oleocene.org

Paulad a écrit : 24 mars 2019, 04:42 Je pense qu'il faut attendre aussi... là cest sûrement la répercussion de la baisse de fin d'année 2018... Et si c'est le cas on ne peut pas dire que ce soit un gros choc pour la production de schiste... je pense que dans les semaines à venir ça va remonter tranquillement. Par contre je ne pense pas que le barril va passer et reste sur les 60 $ tout de suite...

Tu as raison il est à 59.04$
https://oilprice.com/oil-price-charts/45

Ici une nouvelle analyse intéressante .

https://seekingalpha.com/article/425072 ... cles_title

Il semble qu' il y ait de plus en plus d' articles moins optimiste sur le futur de la product américaine .


https://www.rigzone.com/news/wire/shale ... 7-article/

.

quelqu'un aurait des chiffres sur l'évolution de la production du bassin permien avant 2015 ?
j'ai actuellement 2 infos que je n'arrive pas à correler entre le nombre de puits et le volume produit.

si tu lis la légende de l'axe vertical en petit, le 2e donne la production incrémentale depuis Avril 2015, il faut donc lui rajouter les chiffres d'avril 2015 (donc la somme donne la "base" en orange)

le site de l'EIA donne ça pour la production totale :

alain2908 a écrit : 02 avr. 2019, 06:45 quelqu'un aurait des chiffres sur l'évolution de la production du bassin permien avant 2015 ?

https://shaleprofile.com/2019/04/01/per ... mber-2018/

A noter que sur shaleprofile, il ne prend en considération que les forages horizontaux/directionnels. Ce qui fait que la production qu'il indique est plus faible que la production indiquée par l'eia, qui prend en compte une production conventionnelle.

GillesH38 a écrit : 02 avr. 2019, 07:57 si tu lis la légende de l'axe vertical en petit, le 2e donne la production incrémentale depuis Avril 2015, il faut donc lui rajouter les chiffres d'avril 2015 (donc la somme donne la "base" en orange)

merci, je n'avais pas fait attention à ce détail.
le graphique continue de me laisser pexplexe néanmoins.
si on est en valeur incrémentale depuis avril 2015, les courbes devraient toutes etre au niveau de la base à cette date.
je vais interroger l'auteur.

je pense qu'il a juste soustrait la production d'avril 2015 du permien, qui est effectivement à zéro à cette date.

cela serait possible mais ça ne correspond pas du tout aux ordres de grandeur que l'on voit dans le graphe de l'EIA que tu as donné.

oui tu as raison ça ne peut pas être ça. En fait chaque production devient nulle à un moment, mais qui n'est pas le même : il a donc du prendre comme ligne de base la production minimale de chaque bassin dans la période considérée, mais elle n'intervient pas toujours à la même date. Le total doit quand même etre correct.

Ton explication me parait la bonne mais j'avoue que cela donne une image assez trompeuse de la répartition de la production.
Et qu'il faut un petit entrainement pour l'interpréter sans erreur.

je continue mon exploration du Pemian.
si je l’interprète bien , Le rapport de l'EIA indique un débit par Puit 2 fois moins important que dans Eagle ford et Bakken.
https://www.eia.gov/petroleum/drilling/pdf/dpr-full.pdf

Y a t'il une différence de nature entre ces puits ou peut on en conclure que le Permian est à débit constant, beaucoup plus consommateur de capitaux que les autres champs ?

alain2908 a écrit : 11 avr. 2019, 14:24 Y a t'il une différence de nature entre ces puits ou peut on en conclure que le Permian est à débit constant, beaucoup plus consommateur de capitaux que les autres champs ?

Non, c'est juste que l'eia calcule des trucs farfelus. Dans le dpr, il y a un truc qui s'appelle "New-well oil production per rig". Sauf que le décompte des forages ne correspond pas à la mise en production de nouveaux puits (certains sont des DUC, drilled but uncompleted). Le décompte des DUC dans le bassin permien augmente énormément. Et il y a un décalage entre forages et

Ce qui n'est pas le cas d'Eagle Ford, où ça monte gentiment, et Bakken ou le décompte des DUC diminue.

On s'en rend compte si on regarde le "new-well oil production per rig" d'Eagle Ford, qui fait un pic mi-2016. C'est justement à ce moment que le nombre de DUC diminuait fortement... Ils mettaient en production plus de puits qu'ils n'en creusaient (rig count).

Perso, je ne comprends pas à quoi sert cette statistique... ça ne veut rien dire.

SCHLUMBERGER voit un ralentissement dans le pétrole de schiste US.

The Undeniable Signs Of A Shale Slowdown

By Nick Cunningham - Apr 18, 2019

The world’s largest oilfield services company said its earnings were hit in the first quarter because of a slowdown in shale drilling activity.

“First-quarter revenue of $7.9 billion declined 4% sequentially, reflecting the expected reduction in North America land activity and seasonally lower international activity in the Northern Hemisphere,” Schlumberger CEO Paal Kibsgaard said in a statement. Pricing for its services was “soft,” while fracking and other “drilling-related businesses” saw a dip in activity.
......

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

D' après le décompte de référence hebdomadaire ,le nombre de puits en activité de petrole de schiste a encore diminué au dernier pointage . Du coup ce nombre totale se situe désormais en dessous que celui observé à la même période l' année dernière .