Production pétrolière en Norvège

Environnement2100 · Message par **Environnement2100** » 04 oct. 2006, 01:20

Je pense qu'en l'occurrence tu mélanges les torchons et les serviettes, les pays totalitaires et les démocraties qui ont quelques comptes à rendre à leurs électeurs.

Il semble qu'il y ait beaucoup de gaz dans cette région, comme tu l'as signalé toi-même plus haut, et pas seulement côté russe.

A vue de nez, le gaz va retarder le Pic Hydrocarbures de 10 ans : il faudra bien qu'il vienne de quelque part.

Message par **Tiennel** » 04 oct. 2006, 09:00

Oui, il y a beaucoup de gaz, mais il est techniquement impossible de pouvoir maintenir une production aussi régulière sur 15 ans : il y a forcément des fluctuations, ne serait-ce qu'à cause de la superposition de l'extinction des champs actuels et leur remplacement attendu par ceux de la mer de Barents notamment.
A la rigueur, on met une ligne pointillée vers le moyen terme et, compte tenu des investissements en cours et des incertitudes sur l'exploration, on donne une fourchette avec un scénario médian.

Environnement2100 · Message par **Environnement2100** » 04 oct. 2006, 14:57

Je ne pense pas que cette production résulte d'un site unique, mais de la "mise en perce" de plusieurs sites déjà identifiés, et non encore exploités.

Il y a encore 30 ans, le gaz n'avait aucune valeur marchande, il était brûlé sur place ; il y a 20 ans, on a commencé à multiplier les gazoducs ; aujourd'hui, même Boston se demande si ça vaudrait pas le coup de se monter un terminal méthanier, signe des temps.

La relative maîtrise du transport méthanier, en plus de la cherté du pétrole, a fait beaucoup pour sa réussite économique ; je ne connais pas les détails, mais la mer de Barents a sans doute été explorée dans le passé, et considérée comme sans intérêt parce que... pleine de gaz. Les gisements de gaz ont des particularités qui font qu'un bon ingénieur est capable de les distinguer d'un gisement de liquide sans beaucoup de budget de recherche - sans creuser.

En ce qui concerne la régularité de la courbe, on peut effectivement sourire à cette distance. Cela dit, une fois qu'on a lancé des investissements dans cette zone, il est hors de question de ne pas produire : le pétrole coûte 1.5 USD/bbl à produire en Arabie Saoudite, 25 USD/bbl en Mer du Nord, pas loin de 40 USD/bbl dans cette zone. Personne ne monte quoi que ce soit à ce prix sans un plan de production solide et démontré. D'où des projections qui peuvent paraître lointaines, mais sans doute basées sur un dossier important.

Je serais tenté d'ajouter que simuler la production d'un champ de gaz sur 10 ans est autrement plus facile que pour du pétrole.

Le doc ci-dessous montre que les "Arabes aux yeux bleus", comme on les appelle dans le milieu du pétrole, n'ont commencé à développer cette zone que récemment. Ce doc est également intéressant sur un plan géostrat.

La Norvège a attribué, en 1980, le premier permis de production en mer de Barents, mais la
totalité de la mer méridionale de Barents n’a été formellement ouverte pour les opérations
pétrolières qu’en 1989. Jusqu'ici, un total de 41 permis de production a été attribué et plus de
60 puits d’exploration ont été forés dans ce secteur22.
Les estimations des ressources non encore découvertes indiquent qu’environ un milliard de
mètres cubes d'équivalents de pétrole restent à découvrir en mer de Barents méridionale, ce
qui représente environ un tiers de toutes les ressources non découvertes sur le plateau
continental, ainsi qu’autour des îles Lofoten.
Les nouvelles découvertes de gaz en mer de Barents sont prometteuses (ainsi qu’à Tromso et
dans le Finnmark, pour l’essentiel, sans doute dans les champs de Snohvit, Albatross et
Askeladd). Ces découvertes off shore exigeront un transport par pipeline vers, de préférence,
Haltenbanken23. De même, des réserves importantes existent, du côté russe, en mer de Kola.
La Russie a récemment annoncé qu’elle allait explorer de nouveaux gisements en mer de
Barents et sur terre, notamment celui de Shotokman.
Depuis décembre 2003, les secteurs de recherche ont été étendus à Bjornoya, Tromsoflaket,
ainsi qu’à des secteurs autour de la calotte polaire et sur la côte de Finnmark. En 2003, le
gouvernement norvégien a procédé à une réorganisation complète du système des licences,
avec un nouveau système d’attribution des permis de production (de janvier à octobre, tous les
ans). En décembre 2004, un permis de production a été attribué dans ce secteur aux
concessionnaires de Snohvit24.

