Tight Oil USA

[mobar]

Si les français étaient propriétaires du sous sol des terrains qu'il achètent pendant 99 ans, et qu'ils aient le droit d'en disposer comme bon leur semble comme aux US, ce serait probablement différent

Tiens au fait, on pourrait faire un RIC pour savoir ce qu'ils en pensent

[GillesH38]

vu comment les projets de gaz de schistes au Larzac ont été accueillis en France, je pense que le résultat ne ferait aucun doute ...

[yvesT]

Ce que je ne comprends pas trop est que je croyais que la partie horizontale des forages, étaient de l'ordre de 2 ou 3 km, mais là les puits sont plutôt espacés de 500m..

Mais par contre je ne sais pas combien de forages horizontaux il y a par puits, et en étoile autour du puits ? dans une seule direction ?

Et puis il y aussi plusieurs couches différentes qui peuvent être atteintes, donc tous les puits ne visent peut-être pas la même couche.

Sinon un site bien foutu pour l'analyse du LTO :
https://shaleprofile.com/blog/
(la partie gratuite à travers le blog offre déjà pas mal), je ne sais plus si déjà mentionné ici ou pas.

Enfin ça fait quand même pas mal politique de la terre brulée cette affaire, et en plus l'EROEI est sans doute assez ridicule

[mobar]

vu comment les projets de gaz de schistes au Larzac ont été accueillis en France, je pense que le résultat ne ferait aucun doute ...

Lorsque le propriétaire du terrain est aussi propriétaire de ce qui se trouve dessous, c'est complètement différent en France contrairement aux US le propriétaire du terrain n'est pas propriétaire du sous -sol

[CP3]

https://www.resilience.org/stories/2019 ... nal-finds/

https://seekingalpha.com/article/423370 ... nticipated

https://seekingalpha.com/article/423391 ... -shale-oil

[energy_isere]

Chevron entend doubler sa production dans le Permien, de 338 000 b/j à 650 000 b/j d'ici 2022.
Ils possèdent de grandes surfaces depuis très longtemps.

Chevron Looks To Double Permian Production By 2022

By Tsvetana Paraskova - Jan 30, 2019,

Unlike many oil and gas firms who had given up some of their acreage in the Permian before the shale revolution, supermajor Chevron and its legacy companies have been sticking with the huge acreage position in the basin since the early 1920s.

A century later, Chevron—unlike many other companies—doesn’t need to spend crazy per-acreage money to get access to what is currently the most prolific U.S. oil field thanks to the shale drilling technology.

Chevron plans to double its production in the Permian by 2022 and is investing in growing production at high-return short-cycle projects.

It’s not by chance that the U.S. supermajor has held onto its Permian position—it was a deliberate decision, Chevron’s vice president of global exploration, Liz Schwarze, said at a Permian-focused conference in Texas last week.

“We always knew that there was more to give from the Permian, but we didn’t quite know how,” Schwarze told the conference, as carried by E&P.

Now Chevron is trying new completion techniques to get more out of the wells and optimize operations to get more returns on investment, according to the Chevron manager.

In the upstream business, the company is investing this year US$10.4 billion to sustain and grow currently producing assets, including US$3.6 billion in the Permian and US$1.6 billion in other shale and tight projects, Chevron said in its 2019 budget plans announcement in December.

“Our investments are anchored in high-return short-cycle projects, with more than two-thirds of spend projected to realize cash flow within two years,” chairman and CEO Michael K. Wirth said.

In the third quarter of 2018, Chevron reported its highest quarterly production ever as net oil-equivalent production of 2.96 million bpd rose 9 percent annually, thanks to the ramp-up of Wheatstone in Australia and a surge in production in the Permian.

“Permian shale and tight production in the third quarter was 338,000 barrels per day, representing an increase of 150,000 barrels per day. Let me say it again: this is up 80% relative to the same quarter last year. As many of you will realize, that’s the equivalent of adding a midsized Permian pure play E&P company in a matter of months,” Chevron’s Vice President and CFO Pat Yarrington said on the Q3 earnings call in early November.

Referring to concerns about limits in the takeaway capacity out of the Permian, Yarrington said that Chevron “feel very nicely covered for our position out of Midland on those elements for the next couple of years.”

Going forward, Chevron plans to boost its Permian unconventional production to 650,000 barrels of oil equivalent per day (boed) by the end of 2022, according to its 2019 Investor Presentation this month.

The supermajor will be relying on lower costs, higher realizations, and an increase in net acres to grow production and value in the Permian. Currently, Chevron has 2.2 million net mineral acres in the basin, of which more than 80 percent has no royalty or is low-royalty acreage. The company also boasted an approximately 40-percent decrease in development and production costs per barrel of oil equivalent between 2015 and 2017.

Chevron is set to update the market on its Permian production and possibly how much the lower oil prices late last year impacted Q4 earnings in its Q4 results release on Friday, February 1.
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https://oilprice.com/Energy/Energy-Gene ... -2022.html

[energy_isere]

Chesapeake Energy a racheté Wildhorse dans le tight oil de Eagle Ford et qui pèse 150 000 b/j equivalent pétrole.
Pour près de 4 milliards de dollars.

Chesapeake Energy Closes Nearly $4 Billion Acquisition Of Eagle Ford Producer Wildhorse.

February 1, 2019 - 8

Chesapeake Energy Corp. said Feb. 1 that it has completed its acquisition of WildHorse Resource Development Corp., creating an Eagle Ford oil producing powerhouse for Oklahoma City-based Chesapeake.

