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MessagePublié: 11 Mai 2008, 11:31 
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MessagePublié: 11 Mai 2008, 13:53 
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Environnement2100 a écrit:
Les sables bitumineux, les Alsaciens les exploitaient il y a 250 ans, ça donne un peu le tournis.
Pour la petite histoire, Pechelbronn est situé physiquement à un jet de pierre de Soultz-sous-forêt, déjà cité dans ce forum.


J'ai même une source qui dit qu'ils ont exploité quelque goutte de pétrole (qui surnageait sur l'eau de certains puits) dès 1498 ! Ils s'en servaient pour graisser les roues chariots par exemple.

Ce qui a 250 ans, c'est la première fois qu'ils en ont distillé.

Les forets alsacienne contiennent des affleurement naturels de pétrole, que les sangliers connaissent depuis tyjrs (ils se roulaient dans le pétrole pr se débarasser des tiques et autres puces) :-)

Plus tard on a creusé des galleries pour aller chercher les nappes de sdables bitumeux situées à quelques mètres de profondeur (j'ai pas connaissance des détails géologiques, je suppose que c'est du pétrole qui fuyait de gisements plus profond et d'arrêtait en rencontrant une couche étanche), puis on a creusé des puits.

Bref c'est un peu la même histoire qu'en Pennsylvannie mais les américains ont un meilleur service presse que nous :-P .

Ce qui me donne le tournis moi c'est que c'est nappes de pétrole des forets alsaciennes sont complètement insignifiantes. si une compagnie trouve ça maintenant, elle dira même pas qu'elle a trouvé un gisement de pétrole, elle dira qu'elle a des "traces" de pétrole sur son forage et que c'est encourageant.

et ben ces nappes insignifiantes ont suffit à produire du pétrole pendant des siècles. La demande était quand même quelques ordres de grandeurs plus faible :mrgreen:

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 Sujet du message: Vietnam : un acteur futur
MessagePublié: 11 Mai 2008, 17:12 
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Le Vietnam

Un pays dont on ne parle jamais ici. Mais voilà pourquoi je pense qu'il va devenir significatif dans la géopolitique du pétrole.

D'abord c'est quand même un sacrément gros pays : 88 millions d'habitants, population qui contrairement à celle de la chine continue à croitre rapidement (1.3% par an, autant que la population mondiale). Son économie est en train de se développer très rapidement, suivant le même schéma général que la Chine, avec un taux de croissance similaire (dans les 9%). Comme en chine (mais avec des années d'écart) il apparait donc une classe moyenne urbaine, qui consomme.

La consommation de pétrole est pour l'instant très faible : 276 000 barrils/jours en 2007. Par habitant, c'est même pas un dixième de la consommatino Francaise. Mais la croissance est ahurissante : on (l'EIA) annonce 332 kb/j cette années, soit +20%. En valeur absolu c'est mineur (+60 kb/j, sur le marché mondial ça pèse pas bcp, la moitié d'alvheim, gisement norvégien qui rentre en service cette semaine), mais en pourcentage c'est une croissance encore bien plus rapide que la chine.

Le vietnam se préoccupe de son approvisionnement :
* Même si il produisent du brut, ils ont pas de raffinerie et importent donc les carburants. Le première raffinerie va bientôt ouvrir, la deuxième vient d'être mise en chantier, une troisième est prévue.
* Ils ont baissé la taxe à l'importation du pétrole, pour que les carbus importés soient moins chers.
* Ils agrandissent le terminal d'importation d'importation à Khanh Hoa.
* ils viennent de décider de passer les réserves d'essence et de distillatsà 10 jours de consommation contre 5 actuellement.

Bon, par contre, ils produisent du pétrole.

Le production est en grande partie tenue par la compagnie nationale pétrovietnam, mais il y a des partenariats avec des firmes internationales. Elle a commencé à l'extrême fin des années 80, plus d'un milliards de barrils ont déjà été extraits. Les gisements sont tous offshore, essentiellement dans le bassin de Cuu Long. C'est une province pétrolière absolument remarquable, car une partie des gisements sont logés non pas dans du sable ou des dolomites comme ailleurs, mais dans du granite !
Ce qui parait à priori impossible, car c'est une roche du socle cristallin, et s'explique par un gros fossé d'effondement, ou les roches sources se sont retrouvées à coté de strates de granite poreuses (car érodées, elles ont été à l'affleurement jadis) et le pétrole a migré obliquement. Cette caractéristique a d'ailleurs untemp été récupérée par les tenants du pétrole abiotique qui y voyaient la preuve de leur théorie.

La production décline depuis 2 ans, après avoir touché les 400 000 barrils/jour, en raison du déclin du plus grand gisement, Bach Ho. ce pétrole de haute qualité est essentiellement exporté vers le japon. Le déclin est il irréversible? Pas facile à dire, je ne sais pas si il reste un grand potentiel d'exploration. Mais les gisements offshore ont généralement tendance à s'épuiser assez vite. Les ghisements en développements représente selon l'inventaire de wikipedia 25 000 b/j cette année (pas de quoi compenser le déclin des champs existants), 100 000 l'an prochain (là la production devrait bien augmenter) et 65 000 en 2010.

Que le déclin final de la production soit proche ou pas, il parait clair qu'elle ne pourra pas suivre le rythme de la demande.

Clairement, celle ci va continuer à croitre très vite, et le pays va faire une irruption brutale sur la scène déjà passablement encombrée des pays qui cherchent à s'approvisionner en pétrole.

