Pétrole: quand y en a plus, y en a encore

[moinsdewatt]

Pour la figure ci dessous dans les camemberts, rouge c'est le gaz, vert le pétrole.

Rystad: Oil and gas resource replacement ratio lowest in decades
Oil and gas companies have discovered 7.7 billion boe year-to-date, according to Rystad Energy’s latest global discoveries report.

OGJ editors Oct 9th, 2019

Oil and gas companies have discovered 7.7 billion boe year-to-date, according to Rystad Energy’s latest global discoveries report.

“The industry is well on track to repeat the feat achieved in 2018 when around 10 billion boe of recoverable resources were discovered,” says Palzor Shenga, senior analyst on Rystad Energy’s upstream team.

Russia discovered most resources thus far this year, with the Dinkov and Nyarmeyskoye discovery announced earlier this year holding about 1.5 billion boe of recoverable resources (OGJ Online, May 20, 2019). Guyana and Cyprus nab the other places on the podium.

The so-called resource replacement ratio for conventional resources now stands around 16%, which is the lowest seen in recent history.

“This means that only 1 bbl out of every six consumed is being replaced by new sources. This is the lowest replacement ratio we have witnessed in the last 2 decades,” Shenga added.



However, the industry has high hopes after the prolific success of ExxonMobil Corp.’s Stabroek block off Guyana and more recent discoveries by other operators in the region, which have led to a surge in offshore exploration in the Caribbean. More acreage is being made available for bidding, with some countries conducting their first-ever licensing rounds in 2019 and 2020.

Offshore drilling activity has been on a steady rise in recent years, with 23 new exploration wells expected in 2019. By comparison, only seven offshore wells were drilled in 2013.

“We estimate the annual number of wells drilled could increase slightly to 25 wells in 2020, as more operators join the Caribbean exploration circuit,” says Santosh Kumar, an exploration analyst on the upstream team.”



system and unlocking the underlying commercial prospectively of the basin. The latest update suggests that the basin could have a potential of around 13 billion boe,” Shenga said.

A wildcat exploration campaign led by Apache Corp. is currently under way in Guyana’s eastern neighbor, Suriname. Prior to this, only 14 wells have been drilled in the Guyana-Suriname basin beyond water depths greater than 20 m.

https://www.ogj.com/exploration-develop ... in-decades

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Les USA produisent 9 millions de barils/jours de pétrole de schiste :

US Shale Production on Track to Hit Almost 9 MM Bpd

by Bertie Melinda Taylor|Rigzone Staff|Wednesday, October 16,



Oil production from the seven heavy-hitting U.S. shale plays could reach 8.971 million barrels per day in November, (a month on month increase of 58,000 bpd), according to the Energy Information Administration’s latest Drilling Productivity Report.

Most of the production jump will be thanks to the Permian Basin, which is expected to see a production bump of 63,000 bpd next month. In October the Permian is on track to produce about 4.547 million bpd of crude, quite a bit more than the other six plays.


Source: U.S. Energy Information Administration

The second and third largest contributors to the increase are the Bakken and Eagle Ford plays. However, month on month production in the Eagle Ford and the Anadarko plays is expected to dip by 12,000 bpd and 13,000 bpd, respectively, eating into the anticipated production growth.

Meanwhile, the agency indicated that the number of drilled but uncompleted (DUC) wells has been dropping across all the key U.S. shale plays. The change from August to September reflected a decline from 7,946 to 7,740, or 206 DUCs. In its Sept. 19 report, the EIA stated that in the oil regions, the estimated DUC count increased during 2017–19, but it peaked in May 2019. However, the DUC count in the gas regions has generally declined since December 2013.

These fluctuating numbers have fueled views that the shale boom may be heading into a forced wind-down. During the first half of this year several shale producers in North America reported dialing back growth projections as they faced a growing number of complex problems that were killing returns and discouraging investors.

https://www.rigzone.com/news/us_shale_p ... 0-article/

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Le régulateur saoudien donne le coup d'envoi à l'entrée en bourse d'Aramco

AFP parue le 03 nov. 2019

Le régulateur saoudien du marché financier a donné dimanche le coup d'envoi à l'introduction en bourse du géant pétrolier Aramco, qui pourrait être la plus importante jamais réalisée dans le monde, en indiquant avoir approuvé la demande pour une telle opération.

Aramco a confirmé peu après sur Twitter son intention d'entrer à la Bourse de Ryad.