The acquisition, previously announced in late October, is worth nearly $4 billion in cash and stock and also includes the assumption of WildHorse's $930 million net debt.
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Pro forma, Chesapeake’s position in the Eagle Ford will grow to roughly 655,000 net acres with about 150,000 barrels of oil equivalent per day of production, about 60% oil. The company also expects the combination to help it save between $200 million and $280 million in annual costs.
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https://www.epmag.com/chesapeake-energy ... se-1730341

[energy_isere]

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Pour compléter :
https://www.desmogblog.com/2019/01/10/f ... et-journal

Voici un article qui va dans le sens des sweets spots déjà "trop" utilisés et des projections "extrêmement optimiste" des acteurs du milieu.

Article intéressant, merci.

Et au sujet de Pioneer Natural Resources cité (un gros acteur du Permien) , je vois que leur action chute depuis bien 10 mois.

https://www.google.com/search?q=pioneer ... e&ie=UTF-8

[tita]

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Pour compléter :
https://www.desmogblog.com/2019/01/10/f ... et-journal

Voici un article qui va dans le sens des sweets spots déjà "trop" utilisés et des projections "extrêmement optimiste" des acteurs du milieu.

Article intéressant, merci.

Et au sujet de Pioneer Natural Resources cité (un gros acteur du Permien) , je vois que leur action chute depuis bien 10 mois.

https://www.google.com/search?q=pioneer ... e&ie=UTF-8

Très bon article en effet. On peut facilement comparer avec les données de ce site:

https://shaleprofile.com/2019/02/04/eag ... ober-2018/

Dans le graphe "ultimate recovery", on peut sélectionner l'opérateur (Pioneer).


Les puits d'avant Q2 2016 n'atteindront jamais en moyenne les 300k barils. C'est un peu mieux après, mais il y a beaucoup moins de puits. Mais ça ne dépasse pas vraiment les 400k barils. Pioneer Natural Resource s'est presque essentiellement tourné vers le bassin Permien. Avec une production à 250 kb/j, c'est plutôt un acteur majeur.

[Paulad]

C'est quand même fou les USA

[GillesH38]

l'extraction du pétrole de schistes produit tellement de gaz naturel en surplus que les producteurs le vendent parfois à un prix négatif (ils paient pour qu'on les en débarrasse ! ), ou alors ils le torchent.

https://oilprice.com/Energy/Gas-Prices/ ... Texas.html

[Paulad]

Vers une fin des sweets spots dans le bassin d'Eagle Ford ?



Comme on peut le voir sur ce graph ci-dessus, le ratio eau/pétrole augmente de manière exponentielle! De début 2017 à fin 2018, le ratio est passé de 0.6 à 1.4 soit une augmentation de la consommation d'eau de 133 % en un peu moins d'un an !
On peut donc estimer que pour creuser de nouveaux puits, il faut de plus en plus d'eau, ce qui peut se traduire par + de roche à fracturer.



Quant à la productivité par puit pour un mois de production, elle semble être en chute libre (dernière mesure valable octobre 2018).

Quant au bakken, serait-il sur le même chemin ?




Le ratio eau/pétrole semble augmenter de manière linéaire depuis 2015.
La productivité / puit semble être sur un plateau.

L'eau étant nécessaire à la fracturation de la roche, on peut supposer que si l'eau augmente, les matériaux comme le sable ou les produits chimiques qui sont également nécessaire pour fracturer la roche augmentent également. Cela se traduira forcément par un coût plus cher du barril pour ces bassins.

Ces derniers représentent environ 13 % des puits totaux en février 2019 (eagle = 82 puits et bakken = 58 puits sur un total de 1050 puits) (pétrole et gaz confondu apparemment, je n'arrive pas à trouver les chiffres précis).

[Paulad]

N'hésitez pas à me dire ce que vous en pensez!

[mobar]

Même si le cout du million de baril/jour marginal qui permet de satisfaire la demande est supérieur au prix de vente des 99 autres millions de barils/jour, cela ne remet pas en cause tout le marché

Si un baril marginal coute 100$/bl à extraire, tu trouveras toujours un producteur qui a un cout de production de 10$/bl pour le financer, pour peu que ça lui permette de vendre ses barils à 70$ voire même 50$

Mieux vaut financer 1 million de baril déficitaires de 30% que de perdre 500% de bénéfice sur une production de 10 millions de barils

Capito?

[Paulad]

Loin de moi l'idée de remettre en cause tout le marché à travers cet exemple.
L'idée n'est pas de prendre cet exemple pour dire tout le système mondial pétrolier va s'effondrer mais d'avoir un exemple de modèle avec des signes avant coureur de pic pétrolier concernant la production de schiste.
Si la tendance se confirme, on pourra visualiser à quelle vitesse un bassin de schiste entre en récession, voir à quelle vitesse il "s'effondre" et en tirer des conclusions sur les modèles de prévisions de l'EIA qui donnent un plateau de pétrole jusqu'à au moins 2040 aux USA.
Idem, si l'effondrement est brutal et qu'elle entraîne des faillites dans le secteur, cela pourrait également donner matière à réfléchir aux investisseurs des autres bassins.
De même, tu prends volontairement l'échelle mondiale alors que rien qu'en prenant les USA, on passe de 100Millions de baril/jour à 10M de barril/jour, voir 5 ou 6M si on prends juste le pétrole de schiste. Donc à l'échelle du monde ce n'est peut-être rien, mais à l'échelle d'un pays si.