Je pense donc que PetroVietnam va, comme les compagnies chinoise, passer à l'international et jouer des épaules pour se faire des petites places dans les pays producteur. Pour l'instant, son implantation internationale est très limitée, quelques concessions en Malaysie (Exploration+Production, en partenariat, sur des gisements partagés à la frontière), Indonesie (Exploration seulement), Mongolie (exploration), Algérie (exploration) et, plus surprenant, Iraq (production seulement).

notons aussi qu'il ya un potentiel d'exploration dans la mer de chine méridionales mais avec un imbroglio incroyable de revendications superposées du vietnam, de la chine, de taiwan, de la malaysie, de l'indonésie...

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 Sujet du message: Re: Pétrole en mer du Nord
MessagePublié: 14 Mai 2008, 23:28 
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Les sources officielles tant brittaniques que norvégiennes montre qu'ils ont déjà épuise le plus gros de leur pétrole.

Pour la Norvègre:

http://www.npd.no/NR/rdonlyres/4E929265 ... ngelsk.pdf (attention c'est gros)

Les chiffres de la page 82, qui me semblent plutôt optimistes surtout en termes de découvertes futures, disent qu'ils oint déjà extrait 51% du total du pétrole brut. notons que c'est à fin 2006 faudrait donc ajouter un an de production, ça ferait à peu près 54% maintenant.
Les norvégiens parlent en metres cubes et pas en barrils, un mètre = 6.2 barrils.

C'est pour le total de la norvège, mer du nord, plus mer de norvège, et mer de barents (dans cette dernière, peu explorée, les réserves sont hypothétique). Pour le secteur norvégien de la mer du nord seul, c'est 60% qui sont partis (là aussi, en fin 2006).


Pour la grande bretagne, https://www.og.berr.gov.uk/information/ ... ble4_3.htm

Le graphe en bas de la page est très intéressant car il montre l'évolution des réserves au fil du temps. On voit que l'estimation du total (production passée + future) n'a que peu augmenté (environ 5%) depuis 10 ans, donc les progrès-techniques-qui-permettent-de-récupérer-plus-de-pétrole (vous le connaissez cet arguement là? :-P ) sont assez marginaux, tout comme les découvertes de nouveaux gisements (et ce, alors qu'ils forent de plus en plus de puits).
En prenant l'estimation "maximale" des réserves, 70% du pétrole est parti. notons que là aussi c'est pas la mer du nord strico censu, ça inclut les gisements à l'ouest des shetlands, les gisements de la manche, de la mer du nord, et l'onshore. Mais la grande majorité du pétrole brittanique est dans la mer du nord (j'ai pas de chiffre sous la main, je dirais 80-90%).

Et pour le gaz? Là la situation des deux pays est très différente !

Pour le royaume uni, 70% des réserves sont parties, comme pour le pétrole. Bref le gaz brittanique sera bientôt un chapitre des livres d'histoire.
La Norvège, de son coté, n'a mangé que 20% de ses réserves \:D/ - 25% si on exclu l'estimation des gisements futurs.


Quand au Danemark, il a passé son pic pétrolier en 2004. C'était l'avant dernier pays européen à pas avoir "piqué". Il en reste un.

Lequel? Ca peut surprendre : l'Italie !!

En effet, même si c'est un petit producteur (un peu plus de 100 000 barrils/jours) le pays n'a pas encore atteind son pic de production. Ils développent un nouveau champs qui produira 50 000 barrils/jours. Ils trouvent encore des nouveaux gisements. L'explication est géologique : le pétrole italien est très profond, très difficile à localiser (la géologie des apiennes est super compliquée) et à extraire. Du coup il a fallu attendre des progrès techniques pour pouvoir aller le cherche, et ça devient vraiment rentable maintenant. Le puits de pétrole le plus profond du monde, plus de 6000 mètres, est en italie (du moins ct vrai y'a 2 3 ans, le record a peut être été battu depuis)

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MessagePublié: 17 Mai 2008, 11:07 
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L'Arabie Saoudite

un gentil géologue nous donne des cartes aparemment exhaustives des gisements saoudiens, alors proffitons-en.

D'abord la zone jurassique, le saudi core.

http://www.gregcroft.com/area1indexmap.ivnu

A tout seigneur tout honneur, au centre de cette carte, Ghawar. Le boss de tous les boss. Estimé dans les années à 170 Milliards de barrils en place donc 60 récupérable. Ce chiffre était sous-estimé puisqu'il a déjà produit 60 milliards de barrils, en produit encore 2 milliards par an - ce qui implique qu'il doit exister encore 10 milliards strict minimum, je ne pense pas qu'un taux de déplétion de plus de 20% soit possible dans un gisement de cette taille. En tout cas, il fatigue, ils y injectent plein de flotte, ils creusent des centaines de nouveaux puits par an. On va compter 30 Gb restants (+50% de réserves utiles par rapport à l'estimation des années 70).

Juste au nord de Ghawar, Abqaiq. Le gisement "parfait" : pétrole d'excellante qualité, très facile à extraire. Il est aujourd'hui largement épuisé, pour le coup même l'aramco le reconnait. Des 12.5 Gb initiaux, il resterait quelques 3-4 Gb.

A cheval sur la côte Berri. Très fatigué, d'après Matt Simmons il sera bientôt converti à la production de gaz. Les esxtimations des années 70 parlaient de 15 Gb, il a été continuellement exploité, sa production n'est plus qu'une fraction de la valeur maximale historique, il me parait raisonnable de compte 3 Gb de réserves restantes.