"Le Conseil de la Capital Market Authority (CMA) a publié sa résolution approuvant la demande de la Saudi Arabian Oil Compagny (Saudi Aramco) de cession d'une partie de ses parts", a indiqué le régulateur dans un communiqué publié sur son site internet.

Il n'a pas fourni les étapes de cette introduction en bourse, mais les transactions sur le titre devraient commencer à la mi-décembre sur le marché saoudien.

Cette introduction constitue la pierre angulaire d'un programme de réformes du prince héritier Mohammed ben Salmane, surnommé "MBS". Elle devrait valoriser l'entreprise entre 1.500 et 1.700 milliards de dollars, soit la plus grosse capitalisation mondiale, selon une source proche du dossier.

En 2018, l'homme fort du royaume avait décidé de reporter l'opération parce que la capitalisation calculée par les banquiers, après des rencontres avec de potentiels investisseurs, était en dessous de ce seuil.

Par la suite, Aramco, qui devait lancer en octobre la première partie de son introduction, avait décidé de repousser la date à décembre ou à janvier.

Selon la source proche du dossier, le calendrier prévoit une entrée en deux temps: d'abord à la Bourse locale saoudienne, le Tadawul, en décembre, puis, en 2020, sur une place financière internationale encore à définir.

Aramco devrait céder en tout 5% de son capital, dont 2% lors de son baptême boursier sur le Tadawul, avaient déclaré en début de mois des sources proches du dossier à l'AFP.

- Rassurer les investisseurs -

L'introduction en bourse d'Aramco avait été envisagée depuis 2016 par le prince héritier saoudien.

La semaine dernière, le bulletin spécialisé Energy Intelligence a cité des sources disant s'attendre à ce que les Saoudiens acceptent une évaluation de 1.600 à 1.700 milliards de dollars de l'entreprise.

Si cette hypothèse est confirmée, elle laisserait supposer que les Saoudiens sont prêts à un compromis au dessous du montant de 2.000 milliards de dollars sur lequel le prince héritier a longtemps insisté.

En ce qui concerne l'évaluation d'Aramco, les autorités saoudiennes doivent trouver "un compromis entre la préférence déclarée du prince héritier et les réalités du marché", a estimé Kristian Ulrichsen, chercheur à l'Institut Baker de l'Université Rice aux Etats-Unis.

"Comme le processus a été retardé à plusieurs reprises et qu'il fait partie intégrante du plan du prince héritier visant à transformer l'Arabie saoudite, les investisseurs internationaux seront très attentifs à la performance d'Aramco sur le marché (financier) intérieur", a déclaré M. Ulrichsen à l'AFP.

Aramco, qui produit environ 10% du pétrole mondial, est l'entreprise la plus rentable au monde et est considérée comme le joyau économique du royaume et le pilier de sa stabilité économique et sociale.

L'Arabie saoudite a redoublé d'efforts pour séduire les investisseurs en promettant des dividendes annuels de 75 milliards de dollars, selon le site internet de l'entreprise.

Ryad cherche également à encourager des familles saoudiennes riches à acheter des participations dans la firme, tandis que certains commentateurs saoudiens ont cherché à présenter cet investissement comme un devoir patriotique.

"Une fonction importante de l'introduction sur la Bourse locale est de projeter de la confiance dans l'entreprise à destination du marché international", a déclaré à l'AFP Cinzia Bianco, chercheur à l'European Council on Foreign Relations.

"Cela permet au prince Mohammed de montrer qu'il tient ses promesses et qu'il fait ce qu'il a à faire, une nouvelle étape pour rassurer les investisseurs internationaux sur le fait que l'introduction en Bourse aura lieu après tout", a ajouté M. Bianco.

https://www.connaissancedesenergies.org ... mco-191103

[izentrop]

Abou Dabi annonce des découvertes « importantes » de pétrole et de gaz

Selon le Conseil suprême du pétrole, la plus haute autorité des Émirats en charge de l'énergie, ces nouveaux gisements contiennent sept milliards de barils de pétrole brut et environ 1 600 milliards de mètres cube de gaz naturel.

