oleocene.org

SuperCarotte a écrit :

sceptique a écrit :On l'a dit et répété : quand la production s'effondre on ferme le puits et on en creuse un autre un peu plus loin. A ce rythme, vu les superficies gigantesques des champs, les USA peuvent tenir très longtemps.

A supposer que les formations soient uniformes et toutes aussi productives que les meilleures zones (qui a priori sont exploitées en premier).

Justement, pour le gaz, les formations sont uniformes sur de très grandes surfaces. Ceci a été largement vérifié aux USA sur de très nombreux forages. Il n'y a pas vraiment de "meilleures zones". La difficulté serait en fait en surface pour l'apport logistique, demandant plus ou moins d'investissements. Mais pas en profondeur au niveau géologique.

Sinon, Voir les posts détaillés de notre expert Philippe.

Remundo a écrit :Les US ont passé leur pic en 1970 non ? Y'en a ptêt qui s'en rappellent plus !

Le pic de pétrole conventionnel, dont acte. Et celà continue de se vérifier.
Mais dans le graphique ci-dessus on voit surtout la montée en puissance du non-conventionnel. Qui, lui, n'était pas prévu en 1970, et pour cause.

voui, avec du Nm^3 gaz convertis en liquide conventionnel avec un coefficient hyperoptimiste. On est encore dans l'esbrouffe mathématico-abstraite, doublée de perspectives de croissance largement hypothétiques de personnages en cravate. On connaissait déjà dans les banques, maintenant, l'AIE s'y met.

Il faut regarder les graphiques "tout-liquide" chez des gens sérieux, (dont Oléocène) du peak-oil et se rendre compte que les non-conventionnels sont dans l'épaisseur du trait. ça risque bien de durer.

CP3 a écrit :Cependant , depuis environ 1 an , la production de Gaz de schiste semble montrer une perte de regain .Ainsi , la déclaration de l' Aie parait au moment où après une forte hausse , la courbe de production entame un point d' inflexion . Pour cela , l' Aie ne se serait-elle pas empressé de faire cette déclaration avant une baisse ?

Mécanisme classique du marché. L'exploitation marche tellement bien que l'offre dépasse la demande d'où une baisse importante du prix. Du coup les producteurs lévent le pied. Et les prix et la production vont se stabiliser à un niveau d'équilibre un peu plus haut. Peut-être 4 à 6$ le MBTU (équivalent de 25 litres d'essence) au lieu de 2 ou 3$ actuellement. Pour mémoire en France on paye 5 fois plus le gaz importé.

Mais cela n'a rien à voir avec le potentiel de produciton.

CP3 a écrit :Ps : au sujet du taux de retour énergétique de l' extraction de Gaz de schiste , ce dernier est probablement bon ou très bon au début , puis chute rapidement ensuite . Ainsi ,au final , seul une minorité de puits serait rentable , le tout ,dilué dans une masse de puits non rentable . Cette exploitation serait donc sutout interessante pour les joueurs de casino .

Tu confonds avec le pétrole (comme le répète Philippe) : le gaz est réparti uniformément sur de vastes zones, les puits sont en ordre de grandeur tous équivalents. l'EROI est calculé par les exploitants sur l'ensemble de la durée de vie (courte par ailleurs) du puits. Et cela a été vérifié car de nombreux puits ont déjà été "au bout".
Dire "le taux de retour énergétique de l' extraction est probablement bon ou très bon au début , puis chute rapidement ensuite" n'a donc pas de sens pour cette exploitation des gaz de schiste. Tu as simplement transposé des faits bien connus pour l'exploitation pétrolière mais HS ici.

Remundo a écrit :voui, avec du Nm^3 gaz convertis en liquide conventionnel avec un coefficient hyperoptimiste. On est encore dans l'esbrouffe mathématico-abstraite, doublée de perspectives de croissance largement hypothétiques de personnages en cravate. On connaissait déjà dans les banques, maintenant, l'AIE s'y met.

Quelle est donc ton "équivalence" en Joules d'un Nm3 de méthane et d'un litre de pétrole ?

Remundo a écrit :Il faut regarder les graphiques "tout-liquide" chez des gens sérieux, (dont Oléocène) du peak-oil et se rendre compte que les non-conventionnels sont dans l'épaisseur du trait. ça risque bien de durer.

Le gaz non-conventionnel va bientôt dépasser le conventionnel aux USA (voir graphique ci dessus) : cela fait donc un trait particulièrement épais.

sceptique a écrit :Le gaz non-conventionnel va bientôt dépasser le conventionnel aux USA (voir graphique ci dessus)

Le pétrole non conventionnel va aussi dépasser le pétrole conventionnel, du moins durant une brève période. Le plus frappant dans ce graphique c'est le pic extrêmement rapide du pétrole non conventionnel. A l'échelle de l'histoire de la production pétrolière c'est un feu de paille.

Remundo a écrit :voui, avec du Nm^3 gaz convertis en liquide conventionnel avec un coefficient hyperoptimiste. On est encore dans l'esbrouffe mathématico-abstraite, doublée de perspectives de croissance largement hypothétiques de personnages en cravate. On connaissait déjà dans les banques, maintenant, l'AIE s'y met.