Qatif et Abu Sa'fah : deux des gisements que les saoudiens ont maintenu en réserve pendant des décennies. Depuis fin 2004 ils ont été remis en service, produisant respectivement 500 et 300 kb/j, plus du gaz associé. Leurs réserves étaient annoncée à 8.4 et 6.1 Gb respectivement, en quatre ans ils auraient donc bouffé à peu près 7-8% des réserves initales. Ces deux-là ont donc encore un très bel avenir devant eux si on en croit ces chiffres et si y'a pas d'imprévus, pas de déclin à prévoir avant au moins 20-30 ans. donc ça nous ferait entre 13.5 restant ici, comptons 14.

A l'ouest de Berri, Khurinayah, Abu Hadriya, Fadhili. 7 Gb à eux trois. Ces trois "petits" gisements sont en train d'entrer en production ces jours-ci, ils sortiront collectivement 500 kb/j plus du GPL et du gaz naturel. Petits par rapport à d'autres gisements saoudiens, mais Khurinayah fait 4 Gb, soit un peu plus que Statfjord, le plus grand gisement d'Europe de l'Ouest.

A l'ouest de Ghawaqr, Khurais. Exploité par intermittance, il n'a jamais produit beaucoup, c'est apparemment un réservoir assez difficile à exploiter, dont les forages horizontaux pourraient avoir raison. Il devrait entrer en service l'an prochain pour 1.2 Mb/j. Curisueement, ils ont pas donné son chiffre de réserves séparément, ils parlent de 41 Gb pour Khurais plus Manifa, alors que ces gisements ne sont pas voisins et ne sont pas développés ensemble, donc pas de raison particulière pour les additionner. Le chiffre de production de 1.2 Mb/j incut deux autres gisements voisins : Mazalij et Abu Jifan . Sont-ils aussi inclut dans le chiffre de réserves? allez savoir :(
Qirdi serait au denrnière nouvelle devenu la pointe sud de Khurais, ce serait en fait le même accumulation, il est donc probablement inclu dans la production comme dans les réserves.

Manifa, donc, encore un gisement cotier. On parle de 11 Gb dans certain sources, ça donnerait donc 30 pour Khurais, mais allez savoir si les chiffres sont bons. encore un gisement connu de longue date (1951) mais pratiquement jamais exploité. Il pourrait produire un million de barrils/jour à partir de 2011. Mais son pétrole est de très mauvaise qualité, chargé comme une mule de soufre, de vanadium, de mercure. Il y aura deux solutions : soit le vendre à des raffineries top-moumoutes qui se serait équipées d'équippements très high-tech pour savoir le débarasser de tous ces polluants, soit le vendre à des pays en développements pas trop regardants sur la pollution...

Mais cette source ne donne que 9 Gb pour Khurais.

Harmaliyah, à l'est de ghawar, a été aussi exploité par moment, essentiellement parce que la pression y montait à cause de l'injection d'eau dans ghawar (ils sont le même aqsuifère). Une analyse sur ce gisement ici. Selon cette source, pas plus de 2 Gb ici.

Le petit Dammam a aparemment été exploité contiment depuis 1938, il doit pas rester grand-chose.

peu d'infos sur la dizaine de gisements du nord-ouest de cette carte, a part quelques estimations anciennes (pré-nationalisation) dans la source de tout à l'heure. Pour rimthan, deux chiffres, 0.6 et 1.3 Gb, super, du simple au double.

pour les gisements offshore autres que ceux déjà cités, c'est pareil. Pour Karan, un chiffres de 0.01 Mb, incroyablement bas. 0.5 Gb pour janan, je suppose que c'est le même que le Jana de la carte (question de transcription de l'arabe).


Passons à ce que notres géologue appelle la zone 2, les gisements du crétacé :
http://www.gregcroft.com/area3map.ivnu
On a surtout l'iraq, l'iran et le koweit ici, mais un petit nout d'arabie saoudite.

Safaniyah (avec ou sans "h" à la fin selno l'humeur du traducteur) est un géant, le plus grand gisement offshore du monde. Les réserves initiales, incluant Khafji (le même gisement, c'est juste le nom donné à la partie dans la zone neutre), vont de 20 à 40 gb selon les estimations. Il est exploité depuis longtemps, rarement à pleine capacité, car il a toujours contenu l'essentiel de la fmaeuse "réserve de la capacité de production" saoudienne. Il a production jusqu'à 2 Mb/j. Son pétrole est de mauvaise qualité, mais pas autant que Manifa. Une source de 2001 parle de 15 Gb de réserve restante, mais le gisement a produit bcp en 7 ans. Le gisement est fatigué, la pression a diminué, des derricks y forent de nouveauvx puits en permanance. L'aspo ne donne que 3Gb de réserves restantes, l'aramco donne 3 fois plus au moins. Comptons 5 Gb, au petit bonheur.

Pour Zuluf , autre gisement offshore de pétrole lourd, c'est pire que tout, même parmi les sources "piquistes" on va de 6 à 14 Gb de réserves ultimes. Marjan ne vaut pas mieux. On va donne 5 Gb de réserves restantes à ces deux-là en suivant Hans Jud mais faut pas se faire trop d'illusions sur la valeur de ce chiffre :(

pour Lawnah (le même que lawhah je suppose), une estimation ancienne donne 1.2Gb. Il a été trouvé env 1975, ce qui en fait le plus récent des grands gisements saoudiens.


Pour cette dernière zone : http://www.gregcroft.com/area4indexmap.ivnu
Ce sera vite fait;

Pour shaybay on peut croire le chiffre officiel de 18 Gb de réserves initiales, les sources sont assez cohérentes. ils en sortent un demi million de barrils/jours depuis 1998, sont 10% des réserves sont parties, reste 16.2 (arrondis à 16, ce serait vraiment se foutre du monde de prétendre qu'on est à la décimale).

Pas moyen de trouver le moindre chiffre sur Ramlah.