Ces découvertes ont fait passer l'ensemble des réserves de pétrole brut des Émirats à 105 milliards de barils, devenant ainsi les 6e réserves mondiales de pétrole, devant celles du Koweït, selon un communiqué du géant émirati de l'énergie, Abu Dhabi National Oil Company (Adnoc). "Nous sommes heureux et honorés d'avoir permis aux Émirats arabes unis de passer de septième à sixième au classement mondial des détenteurs de réserves de pétrole et de gaz", a déclaré Sultan al-Jaber, le directeur général d'Adnoc.

Les réserves de gaz naturel des Emirats s'élèvent désormais à 7 700 milliards de mètres cubes, selon Adnoc. Abou Dhabi a également découvert environ 4 500 milliards de mètres cubes de gaz naturel non conventionnel. Les Émirats pompent environ trois millions de barils de pétrole par jour et produisent quelque 300 millions de mètres cubes de gaz naturel brut, selon l'Adnoc.

[sicetaitsimple]

Pour la première fois depuis 1975 (et plus, la courbe démarre cette année là), les USA deviennent exportateurs nets de produits pétroliers ( brut+ produits raffinés).

https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=42176

[moinsdewatt]

CHEVRON lance le projet Anchor en offshore dans le Golfe du Mexique. 5.7 milliards d'investissement pour la phase initiale.
440 millions de barils à récupérer. 75 000 b/j de débit prévu.
Total est associé au projet à hauteur de 37 %.
Premier pétrole en 2024.

Chevron Approves $5.7B Deepwater Gulf Of Mexico Oil Project

By Tsvetana Paraskova - Dec 12, 2019

Chevron said on Thursday it had approved the development of a deepwater high-pressure oil project in the Gulf of Mexico, which will require US$5.7 billion investment for the initial development, in the industry’s first such deepwater high-pressure project to have reached a final investment decision (FID).

Chevron sanctioned the development of the Anchor field in the Green Canyon area, some 140 miles off the coast of Louisiana, in water depths of approximately 5,000 feet. During the first development stage, the project will consist of a seven-well subsea development and a semi-submersible floating production unit. First oil from Anchor is expected in 2024.

The facility at Anchor is designed to have capacity of 75,000 barrels of crude oil and 28 million cubic feet of natural gas per day. According to Chevron, the total potentially recoverable oil-equivalent resources at Anchor are estimated to top 440 million barrels.

Chevron is the operator of the Anchor field with a 62.86-percent working interest, while Total’s U.S. unit holds the remaining 37.14-percent working interest.

“For new projects in the Gulf of Mexico, we have reduced development costs by nearly a third, compared to our last generation of greenfield deepwater investments,” said Steve Green, president of Chevron North America Exploration and Production.

“This decision reinforces Chevron’s commitment to the deepwater asset class,” said Jay Johnson, executive vice president, Upstream, Chevron Corporation.

Chevron’s new project sanction comes a day after the U.S. supermajor announced that it would write down US$11 billion in assets in the fourth quarter, following a downward revision of its long-term forecast for oil and gas prices. Much of the write down is connected to natural gas assets in the Appalachia basin, due to the low natural gas prices.

Chevron—like the other U.S. supermajor Exxon—is heavily investing in the Permian basin, looking to significantly boost oil production, but it has yet to turn a positive free cash flow there.

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

[moinsdewatt]

Avec 12,2 milliards de bep découverts, 2019 a été la meilleure année pour l’exploration pétrogazière depuis 2015

Agence Ecofin. 10 janv 2020

Selon le cabinet d’analyses Rystad Energy, au terme de l’année écoulée, les compagnies pétrolières ont découvert l’équivalent de 12,2 milliards de barils équivalents pétrole (bep). C’est le volume de découvertes le plus élevé depuis 2015. Les découvertes en offshore ont une fois de plus dominé la liste des nouveaux gisements de pétrole et de gaz.

Bien que les volumes découverts en 2019 aient dépassé ceux de 2018, ce fut une année décevante pour les puits à fort impact. En effet, de nombreux prospects dont les ressources estimées avant forage étaient importantes n’ont pas tenu leurs promesses. Il s’agit de plus de 10 milliards de bep qui n’ont pas été révélés au terme des travaux de forage.

Parmi les découvertes clés de cette année, on compte le champ gazier Orca de BP et Kosmos en Mauritanie, qui a été non seulement la plus grande découverte de gaz de l’année, mais aussi la plus profonde de 2019. Elle abrite environ 1,3 milliard de bep de ressources récupérables. Il y a aussi la découverte Brulpadda de Total en Afrique du Sud, Glaucus d’Exxon Mobil à Chypre, Glengorm de CNOOC au Royaume-Uni et Sputnik d’Equinor en Norvège.