Il faut regarder les graphiques "tout-liquide" chez des gens sérieux, (dont Oléocène) du peak-oil et se rendre compte que les non-conventionnels sont dans l'épaisseur du trait. ça risque bien de durer.

Mais qu' est ce que tu racontes. dans ce graphe

on distingue bien la somme (pétrole conventionel + non conventionel) de la somme de (Gaz conventionel + non conventionel).
Il n'y a pas d' amalage du Gaz en pétrole. Du Gaz c' est du Gaz.Méme si on en exprime le contenu energétique en utilisant des barrel of oil equivalent. Ce sont les barres supérieures en violet et violet clair.

la seule chose ou il faut faire attention sont les condensats de Gaz qui sont bien des liquides et incorporé dans le ''pétrole'' (au sens de touts liquides). Ces condensats sont souvent appelé de façon erronée par la presse en Gaz liquéfié, ce qui fiche une confusion terrible chez le lecteur peu averti.

Pour ceux qui ont toujours pas compris le distingo, du Gaz liquéfié c' est du méthane rendu liquide à -161 °C, mais c' est utilisé sous forme gazeuse apres remise à T° ambiante. C 'est du GAZ.
Les condensats de GAZ ca n' est pas du méthane, mais des butanes et propanes essentiellement, qui sont compté dans Oils all liquids. Je suis bien OK que ca s' utilise pas tout à fait comme du pétrole, mais c' est ainsi comptabilisé.

On lit bien Petrole conventionel en rose + pétrole non conventionel en rouge = 10 millions de barils en 2020.
C' est ce qui est préssenté clairement.

Maintenant que vous n' y croyez pas, c' est un autre débat.
Je suis assez perplexe également sur ces projections.
Tout cela sera conditionné par la réalisation ou pas , des centaines de milliards de $ d' investissement qui seront necessaires aux USA pour tenir cet objectif. Et il n' y a pas que le cash qui intervient, mais aussi la logistique (transport des équipements, disponibilité des rigs de forage, infrastructure pour l'eau, oleoducs, personnels qualifiés, ....)

sceptique a écrit :Justement, pour le gaz, les formations sont uniformes sur de très grandes surfaces. Ceci a été largement vérifié aux USA sur de très nombreux forages. Il n'y a pas vraiment de "meilleures zones". La difficulté serait en fait en surface pour l'apport logistique, demandant plus ou moins d'investissements. Mais pas en profondeur au niveau géologique.

Sinon, Voir les posts détaillés de notre expert Philippe.

J'en mettrai pas ma main à couper.
Pour le gaz

All shale plays contract to a core area or “sweet spot”. In the case of the Haynesville Shale, the emerging core area represents about 110,000 acres or 5 townships (Figure 6). This is a map of estimated ultimate recovery. The hotter red and yellow colors represent the emerging core area. This area is less than 10% of the total play area in Louisiana that was promoted several years ago as the largest gas field in North America and the fourth largest gas field in the world.
Cliquer pour l'image

The Barnett Shale play has contracted similarly to two core areas (Figure 7). The Barnett was advertised as a 9 million-acre play that all held equal potential based on the manufacturing model. A year ago, Chesapeake CEO Aubrey McClendon told Bloomberg News (October, 2009), “There was a time you all were told that any of the 17 counties in the Barnett Shale play would be just as good as any other county. We found out there are about two or two and a half counties where you really want to be.”
Cliquer pour l'image

Pour le pétrole de bakken

There are also considerable variations in the productivity between plays within the same play and normally the areas with the best production potential (sweetest spots) become developed first (harvesting the lowest hanging fruit first etc.). The development of shale plays thus follows exactly the same pattern as developments of other petroleum basins.

Figure 13 shows a worrying development for newer wells in the Bakken formation. Productivity as expressed by total first 12 month production has shown steep declines for newer wells. The productivity was growing until the summer of 2010 where it reached a high. Since the summer of 2010 to the summer of 2011 average first year productivity for newer wells in Bakken declined around 25%!
Cliquer pour l'image

sceptique a écrit :

CP3 a écrit :Cependant , depuis environ 1 an , la production de Gaz de schiste semble montrer une perte de regain .Ainsi , la déclaration de l' Aie parait au moment où après une forte hausse , la courbe de production entame un point d' inflexion . Pour cela , l' Aie ne se serait-elle pas empressé de faire cette déclaration avant une baisse ?

Mécanisme classique du marché. L'exploitation marche tellement bien que l'offre dépasse la demande d'où une baisse importante du prix. Du coup les producteurs lévent le pied. Et les prix et la production vont se stabiliser à un niveau d'équilibre un peu plus haut. Peut-être 4 à 6$ le MBTU (équivalent de 25 litres d'essence) au lieu de 2 ou 3$ actuellement. Pour mémoire en France on paye 5 fois plus le gaz importé.

Mais cela n'a rien à voir avec le potentiel de produciton.