Enfin le groupe d'Hawtah, absent des cartes (plus vers le centre du pays), ferait 2 Gb


La production cumulée saoudienne est d'un peu plus de 100 Gb, dont environ 60 à Ghawar, 13 à Safaniyah, 11 à Abqaiq, 5 à Zuluf, ce qui ne laisse guère qu'une qu'une dizaine de Gb venant de tous les autres gisements !

Si on somme toutes ces estmations grossières, en prenant à la lettre l'Aramco pour Manifa et Khurais (alors que bcp de sources donnent bien moins que les 41 Gb), on azrrive à 30+4+3+14+7+41+2+1+5+5+1+16+2 = 131 Gb. Soit 50% de l'estimation officielle des réserves rapportées à l'OPEP. Il faudrait donc trouver 130 Gb de plus dans les nombreux petits gisements sur lesquels on a pas d'info et en sous évalution des chiffres ci-dessus.

En revanche, si on suit l'aspo pour supposer que les 100 Gb de production passée sont inclus dans les "réserves", ça fait 30 Gb pour les petits gisements, ce qui parait beaucoup plus réaliste.

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MessagePublié: 09 Juin 2008, 18:23 
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La Pennsylvannie

A atteind son pic de production en 1891, 32 ans seulement après le premier puits foré par Edwin Drake. A cette époque ils produisaient quelques 90 000 barrils/jours. La production a commencé à décliner, mais a connu un 2e pic plus bas en 1937.

Mais 117 ans après le pic, cet état produit encore du pétrole :-)

Dernier chiffre disponible: 292 000 barrils en janvier 2008. 9400 barrils/jours.
Pour celà, ils exploitent quelques 15000 puits. Ca fait donc environ 0.7 barrils par jour par puits.
L'arabie saoudite produit 1000 fois plus avec presque 10 fois moins de puits, il y a donc 4 ordres de grandeur de différence pour la production par puits :lol:
Certains puits produisent depuis plus de 100 ans.

Comme quoi le "dernier barril" est une vue de l'esprit.

Pour ceux qui auiment l'archéologie : http://www.oil150.com/about-oil/early-c ... roduction/

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MessagePublié: 22 Août 2008, 17:30 
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La russie

Et voila je sais pas si quelqun la poster mais la russie à atteint son pic en 2007 :-({|=

Il est possible que ça remonte un peu transitoirement pendant un an ou deux.

Voici ce que j'en disais sur un autre forum

De janvier à Juillet, la production russe de pétrole s'est légèrement tassé (-1.1% en juillet). Ce n'est pas un décision politique : la preuve en est qu'ils viennent d'alléger le régime fiscal appliqué aux productions pour aider à relancer la production. Ce régime fiscal est certes plus lourd que dans la plupart des pays producteurs, mais il est le même quand des les années 99-2004 ou la production s'envolait et où les prix étaient bien plus bas. D'autre part, la demande intérieure est en hausse. Par exemple, les ventes de voitures sont florissantes en Russie, Celà fait plusieurs années que les constructeurs s'y précipitent.

Le cumul d'un léger déclin de la production et d'une hausse de la demande explique cette baisse nette (5.3%) des exportations. (de source officielle, ministère russe du développement économique).

Un petit rappel historique s'impose. D'abord, une vue générale des régions productrice d'ex-URSS (j'ai fait cette carte pour wikipedia) :
http://fr.wikipedia.org/wiki/Image:Petr ... map-fr.svg

Géologiquement :
* Les bassins de Russie d'Europe, du Kazakhstan et d'Ukraine (Volga- oural, Timan Péchora, Nord Caspienne, Pripyat, Donets) ont des roches sources très anciennes, de l'ère primaire (âge Dévonien), essentiellement d'origine marine.
* la Sibérie Occidentale a des roches sources jurassiques avec des vrais morceaux de dinosaure entier dedans (même pas vrai, c'est surtout des algues). Il y a aussi des riches sources crétacées mais elles sont globalement immatures.


La production russe est très ancienne. La Région de Bakou (certes en Azerbaijan, mais à l'époque sujet de l'empire russe) fut l'une des toutes premières provinces pétrolière du monde. Si l'état soviétique délaissa un temps le pétrole au profit du charbon, la tendance
s'inversa sous Staline. pour l'anecdote, notons que la Tchétchénie dut un temps la plus importante province pétrolière. En 1942 fut découvert romashkino dans le Tatarstan, qui contribua à l'effort de guerre. Le gros décollage de la production soviétique commença dans les années 60, avec l'ouverture de l'énorme plate-forme de Sibérie Occidentale.
Cette région, dont le GOR (ratio gaz/pétrole) augmente vers le nord, est une des plus importantes de la planète, devant la Mer du Nord. Le gisement de Samotlor, avec près de 30 milliards de barrils de production ultime, y fut trouvé en 1968, c'est l'un des derniers
"super géants" de la planète.

Dans les années 80, la production soviétique a atteind le chiffre de 12.5 Mb/j, le chiffre le plus élevé jamais obtenu par un seul pays (incidemment, extrêmement proche du chiffre record de production américaine en 1971). environ 1 Mb/j était hors de Russie (Azerbaijan,
Ukraine, Kazakhstan...). 3 Mb/j venaient de Samotlor à lui seul, mais il était fortement surexploité, ce qui dégrada le réservoir et provoqua un effondrement rapide de la production, qui, cumulé à la forte baisse des cours du pétrole (précisément provoquée par l'Arabie
saoudite comme arme antisoviétique), contribua à l'écroulement de l'URSS.


