Brèves de Blog....Pétrolières....Suite

• Le golfe du Mexique était précédemment une zone de production très importante au sud des Etats Unis avec 3500 plateformes d'exploration ou de production, 50 000 puits forés, 70 000 km de pipelines et une production dont le pic a culminé en 2009 à 3,6 Millions de barils/jour, répartis à 55pct en zone US et 45pct en zone mexicaine.

  

  La catastrophe de la plateforme Deepwater Horizon de BP suivi du moratoire de Barack Obama sur les forages en eau profonde ont fait considérablement diminuer les investissements des pétroliers dans la zone en attendant de connaitre les nouvelle normes de sécurité qui seraient appliquées aux forages futurs et le surcoût qu'elles entraineraient.
  Depuis c'est reparti et les investissements prévus ont redépassé à 12 milliards de dollars prévus jusqu'en 2017, ceux prévus en 2009 à 7 milliards.C'est dire que malgré les surcoûts des nouvelles normes plus contraignantes, les différents projets étudiés doivent être largement bénéficiaires.
  Il est vrai qu'entre temps, les progrès de la sismique ont laissé envisager des possibilités de découvertes nouvelles avec la prise en compte qu'il peut se trouver du pétrole sous des couches de sel qui tapissent le fond du golfe du Mexique à certains endroit (cf les gisements présalifères au Bresil), que les techniques de sismique 3D permettent de comprendre ces structures complexes et que l'on pense pouvoir trouver des gisements exploitables dans le tertiaire inférieur c'est à dire en grande profondeur.
  Il est donc apparu dans la zone de nouvelles possibilités de découvertes de gisements aux réserves importantes comme celles des champs de Jack et St Malo (500millions de Barils) de Hadrian (700 millions) et de Shenandoah(900 millions).Au total ce sont 12 milliards de barils de réserves supplémentaires qui ont été identifiées ce qui devrait permettre, moyennant les investissements ci dessus, de remonter la production du golfe des 1,5 millions de Barils auxquels elle est tombée depuis Deepwater Horizon à son niveau de 2009.
  
  
• Pour éviter qu'une catastrophe comme celle de Deepwater Horizon ne puisse se reproduire, la technique de la mise sous confinement de la fuite en tête de puits, au fond de la mer a été adoptée. C'est une variante améliorée du dome inventé dans l'urgence par BP pour coiffer la tête du puits Macondo à partir duquel avaient pu être evacué par pompage le brut qui continuait à s'échapper du puits, le temps de pouvoir tuer le puits fuyard en creusant un second puit et injectant des boues et du ciment.
  
  La version désormais opérationnelle de ce système de confinement est constitué d'un dome de 170 tonnes équipé de pipeline et flexibles ajustables en fonction de la profondeur du puit et permettant de pomper 100 000 barils/jours dans deux pétrolier d'une capacité de stockage de 700 000 barils. Il est mobilisable en quelques jours jusqu'à des profondeurs de 3000 mêtres.
  
  Il appartient à une société crée pour gèrer matériel, veille et intervention, la Marine Well Containment Company, qui appartient aux quatre majors (ExxonMobil, ConocoPhillips, Shell et Chevron) actifs sur la zone auxquels se sont joint 9 autres sociétés plus modestes. Le dispositif est prévu avoir une durée de vie de 25 ans.
   
• Après le renouveau de la zone du Golfe du Mexique ci dessus, voiçi qu'il se produit une autre renouveau dans une zone que nous pensions en fin de vie, celle de la Mer du Nord, pourtant déjà bien exploitée depuis quelques décennies.Une zone qui avait commencée à l'être dans les années 70 et avait atteint son pic de production à 6 millions de barils/jour du brut (2 fois le golfe du Mexique) et 250 millions de m3 de gaz dans les années 90.
  
  Dans cette zone également ce sont les progrès technologiques de la sismique qui permettent d'entrevoir, selon les dernières estimations de l'AIE, Agence Internationale de l'Energie, une stabilisation de la production de gaz d'içi 2015,une hausse de la production de brut dès 2014 dans la zone britannique et un déclin ralenti en zone norvégienne.Ce sont les nouvelles idées géologiques, les capacités de la sismique 3D et les capacités de production nouvelles en eaux très profondes, en marge abrupte (fond très pentu), ou sur des gisements très fracturés du fait de la très grande précision des forages désormais possible qui permettront de pouvoir maintenir plus longtemps la production de la Mer du Nord proche de sa capacité actuelle. D'autres techniques comme les tuyaux chauffants permettront d'explorer et eventuellement d'exploiter des zones difficiles comme l'ouest des Iles Shetland où des gisements identifiés dans les années 80 n'ont jamais été exploités jusqu'à présent.
     
  A condition néanmoins d'y dépenser des sommes considérables. 44 milliards de livres sont ainsi prévu être investies sur 5 ans au Royaume Uni. La Mer du Nord offre l'avantage qu'elle est proche des lieux de consommation, bien equipée en pipeline ou gazoduc auxquels se raccorder éventuellement et donc nécessitant des investissement plus limités pour accroitre la production plutôt que d'aller exploiter des mers plus lointaines, froides et non équipées comme la Mer de Barents.