oleocene.org

(par rapport au graphique de Rystad)

Graphique intéressant à part ça. Depuis 2 ans, l'augmentation de production non-OPEP était uniquement due aux USA et au Canada (dans une plus modeste part). Visiblement, ils s'attendent à une croissance du brésil (antésalifère) et de la Norvège.

Mais leurs chiffres pour les USA au premier et second trimestre 2019 sont faux (du moins par rapport à l'eia). J'ai les même chiffres qu'eux jusqu'au 4ème trimestre 2018, mais après j'obtiens une augmentation sur l'année de 1.5 Mb/j et non 1.8 Mb/j comme sur le graphique. Et je pense qu'au 3ème trimestre, ce sera en-dessous d'1Mb/j.

Du côté de la production de la Norvège, l'augmentation annuelle au second trimestre 2020 serait à 650 kb/j (selon leur graphique). Selon l'article d'energy_isere, Sverdrup devrait atteindre 440 kb/j l'été prochain. Et il y a encore la déplétion à prendre en compte.

Mais bon, ce sont des prédictions... J'imagine qu'ils prennent en compte d'autres développements et les efforts de la Norvège pour maintenir la production dans leurs autre champs.

Petit détail encore sur le champ Joan Sverdrup. Il été découvert en 2011, et son développement a donc pris 8 ans... C'est la plus grande découverte des 40 dernières années en Norvège (le 3ème plus grand champ pétrolier), et son pic de production est prévu pour 2022. Autant dire qu'après cette date la production Norvégienne va à nouveau poursuivre sa baisse après 10 années de stabilisation à 1.5 Mb/j. Les 13 autres champs qui ont reçu une approbation de production et sont en développement ne représentent que 64% des réserves de Joan Sverdrup.
Il n'y a pas de relève après Sverdrup... La Norvège a aussi beaucoup investi dans ses champs actifs, en particulier dans la période 2012-2014, ce qui explique la stabilisation. Mais ça touche à sa fin. La production avait diminué de 100kb/j en 2018, soit 6%.

https://www.norskpetroleum.no/

merci pour cette analyse documentée.
il semble que la Norvège ai réussi à enrayer de quelques années le destin qu'on lui prévoyait en 2016



mais toutes les nouvelles infos restent cohérentes avec la tendance

J'ai fais quelques recherches dans cet excellent site sur la production pétrolière Norvégienne, un exemple de transparence:
https://www.norskpetroleum.no

Tout d'abord statfjord, un des plus gros gisement pétrolier en Europe découvert en 1974 et exploité dès 1979...
https://www.norskpetroleum.no/en/facts/field/statfjord/
Le gisement contenait 5.2 milliards de barils et 3.6 milliards ont été récupéré. Après l'investissement initial, une phase de prolongement de vie a été réalisée ces 10 dernières années, permettant d'atteindre un taux de récupération de 70% du gisement, sans pour autant augmenter le taux d'extraction qui était à 30-40 kb/j. Il sera abandonné d'ici peu. On voit bien le pic du taux d'extraction (637 kb/j) suivi de son prolongement... Prolonger la vie d'un gisement reste cependant coûteux, et la hausse des prix entre 2008 et 2014 a fortement incité la Norvège à investir dans ce domaine. Auparavant, ils fermaient simplement les gisements sans recourir aux EOR Injection d'eau et de gaz pour maintenir la pression comme ce gisement a eu droit.

Ekofisk, un gisement découvert en 1969 et exploité dès 1972... L'un des plus ancien.
https://www.norskpetroleum.no/en/facts/field/ekofisk/
A l'origine, 3.46 milliards de barils de réserve récupérable dont il reste 460 millions. Il produit encore 100 kb/j 47 ans après ses débuts, toujours dans les meilleurs gisements. A l'origine, ils pensaient récupérer 17% des réserves par les techniques de l'époque, ce qui a créé un premier pic d'extraction à 280kb/j en 1976. En 1987, ils ont investi dans l'injection d'eau permettant ainsi d'accroître le taux de récupération à 50%, la production a atteint un nouveau pic en 2002 à 300 kb/j. Les investissements se sont poursuivis pour maintenir sa production, mais sa production diminue gentiment.

