Industry, Tourism and Investment for the Government of the Northwest Territories, commented on the NEB data, saying, "This study confirms what we have known all along – that there is significant petroleum potential in the Sahtu."

Developing these fields could be a ways off, however. Some living in the territory as well as Greenpeace oppose fracking, claiming it could contaminate groundwater.

Perhaps an even larger obstacle to development is infrastructure. The area's remote location currently lacks such basic services as an all-weather road. A pipeline system to carry the recovered oil and gas to market will also need to be built eventually.

So now the big question: Can investors profit from this new Canadian shale oil field?
http://moneymorning.com/2015/05/29/cana ... he-bakken/


c'est la, vers le fleuve MackEnzie :

Image

source : http://www.mining.com/canadas-territori ... ken-field/

L' info ressort parce que le Canada’s National Energy Board (NEB) à sorti les conclusion d' une étude sur le sujet.
145 milliards de barils en place dans Canol Shale + 46 milliards de barils en place dans Bluefish Shale.

C 'est du ''en place'' , sachant que les techniques ne peuvent en récupérer que quelques %. Et bien sur il faut la fracturation hydraulique.
The central Northwest Territories is home to around 200 billion barrels of oil, according to a new assessment released on Friday.

Canada’s National Energy Board (NEB), working with the NWT’s Geological Survey, says the Canol Shale holds an estimated 145 billion barrels of oil, with the Bluefish Shale accounting for a further 46 billion barrels.

According to the NEB, this is scientists’ first real insight into the size of these reserves, located west of Great Bear Lake.

“The numbers are staggering,” David Ramsay, the territorial minister of industry, tourism and investment, told Moose FM.

“We’ve known there’s oil there but when you put numbers to it, those numbers are quite large and quite exciting for the Northwest Territories.

“This is a resource that we get to manage now, in looking at jobs and opportunities for the people of the Northwest Territories.”

Full announcement: NEB and NTGS assess Bluefish and Canol Shales

However, Ramsay noted that extracting any of the oil will require the use of hydraulic fracturing, or fracking.

Fracking remains a contentious issue in the NWT. The territorial government is proposing a new regulatory framework to govern the practice, but the Dene Nation, among others, has called for a slower approach so people can “learn about the process and the risks involved” before decisions are made.

“If there’s no hydraulic fracturing, those resources can’t be extracted,” admitted Ramsay.
...............
http://www.myyellowknifenow.com/5284/st ... -fracking/

Acuellement la région ressemble à ça :
Image
http://business.financialpost.com/news/ ... =efe7-71b9

par contre dans 20 ou 30 ans ....... :-&

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 31 mai 2015, 14:27

Davantages de détails ici sur un site officiel Canadien : https://www.aadnc-aandc.gc.ca/eng/13359 ... 5972853094

Map of the Central Mackenzie Valley Region

Image

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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par energy_isere » 04 juin 2015, 20:57

Gazprom envisage de produire du pétrole de schiste en 2018

04 Juin 2015 euronews

Gazprom Neft annonce que la production commerciale de pétrole de schiste démarrera en 2018 à partir de son puits d’exploration situé dans le bassin de Bajenov.

La branche pétrolière du géant gazier russe Gazprom précise qu’elle vise une production d’environ 40 000 barils par jour d’hydrocarbure de schiste, alors que le site de Bajenov pourrait contenir jusqu‘à 22 milliards de tonnes de pétrole de schiste selon le ministère russe de l’Energie.

Depuis septembre 2014, les sanctions occidentales contre la Russie visent les transferts de hautes technologies utilisées pour l’exploration ou la production de pétrole non conventionnels.
Gazprom, qui a acquis les techniques de fracturation hydraulique, entend ainsi poursuivre ses projets avec ou sans l’aide des occidentaux.

D’autant que le groupe russe a resserré ses liens avec Pékin.

Ce mardi, Gazprom a annoncé que la Chine avait amorcé la semaine dernière la construction d’un pipeline visant à exporter du gaz russe.

Ces travaux s’inscrivent dans le cadre de l’accord signé en mai 2014 entre la Chine et la Russie sur l’acheminement de 38 milliards de m3 de gaz par an durant 30 ans, via le gazoduc baptisé “Force de Sibérie”.
Ce pipeline devrait être fonctionnel en 2019.
http://fr.euronews.com/2015/06/02/gazpr ... e-en-2018/

nemo
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Re: Pétroles non conventionnels (tight Oil)

Message par nemo » 04 juin 2015, 21:21

Deuxième vie pour le pétrole russe avec le pétrole de schiste comme y a eu une 2éme vie pour le pétrole tazu? rendez vous dans 10 ans.
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