CP3 a écrit :Ps : au sujet du taux de retour énergétique de l' extraction de Gaz de schiste , ce dernier est probablement bon ou très bon au début , puis chute rapidement ensuite . Ainsi ,au final , seul une minorité de puits serait rentable , le tout ,dilué dans une masse de puits non rentable . Cette exploitation serait donc sutout interessante pour les joueurs de casino .

Tu confonds avec le pétrole (comme le répète Philippe) : le gaz est réparti uniformément sur de vastes zones, les puits sont en ordre de grandeur tous équivalents. l'EROI est calculé par les exploitants sur l'ensemble de la durée de vie (courte par ailleurs) du puits. Et cela a été vérifié car de nombreux puits ont déjà été "au bout".
Dire "le taux de retour énergétique de l' extraction est probablement bon ou très bon au début , puis chute rapidement ensuite" n'a donc pas de sens pour cette exploitation des gaz de schiste. Tu as simplement transposé des faits bien connus pour l'exploitation pétrolière mais HS ici.

De moi même , je ne suis pas trop au courant . Je n' ai fais que reprendre ce que disent de nombreux experts géologues à propos du gaz de schiste .
Cependant , j' imagine que lorsque l' extraction d' un puit chute , celui-ci devient certainement moins interressant .Ce ne serait pas l' etonnant que l' Eroi devienne négatif .

energy_isere a écrit :

Remundo a écrit :voui, avec du Nm^3 gaz convertis en liquide conventionnel avec un coefficient hyperoptimiste. On est encore dans l'esbrouffe mathématico-abstraite, doublée de perspectives de croissance largement hypothétiques de personnages en cravate. On connaissait déjà dans les banques, maintenant, l'AIE s'y met.

Il faut regarder les graphiques "tout-liquide" chez des gens sérieux, (dont Oléocène) du peak-oil et se rendre compte que les non-conventionnels sont dans l'épaisseur du trait. ça risque bien de durer.

Mais qu' est ce que tu racontes.

Je raconte la même chose en résumé que OilMan Blog le Monde

Un premier bémol : les projections de l'AIE, comme celles du département de l'Energie américain additionnent à la production de pétrole celle de gaz naturel liquide (en anglais NGL, pour Natural Gas Liquid). Les NGL, essentiellement du propane, ne peuvent pas, dans la plupart des cas, se substituer au pétrole. En particulier, un tiers seulement des NGL peuvent servir de carburant à un moteur. Si l'on exclut ces NGL, la production américaine de pétrole brut au sens strict n'atteint plus que 6,2 Mb/j, tandis que celle de l'Arabie Saoudite s'élève à 9,9 Mb/j. D'après Chris Nelder, un expert pétrolier américain indépendant, dire que la production américaine va bientôt égaler la production saoudienne "revient à dire qu'un café-crème contient autant de café qu'un expresso".

Bien lire cet article qui me semble pertinent dans son ensemble.

Remundo a écrit : Je raconte la même chose en résumé que OilMan Blog le Monde
Bien lire cet article qui me semble pertinent dans son ensemble.

OK j' ai relu. Il ne fait pas la confusion entre du GAZ et les condensats. Trés bien.

sauf qu'il ne faut pas dire "gaz naturel liquide" (GNL ou LNG en anglais), qui est du méthane liquéfié, mais "liquides (ou condensats) de gaz naturel" (NGL en anglais ou LGN), qui sont des hydrocarbures de faible masse molaire contenu comme vapeur dans le gaz naturel.

Ce dernier rapport de l'AIE s'apparente à de la propagande pure et simple.

Et de là à dire que cela sert aussi des intérêt à court terme vis à vis du gaz et pétrole de schiste aux US il n'y a qu'un pas (voir tous les articles mentionnant l'aspect bulle financière du gaz de schiste au US : c'est à dire rentabilité réelle masquée par afflux d'investissements, on sort au bon moment, les petits venus gonfler la bulle on s'en tape)

Et ce que pense Tad Patzek de ce "rapport" :
http://www.theoildrum.com/node/9619

Pour une fois, ils sont pas si terraplatistes que ça, ils voient un pic des liquides non conventionnels dès les années 2020, et un plateau du gaz non conventionnel commençant dans la même période.

Raminagrobis a écrit :Pour une fois, ils sont pas si terraplatistes que ça, ils voient un pic des liquides non conventionnels dès les années 2020, et un plateau du gaz non conventionnel commençant dans la même période.

Le moins terraplatiste était le 2010 je trouve (avec annonce pic conventionnel en 2006)

Ou peut être le 1998 (jamais vu) en v1 en tout cas :
http://petrole.blog.lemonde.fr/how-the- ... ts-mission

Et je n'ai pas lu le rapport de cette année entièrement, mais le message "rennaissance énergie US" encore accentué par la presse, est clairement tout sauf un boulot d'analystes de données minutieux.

Un interview de Fatih Birol sur "european energy review" :
http://www.europeanenergyreview.eu/site ... hp?id=3970
(besoin de créer un compte gratuit mais accessible)