Troll, le plus gros gisement de gaz... et aussi un gros gisement de pétrole. Découvert en 1979 et démarré en 1995
https://www.norskpetroleum.no/en/facts/field/troll/
1.8 milliards de barils récupérables, et seulement 88 millions restants... Ce qui est surprenant puisque le gisement a produit 110 kb/j de pétrole en 2018. A ce rythme, il serait épuisé abruptement en 2 ans seulement. C'est aussi le plus gros investissement, €20 milliards, et ils prévoient d'encore injecter €4 milliards, mais c'est surtout pour le gaz naturel. Je suis curieux de voir comment la production du pétrole va évoluer d'ici 2 ans.

Snorre, gisement pétrolier découvert en 1979 et démarré en 1992.
https://www.norskpetroleum.no/en/facts/field/snorre/
2 milliards de barils récupérables et encore 580 millions restants, production à 92 kb/j. Le gisement a eu 2 phases de développement et n'a pas subit de forte baisse de production (236 kb/j à son pic). C'est dû à la structure complexe de son réservoir qui nécessite différentes approches. Une troisième phase est en cours et ils prévoient d'injecter du gaz pour améliorer la récupération.

Oseberg, découvert en 1979 et démarré en 1988
https://www.norskpetroleum.no/en/facts/field/oseberg/
2.5 milliards de barils récupérables, 110 millions restants, production à 44 kb/j pic en 1994 à 500 kb/j. Un réservoir plus classique, la production a directement démarré avec de l'injection de gaz et d'eau pour maintenir la pression. Le gisement approche de sa fin de vie.

Gullfaks, découvert en 1978 et démarré en 1987
https://www.norskpetroleum.no/en/facts/field/gullfaks/
2.4 milliards de barils récupérables, 100 millions restants, production à 46 kb/j, pic en 1994 à 530 kb/j. Encore un réservoir classique très similaire à Oseberg. Aussi en approche de fin de vie.

Tous ces gisements ont plus de 20 ans et ont été découverts dans les années 70. Ce sont les plus gros gisements de la mer du Nord. Ils ont encore, à part Statfjord, le plus haut taux d'extraction (Snorre, Ekfisk et Troll sont dans le top 4). Tous ces gisements seront épuisés d'ici 10 ans, les techniques d'EOR étant déjà appliquées sur tous.

Le reste, ce sont de petits gisements qui n'auront jamais la longévité de ces géants. La Norvège a réussi temporairement à enrayer son déclin en investissant dans ses vieux gisements, et désormais grâce à une superbe découverte de 2011. Ce ne sont pas les nouveaux gisements qui sont en mesure d'enrayer le déclin.

J'aurais tendance à parier que c'est une situation similaire ailleurs et qu'on a appliqué toutes les techniques possibles sur les gros gisements pour enrayer leur déclin dans la dernière décennie. Un truc que je n'ai pas, c'est l'évolution des réserves au fil du temps. Selon leurs données, le gisement Troll serait épuisé en pétrole en 2 ans... Mais les réserves restantes vont peut-être augmenter. Bref, un truc de plus à suivre pour moi.

tita a écrit : 06 sept. 2019, 20:41 J'ai fais quelques recherches dans cet excellent site sur la production pétrolière Norvégienne, un exemple de transparence:
https://www.norskpetroleum.no
...

sympa les analyses
ça promet du boulot pour les ferailleurs

Dans le lot, Ekofisk, a vraiment un profil atypique et illustre bien les investissements nécessaires au maintien de la production. et à ce rythme, Il a encore pour 12 ans de production dans le bide.