Selon les analystes de Rystad, Exxon Mobil mérite le titre de la meilleure compagnie d’exploration du monde pour 2019 avec des campagnes pleinement réussies au Guyana pour environ 1,8 milliard de bep, ses investissements importants à Chypre, etc.

« Le super major américain a été exceptionnel, tant en termes de volumes découverts que de création de valeur à partir de l’exploration », a déclaré Palzor Shenga, analyste senior au sein de l’équipe amont de Rystad Energy.

L’indépendant américain Hess et l’acteur étatique chinois CNOOC occupent les deuxième et troisième places de la liste des meilleurs explorateurs de 2019 en termes de création de valeur à partir de nouvelles découvertes.

Tous deux bénéficient de leur partenariat avec ExxonMobil dans le bloc Stabroek en Guyane. Hess a ajouté environ 2 milliards de dollars en valeur provenant de nouvelles découvertes l’an dernier, tandis que CNOOC a créé une valeur d’environ 1,8 milliard de dollars.

https://www.agenceecofin.com/exploratio ... epuis-2015

C'est 36.5 milliards de baril qu'il aurait fallu trouver pour compenser les 100 millions de b/j de 2019.
Il n'a donc été trouvé que un tiers du consommé annuellement.

[Remundo]

en effet,

ce qui est qualifié de "meilleure" année de prospection ne couvre qu'un tiers de la consommation annuelle.

ça veut dire :
1) que le pétrole va décliner
2) qu'on va aller taper les autres hydrocarbures parmi le charbon et le gaz.

[sicetaitsimple]

C'est 36.5 milliards de baril qu'il aurait fallu trouver pour compenser les 100 millions de b/j de 2019.
Il n'a donc été trouvé que un tiers du consommé annuellement.

C'est une comparaison qui peut être faite effectivement. Je pense qu'on ne parle là que de ressources dites "conventionnelles"? Cela dit, la différence
(consommation annuelle moins découvertes annuelles) est certainement très faible vis-à-vis des incertitudes qui entourent la "valeur vraie" des réserves dites prouvées.
Bref, en déduire quelque chose sur l'approvisionnement en pétrole à échéance "courte" (disons 10 ans) me parait aventureux. A mon avis, ce ne sera pas le niveau des réserves qui fera l'essentiel de l'actualité de l'approvisionnement et du prix du pétrole.

[moinsdewatt]

Beaucoup de compagnies intéressées sur de l'exploration en offshore de Norvège.

Norway Awards 69 Oil Blocks To 28 Firms To Explore Mature Areas

By Tsvetana Paraskova - Jan 14, 2020

Norway awarded on Tuesday 69 new production licenses to 28 companies to explore in areas next to mature developed production areas, securing further exploration on the Norwegian Continental Shelf, the Ministry of Petroleum and Energy said.

“The companies show great interest in further access to new exploration acreage. This means that the industry believes in future value creation on the Norwegian continental shelf,” Norway’s Minister of Petroleum and Energy Sylvi Listhaug said in a statement.

A total of 33 oil companies had applied for licenses in Norway’s 2019 licensing round for exploration and development in the most mature areas of the shelf by the deadline.

Today, Norway awarded 33 licenses in the North Sea, 23 licenses in the Norwegian Sea, and 13 licenses in the Barents Sea.

The total number of awarded licenses this year is lower than the record-breaking 83 licenses awarded in last year’s round in the mature areas.

In this year’s awards, as many as 28 different oil companies, ranging from the large international majors to smaller domestic exploration companies, were offered ownership interests in one or more production licenses, the ministry said.

The companies that won licenses and/or operatorships include Equinor, Aker BP, Shell, ConocoPhillips, Lundin, Suncor, Total, Vår Energi, and Wintershall Dea.

“Hopefully, the exploration in the awarded acreage will result in new discoveries. This is important to ensure employment, value-creation and future government revenue for Norway’s largest industry,” minister Listhaug said.

Norway’s oil production is expected to jump in 2020 through 2023, thanks to the start up of Johan Sverdrup, which began pumping oil in early October 2019. But after Johan Sverdrup and after Johan Castberg in the Barents Sea scheduled for first oil in 2022, Norway doesn’t have major oil discoveries and projects to sustain its oil production after the middle of the 2020s.

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