Après 1991, l'industrie pétrolière russe se désagrégea quasiment, la production tomba de près de 50%. Cette chute aurait largement suffit à provoquer un choc pétrolier mondial si elle n'avait pas été compensée par une chute parallèle de la consommation russe. Après une période de stabilité à 6Mb/j de 1994 à 99, la production commença un rebond spectaculaire qui pris tout le monde par surprise, et ce malgrès un cours du pétrole très bas. En effet, après la privatisation de l'industrie pétrolière, les capitaux ont afflué, d'autant que le rouble était très bas, et toutes les techniques occidentales sont arrivées dans les gisements russes :
puits horizontaux, puits sous balancés, injection multiphase, pompes électriques immergées, etc, etc. Si ces techniques peuvent parfois améliorer légèrement le taux de récupération (donc la quantité de pétrole finalement extractible d'un gisement), elles ont surtout pour
effet d'épuiser les réserves beaucoup plus vite !

C'est de cette façon que fut obtenu le rebond de production. Presque aucun nouveau gisement ne fut mis en service. Les seules exceptions étant les gisements de Sakhaline, et le super-géant de priobskoye en Sibérie occidentale, mais ces exceptions sont récentes (après 2003) et les gisements en question étaient connus de longue date bien qu'inexploités. L'exploration n'a timidement recommencé que depuis une paire d'années.

La production passa à 6.5 Mb/j, en 2000, 6.9 en 2001, la hausse fut très rapide jusqu'en 2004 (8.8) puis s'est ralenti, pour culminer à 9.4 en 2007 (ces chiffres incluent les condensats mais par les C3-C4 extraits du gaz naturel). Ainsi la production de Samotlor, qui était tombé à 450 000 b/j, fut doublée grace à 4500 forages horizontaux creusés par Halliburton.


Ajourd'hui, le prix de la surproduction commence à se payer. Sur les 9 premiers gisements en terme de production journalière, 6 sont anciens, avec plus de 60% de leurs réserves originelles épuisées, et ont une production sous amphétamines - càd boostée par les innovations
techniques citées plus haut.

A court terme (jusque 2011 inclut), la production va augmenter en diverses endroits :
* Le gisement de Vankor qui doit entrer en production d'ici 6 mois devrait atteindre progressivement les 420 000 barrils/jours Lui non plus n'est pas une découverte nouvelle, il est connu depuis 1988, il a entre 1.5 et 2.5 milliards de barrils de réserves selon rosneft.
* Priobskoïe (3e gisement en terme de production journalière) est encore en grande partie non développé, sa production continue à augmenter, on peut en attendre environ 100 000 b/j de plus chaque année.
* Yuzhno-Khylchuyuskoïe (ouf!) doit produire 150 000 b/j
* Prirazlomnoïe en mer de Barents, pour 130 000 b/j, sera mis en service par tranches de 2011 à 2013.
* Environ 100 000 b/j de plus sont attendus rapidement dans le bloc Sakhaline II.
* Un grand nombre de gisements moindres.


On peut donc estimer que dans les 3 ans et demi qui viennent, les nouvelles productions se situeront aux alentours de 1.2-1.3 Mb/j. Mais en parallèle, de forts déclins sont indévitables dans les vieux mammouths (Samotlor, Fedorovo-Surgutskoïe, Ramoshkino, Mamontovskoïe,
Pokachevsko-Uryevskoïe, Sugmutskoïe) et dans des centaines de gisements petits à moyens. Faute de données plus précises, on peut s'attendre à une production totale à peu près stable dans les 3 années qui viennent. D'autre part, la croissance économique du pays est assez forte, et le prix des carburants y est bas : la consommation intérieure va donc continuer à augmenter, se traduisant par un déclin sensible des exportations.

A plus long terme, la situation est difficile à évaluer, faute de données précises. Les gains de production se feront progressivement non plus en sibérie Occidentale, mais en Sibérie Orientale, à Sakhaline (les blocs III à VI), au Kamchatka, dans l'océan Arctique etc. Il existe des potentiels d'exploration en diverses endroits, comme le bassin de Vilyuy au coeur de la sibérie (roches sources permiennes), le Kamchatka où une découverte importante a été annoncée récemment (je n'en connait pas les caractéristiques géologiques) et surtout les extensions offshore artiques des différents bassins. Mais globalement le potentiel concerne beaucoup plus le gaz que le pétrole.

Les réserves prouvées repotées sont de 60 milliards de barrils. Il est clair que ce chiffre est une estimation trop basse. En comptant les gisements restant à découvrir, il parait raisonnable de d'estimer que la production future se situe entre 90 et 130 milliards de barrils
(ces deux bornes correspondant aux estimations de Campbell et de Youkos) - à comparer avec 145 Gb déjà produits.

Avec sa production annuelle de 3.5 Gb, la russie épuiserait donc entre 2.7 et 3.8% par an de son "restant à produire" - un taux de déplétion un peu supérieur à la moyenne mondiale, intermédiaire entre les pays du golfe (de l'ordre de 2%) et les producteurs occidentaux tels que la Norvège ou le Mexique (5 à 10%). La production peut donc prendre différents chemins, mais il est peu probable que le niveau actuel soit maintenu plus de 15 ans. Cette analyse est recoupée par la plupart des personnes proches de l'information primaire. citons Leonid Fedun, vice-président de Lukoil, qui estime que la production "ne dépassera jamais fortement le niveau actuel".

Voilà les estimations officielles russes :
http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=65743

Elle sont évidemment un peu plus optimiste. Leur scénario bas donne la stabilité de la production, leur scénario haut :
* production strictement stable cette année
* hausse de production de 2.2% l'an prochain (grace à vankor et
priobsoie?)
* hausse de moins en moins importante ensuite, 0.8% en 2011.