Ekofisk, un gisement découvert en 1969 et exploité dès 1972... L'un des plus ancien.
https://www.norskpetroleum.no/en/facts/field/ekofisk/
A l'origine, 3.46 milliards de barils de réserve récupérable dont il reste 460 millions. Il produit encore 100 kb/j 47 ans après ses débuts, toujours dans les meilleurs gisements. A l'origine, ils pensaient récupérer 17% des réserves par les techniques de l'époque, ce qui a créé un premier pic d'extraction à 280kb/j en 1976. En 1987, ils ont investi dans l'injection d'eau permettant ainsi d'accroître le taux de récupération à 50%, la production a atteint un nouveau pic en 2002 à 300 kb/j. Les investissements se sont poursuivis pour maintenir sa production, mais sa production diminue gentiment.

Merci pour le boulot tita ..vraiment intéressant de suivre tes post...

Non, le fonds souverain norvégien ne sort pas du pétrole

FRANCK STASSI Usine Nouvelle 04/10/2019

Après de multiples soubresauts, le fonds souverain norvégien sortira bien de son portefeuille des valeurs pétrolières. Mais pas toutes, et seulement pour des raisons de rentabilité de ses investissements. Une liste restreinte à 95 producteurs d’hydrocarbures, excluant les activités en aval, a été retenue.

Sortie du pétrole à géométrie très variable pour le fonds souverain norvégien – le plus important au monde, avec plus de 1000 milliards de dollars d’actifs. Le ministère norvégien des Finances a confirmé la sortie du fonds de 95 compagnies pétrolières, au sein desquelles la valeur des participations atteint 5,92 milliards de dollars. Mais ce désengagement ne concerne que l'amont strict de la filière.

Cette décision fait suite au souhait exprimé dès novembre 2017 par la banque centrale norvégienne, qui gère le fonds, de sortir des valeurs pétrolières et gazières (6% du portefeuille à l’époque) afin se prémunir des fortes variations des cours et d’un rendement moindre par rapport à d’autres actifs. Une commission gouvernementale avait conclu en octobre 2018 que les cessions de ces parts "ne constituent pas une assurance efficace contre une baisse permanente des prix du pétrole".

Une délibération au Parlement a finalement permis, début 2019, de classer les différents secteurs potentiellement concernés par une sortie du fonds. Les entreprises du secteur exploration et production ont été passées en revue, pour n’écarter in fine que celles mentionnées comme productrices de pétrole brut. Les compagnies visées pèsent 0,8% des actions détenues par le fonds souverain. Des entreprises plus diversifiées telles que BP, ExxonMobil ou Total pourront ainsi conserver leur place.

Un fonds très diversifié

Investi en actions, en obligations et en immobilier non-côté, le fonds souverain norvégien est présent dans 9158 entreprises réparties dans 73 pays. En avril 2019, il a doublé ses investissements dans les énergies renouvelables. Cette semaine, le fonds a acquis pour 613 millions d’euros un immeuble sur l’avenue des Champs-Elysées, à Paris, destiné à accueillir le siège français de Nike et son plus grand magasin en Europe.

https://www.usinenouvelle.com/editorial ... nt.N891259

En rouge les pétroliers que vendra le fond Norvégien :

Conoco, Oxy Among Norway Fund’s Divestment Targets

By Irina Slav - Oct 04, 2019

ConocoPhillips, Occidental Petroleum, and Devon Energy are on the list of exploration and production companies that Norway’s sovereign wealth fund will divest in a plan aimed at reducing its exposure to the highly volatile oil sector.

Bloomberg has listed all of the companies that the fund will exit, and these also include Pioneer Natural Resources, EOG Resources, Concho Resources, Marathon Oil Corp, and Apache Corp., as well as Chinese CNOOC, Japanese Inpex, Canadian Natural Resources, Diamondback Energy, Australian Santos and Woodside Petroleum, India’s ONGC, and Swedish Lundin.

