oleocene.org

Cassandre a écrit :… en même temps, c'est pas quand t'es en poste que tu vas l'ouvrir !

Veulent pas prendre la porte tout de suite. C' est humain.

Difficile d'être plus clair

Réflexion étrange du Vendredi soir ...

je me base sur le maxi de production actuelle et je suppose que nous ayons depuis le début 200 ans de réserve . 85 Mb/j *150 l * 365*200 =9.3075E14 litres = 9.3075E11 mètres cubes .

si le pétrole est contenu sur une épaisseur de 10 mètres , ça fait grosso modo l'équivalent de la surperficie d'un carré de 305 km de coté . En imaginant maintenant cette superficie répartie aux 4 coins du globe je trouve que ça ne fait pas beaucoup .

Ca me choque, la production de l'Amérique du Nord stagne...A ne rien y comprendre.La dépletion de Cantarell et compagnie serait elle un mythe?A moins que le Canada ait de telles reserves pour compenser...

matthieu25 a écrit :Ca me choque, la production de l'Amérique du Nord stagne...A ne rien y comprendre.La dépletion de Cantarell et compagnie serait elle un mythe?A moins que le Canada ait de telles reserves pour compenser...

Cantarell ne chute que depuis moins de 5 ans...ce sont les production du gulfe du mexique et de l'Alaska qui ont permis de maintenir le niveau.

La production mexicaine a piqué en 2004 et la baisse n'a été que de 0,7MBJ jusqu'à début 2007. le déclin va s'accentuer là.

D'ici 2 ans tu risques de voir une nette baisse de la production d'américaine du nord sans doute de lordre de 1 à 2MBJ.

Donc on est d'accord, le graphique de Tiennel, c'est du bidon...

matthieu25 a écrit :Ca me choque, la production de l'Amérique du Nord stagne...A ne rien y comprendre.La dépletion de Cantarell et compagnie serait elle un mythe?A moins que le Canada ait de telles reserves pour compenser...

5 millions de barils en 2030 avec les sables bitumineux, c'est possible, non?
Enfin je pense pas que c'est compris dans son graphe étant donné que la prod actuelle y figure a 82 mbj. alors qu'elle est de 85 si l'on fait le total de tout.

matthieu25 a écrit :Donc on est d'accord, le graphique de Tiennel, c'est du bidon...

Disons que croire que la hausse de production canadienne va permettre d'annuler la baisse de production mexicaine et américaine est difficile à croire.

Dans un best case scenario on peut envisager un maintien sur 5 ans d'ici 2015 mais ensuite il y aura forcement chute de la production.

PEMEX prévoit qu'ils seront à sec d'ici 9 ans si mes souvenirs sont bons. Faut dire qu'ils ont exploités leurs puits comme des imbeciles.

Voila la production all liquids d'amerique du nord pour plusieurs années que j'ai calculé grossierement à partir de graphes de ASPO Netherlands (source IEA)

janvier 1975 : 12,9 MBJ
janvier 1990 : 14 MBJ
janvier 2002 : 14,7 MBJ
janvier 2005 : 14,4 MBJ
janvier 2007 : 14,3 MBJ

des reserves de 15 milliard de baril decouvert dans le golfe du mexique en 2006 ( champs de jacks 2). Ce qui devrait stabiliser la production americaine pour quelques années.

http://www.washingtonpost.com/wp-dyn/co ... 00275.html

peaknik a écrit :des reserves de 15 milliard de baril decouvert dans le golfe du mexique en 2006 ( champs de jacks 2). Ce qui devrait stabiliser la production americaine pour quelques années.

http://www.washingtonpost.com/wp-dyn/co ... 00275.html

Ce sont des réserves estimées, il faut voir le taux de récupération et les projets de mise en production prennent du retard. Le temps qu'ils se mettent en place, et si le Mexique finit bien à etre à sec d'ici 10 ans je ne suis pas sur que les nouvelles découvertes du golfe du mexique permettront de gonfler un fossé de près de 3MBJ pendant très longtemps.

A mon avis si la capacité de production d'amerique du nord se maintien après 2017, ce sera principalement grace aux biofuels.

Une reserve annoncée par definition est toujours reduite à la part recuperable d'un champs.

peaknik a écrit :Une reserve annoncée par definition est toujours reduite à la part recuperable d'un champs.

oui comme tu dis...par définition.

Suis pas si sûr. Le pessimisme en matiere de petrole commence à devenir fashion ces temps ci.
Meme dans le Monde c'est dire.

Pemex a quand même exploité Cantarell avec de l'injection d'azote, ce qui n'a pas souvent été fait ailleurs. I

l me paraît excessif de dire qu'ils ont exploité comme des imbéciles. Ils ont exploité comme on exploite en offshore. En effet, l'exploitation offshore ne se conçoit pas comme de l'exploitation à terre. La durée de vie est réduite du fait du caractère fortement corrosif de l'environnement marin. Les installations sont calculées pour une certaine durée de vie, mais qui ne peut pas être de l'ordre de 80 ans ou davantage comme à Kirkuk en Irak.

Philippe a écrit :Pemex a quand même exploité Cantarell avec de l'injection d'azote, ce qui n'a pas souvent été fait ailleurs. I

l me paraît excessif de dire qu'ils ont exploité comme des imbéciles. Ils ont exploité comme on exploite en offshore. En effet, l'exploitation offshore ne se conçoit pas comme de l'exploitation à terre. La durée de vie est réduite du fait du caractère fortement corrosif de l'environnement marin. Les installations sont calculées pour une certaine durée de vie, mais qui ne peut pas être de l'ordre de 80 ans ou davantage comme à Kirkuk en Irak.

Oui enfin je me comprends quand je dis " comme des imbéciles ".
L'offshore a ses contraintes mais le problème c'est que justement comme la plupart des champs ils ont abusé de la technologie et se retrouvent à présent avec des taux de déplétion qui dépassent les 10-15% alors que selon certains experts ce taux de déplétion aurait pu étre divisé quasiment par deux avec une extraction moins poussive...