Evidemment, on a envie de demander "et après 2011?" mais ils ne
donnent pas de chiffres à plus long terme.

Quoi qu'il en soit, le temps des hausses de production vertigineuses (en 2003 la russie avait augmenté sa production de presque un million de barrils/jour!) sont définivetement terminés et la capacité de la Russie a exporter du pétrole a se réduire fortement d'ici 2020.


(je sais c'est long :oops: )

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 Sujet du message: [Production] canadienne
MessagePublié: 24 Août 2008, 23:54 
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http://www.canada.com/calgaryherald/new ... 3880c3cd87

Citer:
In Canada, the year-to-date field receipts average is 15.08 Bcf/d compared to 15.43 Bcf/d last year, down 2.3 per cent and currently, levels are off 800 million cf/d - a 5.2 per cent decline.


Le gaz naturel canadien en déclin. Les vieux gisements de Western Canada Sedimentary Basin déclinent, le gaz du delta de McKenzy ou du Bassin Jeanne D'Arc (gisement Hiberbia et ses copains, offshore est canadien) n'est pas pour demain, l'industrie des oil sands bouffe de plus en plus de gaz :-k

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 Sujet du message: Re: La Norvège
MessagePublié: 26 Août 2008, 14:03 
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Au fait, alors qu'on suit mois après mois la production du Mexique, on oublie un peu la Norvège par ici. :)

Sur les six premiers de l'année, d'après le NPD, 60 314 000 mètres cubes de pétroles brut on été produits, soit 2.07 Mb/j. C'est une baisse de 7%, ce qui confirme la courbe de hubbert [url]déjà connue[/url]pour la Norvège (la valeur de 2.07 est sous la courbe de hubbert mais il faut ajouter les condensats) .

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MessagePublié: 08 Sep 2008, 21:50 
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Vankor retardé de 6 mois
Par contre les réserves semblent y être plus importantes qu'annonçait précedemment.

Ce retard rend un petit peu plus probable que la Russie ait franchi son 2e pic =D>

EDIT : Au fait j'y pense...

Si la Russie a atteint son 2e pic, je pense qu'on peut affirmer que la production NON-OPEP dans son ensemble aussi !

Avec les forts déclins de la mer du nord et du mexique, les petites diminutions un peu partout chez les producteur moyen, les USA qui parviennent péniblement à garder une production à peu près constante en investissant énormément dans le Deep GOM, la montée en régime des sables bitumineux canadiens qui est très très lente, l'Azerbaijan qui ne doit plus augmenter sa production pour le moment, et les importants gisements brésiliens et kazakh qui ne seront pas lancés avant plusieurs années, je vois pas comment un tassement de la production non opep pourrait être évité d'ici 5 ans.

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 Sujet du message: EIA La production de l'OPEP
MessagePublié: 08 Sep 2008, 22:42 
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Les chiffres mensuels de l'EIA sont tous chauds de ce matin

Comme c'est juin qui vient de paraitre, il me parait utile de faire un petit bilan des six premiers mois de l'année, en comparant aux Six premiers mois 2007.

Production mondiale (tous liquides) :
+1506 kb/j, soit +1.79% pas mal :shock:

Mais allons dans le détail :

Production OPEP (tous liquides) :

+1786 kb/j soit +5.1%

Et donc production NON-OPEP (tous liquides)

-280 kb/j soit -0.5%

La part de marché de l'OPEP passe de 41.6% à 43% 8-[


Au sein de l'OPEP, les variations en kb/j (brut hors condensats)

D'abord le menu fretin
Algérie +63
Ecuador +3
Lybie +50
Venez +20
Qatar +69
Iran +100
Emirat +100

Le gros gibier
Iraq +325
Angola +310 (et +359 avec les condensats)
koweit +166
Arabie saoudite +636

Le canard boiteux :
Nigéria - 142

La baisse au nigéria est du bien sur à la guerre civile. Seul l'angola augmente fortement sa production grace essentiellement à des nouveaux gisements. L'arabie saoudite reouvre les robinets fermés en 2007 et a mis en route le complexe AFK (connu depuis des décennies). L'Iraq répare les installations détruits, sa production reste en un peu dessous des chiffres de 1999 à 2001.



Hors de l'OPEP (brut avec condensats)

quatre gros perdants :
Mexique -300 Ca on sait
Russie -92 :twisted:
Norvège -140
UK -105

Les mous du bide :
Kazakhstan +16 tout ça c'est vraiment la nouvelle arabie saoudite :lol:
Etats-Unis stables
Egypte Malaysie Gabon Inde Syrie Indonésie quasi stables
Australie Egypte Yemen toutes petites baisses (je fais bref)
Canada -36 zut c'était pas l'eldorado pétrolier :mrgreen:

Trois producteurs moyens en fort déclin
Argentine -41 soit quand même -6%
Danemark -20 en termes relatifs c'est une forte baisse de 7%
Vietnam -23 soit -7%

Les stars
Azerbaijan +86
Soudan +93
Brésil +38 pas grand chose ça vient tjrs pas.
Chine +19 super à peu près de quoi nourir les nouvelles voitures chinoises, mais uniquement les vertes à pois roses
Colombie +47 rebond vers un 2e pic ?


Liquides de gaz naturels

Monde +44 soit quasi stable
OPEP +53
donc : NON OPEN -9

Etats Unis +95
Russie -6 (signe de maturation de leurs gisements de gaz)
Mexique -45 (en plus de -300 pour pétrole et condensats!!)
Canada -43 décidément pas la forme



J'ai un peu l'impression qu"on fait les fonds de tiroirs :-"

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 Sujet du message: Ouganda
MessagePublié: 11 Sep 2008, 20:48 
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L'Ouganda

Un pays qui va bientôt produire du pétrole... Et qui me parait mal doté pour échapper à la "malédiction" du pétrole Africain.