The list effectively means Norway’s sovereign wealth fund will exit U.S. shale—a market that many others are eager to expand in. However, in this particular respect, the divestment is timely. Shale oil production growth has been slowing down, and overall U.S. production has been down, too, at a time when prices are once again on the slide, to which U.S. shale operators are more vulnerable than vertically integrated industry players.

Norway’s sovereign wealth fund, however, is keeping those in its portfolio. The fund first announced its divestment plans two years ago, sending shock waves through oil markets at a time when the industry had just started to get back on its feet after the 2014 oil price collapse.

At the time, the news sparked fear that other sovereign wealth funds could follow suit and exit the oil and gas industry, hurting it while it was trying to recover from another blow.

Eventually, the divestment was reduced substantially, possibly in recognition of the fact that first, pure-play oil stocks did not make up a huge part of the fund and second, some of these stocks brought in nice returns. Finally, the fund and the government settled for the divestment of only pure-play oil production companies, keeping the stakes in integrated Big Oil sector players.

As of last month, Norway’s holdings in crude oil producers, as classified by the fund’s benchmark index provider FTSE Russell, made up 0.8 percent of its equity benchmark index. The total value of the divestments is about $5.9 billion.

By Irina Slav for Oilprice.com

https://oilprice.com/Latest-Energy-News ... rgets.html

Suite de ce post du 5 sept 2019 http://www.oleocene.org/phpBB3/viewtopi ... 0#p2287324

Le gros projet Johan Sverdrup entre en service.

Johan Sverdrup Is On Stream In North Sea

Hart Energy Staff Sat, 10/05/2019




Equinor and the Johan Sverdrup partnership consisting of Lundin Norway, Petoro, Aker BP and Total, said Oct. 5 production has started from the giant field in the North Sea. The startup comes more than two months ahead of and NOK 40 billion (US$43.9 billion) below the original estimates for development and operation.

“Johan Sverdrup coming on stream is a momentous occasion for Equinor, our partners and suppliers,” said Eldar Sætre, president and CEO of Equinor, in a statement. “At peak, this field will account for around one third of all oil production in Norway and deliver very valuable barrels with record low emissions. Johan Sverdrup is expected to generate income from production of more than NOK 1400 billion (US153.9 billion) of which more than NOK 900 billion (US$98.9 billion) to the Norwegian state and society.”

Johan Sverdrup has expected recoverable reserves of 2.7 billion barrels of oil equivalent (Bboe) and the full field can produce up to 660,000 barrels of oil per day (bbl/d) at peak. Powered with electricity from shore, the field has record-low CO2 emissions of well-below 1 kg per barrel.

The breakeven price for the full-field development is less than US$20/bbl. After reaching plateau for the first phase, anticipated during the summer of 2020, expected operating costs are below US$2/bbl. The operator also expects cash flow from operations of around US$50/bbl in 2020, based on a real oil price of US$70/bbl, partly as a result of the phasing of tax payments in the ramp-up phase.

https://www.hartenergy.com/news/johan-s ... sea-183238

Vidéo de 3 mn sur le déroulement du projet Johan Sverdrup :

https://lemarin.ouest-france.fr/secteur ... production

En parcourant leur site, j'ai trouvé un champ intéressant, le YME.
https://www.norskpetroleum.no/en/facts/field/yme/

Et surtout l'aspect des investissements. C'est un petit réservoir, 114 millions de barils de réserve, dont 50 millions ont déjà été extraits. En 2001, le rendement était jugé insuffisant, et il a été arrêté. Pourtant, un nouveau développement a été approuvé en 2007. Malheureusement, ça a raté, la plateforme étant endommagée. Un nouveau développement a ensuite été approuvé en 2018.


Ce qu'on voit, c'est qu'ils avaient investi environ $200 millions (1 milliards de couronnes) dans la première phase, mais qu'ils ont investi $1.4 milliards pour le nouveau développement et comptent en ajouter $1 milliards de plus.