http://www.ifri.org/files/ducastel.pdf

diogene · Message par **diogene** » 04 oct. 2006, 15:13

Environnement2100 a écrit :...Les gisements de gaz ont des particularités qui font qu'un bon ingénieur est capable de les distinguer d'un gisement de liquide sans beaucoup de budget de recherche - sans creuser...

Pas que je sache. On se creuse la tête pareil avec le gaz, les acquisitions sismique sont du même tonneau et ensuite la composition du gaz n'est connue qu'avec les forages.
On trouve encore du gaz et on en trouvera encore pendant quelques années. Il faut toutefois garder à l'esprit que sa qualité baisse, (taux de H2S, CO2) et que le EROEI diminue inexorablement.

Environnement2100 · Message par **Environnement2100** » 04 oct. 2006, 15:36

diogene a écrit :
Environnement2100 a écrit :...Les gisements de gaz ont des particularités qui font qu'un bon ingénieur est capable de les distinguer d'un gisement de liquide sans beaucoup de budget de recherche - sans creuser...
Pas que je sache. On se creuse la tête pareil avec le gaz, les acquisitions sismique sont du même tonneau et ensuite la composition du gaz n'est connue qu'avec les forages.
On trouve encore du gaz et on en trouvera encore pendant quelques années. Il faut toutefois garder à l'esprit que sa qualité baisse, (taux de H2S, CO2) et que le EROEI diminue inexorablement.

Que tu ne saches pas, je veux bien, mais cette distinction est pourtant assez élémentaire. Tu veux des explications ?

diogene · Message par **diogene** » 04 oct. 2006, 16:00

Monsieur le professeur E2100 est le bienvenu.
Je veux bien des explications, je ne suis pas expert mais je travaille tous les jours avec des experts en acquisition sismiques qui maitrisent les interprétations entre le gaz et le fluide.
J'attends les explications, je communiquerai la réponse, y'a pas d'lézard.

Devenson · Message par **Devenson** » 04 oct. 2006, 16:51

Si vous êtes spécialistes, cela m'intéresse !

Je cherche les valeurs EPR approchées du gaz naturel au niveau du consommateur final. Mes sources indiquent en moyenne de 8 à 10, mais dans une fouchette de 2 à 20 !

Quelle est en pratique l'EPR des gaz norvégiens et russes rendus en France par gazoduc ?

Même question pour le gaz naturel liquide livré par méthanier ?

Message par **phyvette** » 04 oct. 2006, 23:16

Messieux les spécialistes seraient bienvenus a faire une réponse compréhensible par le vulgus pécum , parce que même la question est incompréhensible , outre le fait qu'il s'agit de gaz.

Phyvette

Environnement2100 · Message par **Environnement2100** » 04 oct. 2006, 23:53

Devenson a écrit :Je cherche les valeurs EPR approchées du gaz naturel au niveau du consommateur final. Mes sources indiquent en moyenne de 8 à 10, mais dans une fouchette de 2 à 20 !

Quelle est en pratique l'EPR des gaz norvégiens et russes rendus en France par gazoduc ?

Même question pour le gaz naturel liquide livré par méthanier ?

Sans être spécialiste, je trouve plutôt des valeurs proches de 4. Tu en fais quoi de ton méthane, de l'électricité standard ?

Si tu inclus l'amortissement du gazoduc, je doute qu'il y ait une différence considérable entre gazoduc/méthanier.

Pour Phyvette qui fait semblant d'être dans le gaz, EPR : energy payback ratio, un doc simple qui explique pourquoi les US n'ont guère envie de ratifier Kyoto :
http://www.ofes.fusion.doe.gov/News/Soc ... tives2.ppt

Message par **phyvette** » 05 oct. 2006, 00:05

Environnement2100 a écrit : EPR : energy payback ratio, un doc simple qui explique pourquoi les US n'ont guère envie de ratifier Kyoto :
http://www.ofes.fusion.doe.gov/News/Soc ... tives2.ppt

Merci E2100 , tu n'aurais pas le même en français. I not speek englich to Cassandre .