Pays enclavé en Afrique de l'est :
Image

Population de 28 millions avec une pression démographique parmis les plus fortes de la planète : hausse de 3.3% par an, 6.7 enfants par femme. Un des pays les plus pauvres, avec une espérance de vie qui dépasse à peine 50 ans. Le café est la seule exportation significative.
Majorité chrétienne, minorités musulmanes et animistes non négligeables.

Mais venons en au pétrole c'est quand même le sujet du site :D

La zone d'intérêt pétrolier est le graben (fossé d'effondrement) qui se situe dans l'axe du lac albert à la frontière avec le Congo-Kinshasa. Y voici les blocs pétroliers :

Image

Cette carte date un peu. Depuis la compagnie anglo irlandaise Tullow Oil a pris position sur ce graben, y devenant l'acteur dominant :
*Ils ont racheté Hardman
*Ils ont 48.5% dans les deux blocs I du coté zaïrois et 50% dans les blocs 1 et 3A en Ouganda, dont le canadien Heritage oil (drole de nom...) reste opérateur.

Notez qu'il reste des blocs à prendre, avis aux amateurs :-D

Un certain nombre de découvertes ont été faites, mais ne sont pour la plupart pas encore évaluées, on a donc juste les données des puits,en voici quelques uns :
* Mputa-1, bloc2 début 2006, colonne de 10 mètres
* Waraga 1 bloc 2, (par Hardman, à l'époque), juin 2006, testé à 4200 b/j
* Nzizi 1 en 2002
* Kingfisher-1, bloc 3A, novembre 2006, découverte importante,
* Kasamene-1 dans le bloc 2, été 2008 : nouvelle découverte, colonne de pétrole de 31 mètres.
* Kingfisher-2 dans le bloc 3A : confirme l'étendue du gisement Kingfisher
* Kigogole-1 (j'aime bien le nom) dans le bloc 2, septembre 2008, colonne de pétrole de 10 mètres. Peu profond (600 mètres).

Carte des gisements ici slide 26(mais pas à jour). Certains sont offshore, dans le lac lui même, ce qui ne va pas être exempt de tout risque écologique.

Géologiquement , c'est l'ouverture d'un rift avorté, un peu comme l'alsace. Les roches sources sont des schistes lacustres allant du jurassique au miocène, entrecoupées de couches sableuses qui fournissent les réservoirs! Notons que c'est du pétrole léger, peu chargé en soufre, et non opec : le trio gagnant.

Du coté Zaïrois l'exploration a commencé plus tard, aucun forage n'a encore été fait.

Pour Kingfisher (ne pas confondre avec le gisement australien du même nom), un chiffre de 250 à 600 millions de barrils de réserves a été avancé par Tullow. Mputa aurait lui quelques 300 Mb. Je pense qu'on peut aujourd'hui estimer que les réserves de la région (y compris la partie zairoise) sont de l'ordre de 1 à 5 milliards de barrils.

Pas de quoi se sentir sur la courbe mondiale de production de pétrole. Par contre, l'impact pour le pays peut être énorme.

Pour l'instant, Tullow prépare une production rapide à petite échelle : dès l'année prochaine, 4000 barrils jours devraient être produits et alimenter une petite rafinerie, qui vendrait des carburants légers pour la population locale (actuellement, l'ouganda importe du Kenya, lui même importateur) et alimenterait une centrale électrique en fioul lourd.

A plus long terme, si les réserves se confirment, le pays pourrait exporter du pétrole. Celà implique d'avoir un pipeline par le Kenya, débouchant très probablement à Mombassa puisque c'est le seul grand port Kenyen. Celà représenterait 1200 km environ, du même ordre que le pipeline Chad Cameroon qui a été construits pour des réserves prouvées de 900 millions de barrils.

Le Chad Cameroun devait être un modèle du genre, transparance financière, compensations pour les populations locales, etc. La banque mondiale en avait fait son porte-drapeau. On a vu la suite, c'est un fiasco.

Et ici, il y a déjà eu un petit accrochage entre les troupes ougandaises et congolaises, un géologue de Heritage Oil y est mort.

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 Sujet du message: Re: La Norvège
MessagePublié: 14 Sep 2008, 20:20 
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La Norvége

A noter que la production Norvégienne correspond incroyablement bien à une courbe de Hubbert (cliquer dessus pr l'avoir en grand - vraiment grand d'ailleurs) :

EDIT : le graphe en format plus raisonnable :-P . Et signé (merci du conseil Lansing). Et centré sur l'année du pic.

Norvège
Année du pic : 2000
Production totale : 30 Gb, passée 23, Future 7

Image

paramètres de la courbe de Hubbert :
Taux de croissance initial et final 17%
Pic de Production en l'an 2000 (virgule 5!)
Production totale 30 milliards de barrils tout rond.

Au passage, j'ai commencé à bosser sur un scénario synthétique de la production non-opec, avec des courbes de ce genre par pays. J'en donnerais les premiers résultats dans qq semaines.

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MessagePublié: 14 Sep 2008, 22:20 
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Voilà mon premier scénario pour le mexique.

très préléminaire.
Je me suis basé sur les données globales BP, et les détails par gisement du SIE qui ne remontent hélas qu'à 1990.