On se rend clairement compte du coup de l'effet de la hausse des prix du pétrole entre 2006 et 2015, et peut-être de l'inquiétude du pic pétrolier. On comprend aussi très vite, dans ce cas précis, que la rentabilité est très limite.

La Norvège a quelques autres projets qui devraient aboutir en 2020. Mais c'est très loin de la taille de Joan Sverdrup.

la vidéo du montage de la plateforme est impressionnante et donne envie d'en trouver d'autres plus détaillées.
C'est des sacrés mécano !

La plate-forme de forage qui pèse près de 22 000 tonnes a été transportée sur site en une fois par un immense navire de construction, le Pioneering Spirit, qui mesure 382 m de long et 124 m de large. (©Espen Rønnevik / Roar Lindefjeld / Equinor)

Top départ au projet d’éolien flottant pour l’industrie pétrolière

Publié le 14/10/2019 lemarin

Le projet d’Equinor d’une ferme d’éoliennes flottantes pour alimenter en électricité les cinq plateformes pétrolières des champs de Gullfaks et Snorre, en mer du Nord, entre dans le concret.



Le projet, ici en vue d’artiste, est composé de onze éoliennes flottantes destinées à alimenter en électricité cinq plateformes pétrolières. (Image : Equinor)

https://lemarin.ouest-france.fr/secteur ... lindustrie

Baisse des cours et dépréciations plongent Equinor dans le rouge au 3T

AFP parue le 24 oct. 2019

Le géant norvégien de l'énergie Equinor est passé au rouge au troisième trimestre, pénalisé par la faiblesse du prix des hydrocarbures, en particulier du gaz naturel, et de dépréciations d'actifs non-conventionnels en Amérique du Nord.

La perte nette s'établit à 1,1 milliard de dollars contre un bénéfice de 1,66 milliard à la même période de l'an dernier.

Elle inclut 2,79 milliards de dépréciations d'actifs, dont 2,24 milliards dans les hydrocarbures non-conventionnels en Amérique du Nord, pour tenir compte de la baisse des cours.

Référence sur le marché, le résultat d'exploitation ajusté, qui exclut ces éléments comptables, reste quant à lui solidement dans le vert, à 2,59 milliards de dollars, mais loin des hauteurs atteintes au troisième trimestre 2018 (4,84 milliards).

C'est aussi en deçà de ce qu'attendaient les analystes (2,69 milliards).

Ces chiffres reflètent une baisse de 22% du prix de chaque baril de pétrole vendu par le groupe au cours du trimestre et d'une chute encore plus prononcée du prix du gaz.

La production recule également de 8% sur un an, à 1,9 million de barils équivalent-pétrole par jour (Mbep/j). Face à la faiblesse des cours du gaz, Equinor a suspendu la production sur certains gisements en attendant des jours meilleurs.

Le chiffre d'affaires se contracte de 18,4%, à 15,61 milliards.

Le 5 octobre, après la clôture du trimestre, le groupe a démarré l'exploitation du gisement géant de Johan Sverdrup en mer du Nord.

Ce projet très juteux, dans lequel le français Total et le suédois Lundin sont des partenaires minoritaires, devrait représenter à terme un tiers de la production pétrolière totale de la Norvège, selon la compagnie.

Quelques semaines après sa mise en service, le champ produit déjà plus de 200.000 barils par jour, un chiffre qui devrait plus que tripler lorsque le pic de production sera atteint.

https://www.connaissancedesenergies.org ... -3t-191024

Quelques semaines après sa mise en service, le champ produit déjà plus de 200.000 barils par jour, un chiffre qui devrait plus que tripler lorsque le pic de production sera atteint.

En août, la production Norvégienne était de 1.36 Mb/j. Ces 200 kb/j devraient donc permettre à la Norvège de retrouver son niveau de production de 2017 à 1.6 Mb/j à partir d'octobre. Par la suite, l'augmentation de Johan Sverdrup devrait compenser le déclin d'autres puits, laissant la production stable jusqu'en 2022. Après, le déclin va probablement reprendre.