Phyvette

Devenson · Message par **Devenson** » 05 oct. 2006, 00:32

phyvette a écrit :
Environnement2100 a écrit : EPR : energy payback ratio, un doc simple qui explique pourquoi les US n'ont guère envie de ratifier Kyoto :
http://www.ofes.fusion.doe.gov/News/Soc ... tives2.ppt
Merci E2100 , tu n'aurais pas le même en français. I not speek englich to Cassandre .

Phyvette

Désolé d'avoir utilisé un sigle barbare, de plus en anglais. L'EPR est le ratio de l'énergie obtenue sur l'énergie investie. C'est une mesure intéressante pour comparer différentes sources d'énergie. C'est bien expliqué sur cette page française du loup ( http://wolf.readinglitho.co.uk/francais ... nergy.html ) avec en plus une discussion sur la difficulté à trouver une traduction française de l'acronyme. Le loup en question n'est pas un acronyme (mais il est derrière la porte).

diogene · Message par **diogene** » 05 oct. 2006, 03:10

Puisqu'on cause de gaz, EPR (je prefere EROEI Energy Returned On Energy Invested), CO2, methane, etc...j'en profite pour preciser un point; certains champs produisent du gaz a 35% de CO2 equivalent (equivalent car les proportions de methane et autres gaz sont ramenees en proportion de CO2 pour simplifier). Ces 35% de CO2 sont separes du gaz et envoye dans l'atmosphere si le pays producteur n'a pas signe le protocole de Kyoto ou reinjecte dans les puits pour l'exemple de la Norvege (operation financee par l'Europe).
Dans le premier cas, on separe et envoie dans l'atmosphere, l'EROEI est meilleur, la pollution enorme car on reemettra du CO2 lors du brulage du gaz.
Dans le deuxieme cas, la Norvege par exemple, on limite la pollution au brulage du gaz mais l'EROEI est serieusement ecorne.

Message par **phyvette** » 05 oct. 2006, 20:16

Merci Devenson loup est trés clair.

Donc EPR ou EROEI =ERPEI (Energie Rendue Par Energie Investie )

Est ce comparable a " rendement du puits a la roue " ?

Est ce bien le 2ème principe de la thermodynamique ?

Il me semble que maîtriser ces données est fondamental pour comprendre les NRG . Non ?

Phyvette

Message par **energy_isere** » 05 oct. 2006, 20:33

phyvette a écrit :Merci Devenson loup est trés clair.

Donc EPR ou EROEI =ERPEI (Energie Rendue Par Energie Investie )

Est ce comparable a " rendement du puits a la roue " ?

Est ce bien le 2ème principe de la thermodynamique ?

Il me semble que maîtriser ces données est fondamental pour comprendre les NRG . Non ?

Phyvette

non, le EPR n'est pas le second principe de la thermodynamique !

Par exemple si un pétrolier investi l' équivalent energétique de 1 baril de pétrole pour en pomper et transporter 15 venant du fond du puit le EPR sera de 15.
Ca n'est qu' un indicateur économique.
Il n' y a pas eu "multiplication" par 15 de l'energie investie au sens thermodynamique !

Le pétrolier a fait que "voler" à la nature les 15 barils de pétrole que la nature avait fabriqué gratuitement à partir de l'energie solaire il y a quelques dizaines de millions d' années.

Au sens thermodynamique il a eu perte de 1 baril de pétrole dans cette opération, puisque de 15 barils sous terre + 1 en surface, = 16 barils en tout, il en est resté 16-1 = 15 disponibles en surface aprés l' opération.

l' energie du 1 baril disparu est parti au bout du compte en chaleur non récupérable.

Message par **phyvette** » 05 oct. 2006, 20:54

OK Energy

Mais EPR est bien un élément qui entre dans le calcul du " rendement du puits a la roue " ?

Le premier , suivis par toutes les conversion éventuelles successives , d'où découle le piètre rendement des PAC ?

Phyvette