Hypothèse :
Cantarell : Le patient est mort. Je compte un déclin de 15% par an ce qui est relativement optimiste, ca correspond à un net ralentissement du déclin comme on le voit sur le graphe.
Ku Maloob Zaap : Pic à 800 kbj en 2010, conformément aux plans de la Pemex. Ensuite, déclin de 8% par an calculé à partir du chiffre de 5 Gb de réserves en 2002 (laissant 3.5 Gb restants en 2010, ça fait d'ailleurs au milieu de la déplétion).
Region Sur : il s'agit d'une tripotée de gisement offshore, une région définie par la Pemex. Je me contente de prolonger le taux de déclin moyen constaté de ces 10 dernières années.
Liquides de gaz naturel: Le déclin semble bien entamé, je le prolonge à 5% par an
Autres (c'est la production totale moins les catégories ci dessus) : Je prolonge le déclin de 4% en ajoutant par dessus les 2 mégaprojets en cours (Ayin-Alux, 2012, 75 kb/j; Poza Rica, 2011, 50 kbj
Chicontepec : Très difficile à évaluer. C'est un grand gisement onshore de pétrole visqueux. La pemex compte y produire à terme 1 millions de barrils jours, pour ça ils estiment avoir besoin de 13 000 à 20 000 puits : seulement 50 à 75 barrils/jours/puits! Faute d'avoir plus d'informations, j'ai pris le scénario suivant : croissance linéaire jusqu'à 900 000 b/j en 2030, correspondant au forage d'un bon miller de puits par an, puis déclin terminal basé sur les réserves ultimes de 10 milliards de barrils. Ca donne un pic pointu par réaliste du tout. Ca me parait fort optimiste.
Deepwater : Dans son estimation du pays y'a qq années, Campbell estimait le potentiel en offshore profond à 5 Gb. Comme les quelques forages fait jusqu'ici ont décu, je met que 4 Gb, sous la forme d'une petite courbe de Hubbert avec pic en 2030. C'est évidemment très notionnel.

Bon ca vaut ce que ça vaut, c'est très préléminaire, ca me parait réaliste sur le court terme (<2020) mais fort optimiste sur le moyen terme (2020-2030), ca demande bien sur d'être affiné avec les informations au fil du temps et les critiques sont bienvenues.

EDIT : j'ai un peu affiné mon scénario. Pour Chicontepec, je compte le forage de 20000 puits (conformément aux dire de la Pemex) entre 2009 et 2030, chaque puits produit 70 b/j au début et décline de 5% par an (puisqu'il a accès à 500 000 barrils de réserves). Ca donne un profil un peu plus réaliste. Pour akal-nohoch, je passe le déclin annuel à 17%, plus cohérent avec les chiffres de ces dernières années. Pour le deepwater, personne ne semble attendre de production significative avant plusieurs années, du coup je décale ma hubbert et je la fait un peu plus "pointue" mais tjrs pour un total de 4 Gb.

Image


2 mb/j en 2030, ca parait pas mal, mais il s'agit presque entièrement de production censée venir de Chicontepec, qui a jusque ici mis en échec les tentatives de l'exploiter (depuis au moins 30 ans) et de gisements deepwater qui sont encore à découvrir ! Donc le moins qu'on puisse dire, c'est que c'est pas garanti :lol:

Edit : au plus j'y réfléchi et je me documente, au plus ce pronostic qui assure l'autonomie du pays en pétrole jusque 2030 (si sa consommation reste constante) me parait optimiste. Sans Chicontepec et le deepwater, la production du pays plonge vers 0. Les puits forés sur Chicontepec jusqu'ici déclinent de 50% en un an, pas 5%. Forer 1000 puits par an comme je l'ai mis dans mon pronostic demande d'avoir une centaine de machines. Parallèlement, Ku Maloob Zaap commence déjà à prendre l'eau, alors supposer un déclin de seulement 8% après le pic est peut être bien trop optimiste... Pourquoi ne déclinerait-il pas aussi violemment que Cantarell? Même causes, même effets. Quand à la supposé extension en offshore profond des réserves de la baie de campêche, c'est plus une question de foi qu'autre chose : les quelques puits forés jusqu'ici n'ont donne que de petites quantités de gaz naturel. Par contre le mexique pourrait posséder une partie du tout nouveau bassin pétrolier au centre du golfe du mexique (tertiaire inférieur) où les américains ont trouvé 'Jack'. C'est de l'offshore ultra-profond. Ce que le graphe ni dit pas là dedans, c'est la dégradation continue de la qualité du pétrole. Cantarell est déjà du pétrole lourd, KMZ et Chicontepec c'est pire... Vindjeu c'est vraiment pas facile d'évaluer la production de pétrole, le pronostic qu'on fait un jour semble invraissemblable le lendemain.


- edit pour maj 2009 -
presentation pemex avril 09

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Dernière édition par Raminagrobis le 26 Mai 2009, 08:22, édité 1 fois au total.

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MessagePublié: 15 Sep 2008, 19:54 
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La Russie

Pas facile de travailler sur la Russie, trop peu d'infos pour travailler par gisements ou par régions.

Pour le moment je me contenterais dans mon scénario de la production non-opec d'un modèle utilisant une demi courbe de hubbert basée sur les deux hypothèses suivantes : production à peu près stable jusqu'en 2011 comme annoncé par le gouvernement russe, total restant à produire 120 milliards de barrils, ce qui est probablement optimiste (c'est le chiffre annoncé par les oligarches pétroliers). Ca donne un taux de déclin final assez fauible, 6.6% par an.

La réalisation réelle de la production dépendra beaucoup des investissements, les nouvelles réserves étant très chères à trouver et développer.

La courbe ci-dessous est donc à prendre avec des pincettes, sans doute optimiste. Elle maintient la prédominance de la Russie sur la production non-OPEC pour toute la période envisagée.

Image

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