Par Justin Mikulka – Le 21 février 2020 – Source DeSmog
Alors que les prix du pétrole s’effondrent, que les faillites pétrolières s’accumulent et que les investisseurs évitent l’industrie des schistes, le plus grand gisement de pétrole américain – le schiste du Permien qui chevauche le Texas et le Nouveau-Mexique – est confronté à de nombreux nouveaux défis qui font que les profits semblent plus insaisissables que jamais pour l’industrie des schistes en difficulté financière.
La plupart de ces problèmes sont liés à deux questions concernant le bassin du Permien : la qualité de son pétrole et le volume considérable de gaz naturel provenant de ses puits de pétrole.
Ce dernier problème survient alors que le gaz naturel atteint des prix record sur les marchés américains et mondiaux. Les prix du gaz naturel au Texas sont souvent négatifs, ce qui signifie que les producteurs de pétrole doivent payer quelqu’un pour prendre leur gaz naturel ou, sans aucune infrastructure pour le capturer et le traiter, ils le brûlent (torchage) ou le ventilent (rejet direct).
Comme l’a expliqué DeSmog, la plupart des meilleurs schistes bitumineux du Permien ont déjà été forés et fracturés au cours de la dernière décennie. Les exploitants ont donc décidé de forer dans des zones moins productives, dont le sous-bassin du Delaware dans le Permien. Un examen approfondi du bassin du Delaware met en évidence un grand nombre des défis actuels auxquels sont confrontés les producteurs de pétrole du Permien.
Le bassin du Delaware produit plus de gaz en même temps que le pétrole
Le bassin du Delaware est l’endroit du Permien d’où provient la plus grande partie de la nouvelle production de pétrole. Comme le rapportait un article de Bloomberg Wire en décembre, « ces dernières années, les investissements se sont déplacés vers le Delaware, où la production est beaucoup plus importante que dans la partie historique du Permien, le Midland ».
La dernière chose qu’un producteur de pétrole permien souhaite, c’est que le gaz naturel sorte du sol avec le pétrole car, comme le note Bloomberg, cette « nuisance » persistante « réduit les profits des explorateurs ». C’est une évaluation généreuse car de nombreux explorateurs n’ont pas de profits à sous-estimer, seulement des pertes à subir.
Les puits de schiste deviennent plus « gazeux », ou produisent plus de gaz naturel, à mesure qu’ils vieillissent et que la production de pétrole diminue. Et ce problème ne s’est pas amélioré pour les puits du Delaware qui sont forés plus près les uns des autres, ce qui aggrave le problème du gaz du Permien.
Les prix du gaz naturel étant souvent négatifs au Texas, les producteurs se tournent vers le brûlage à la torche et l’évacuation d’une plus grande partie du gaz, dont surtout le puissant gaz à effet de serre qu’est le méthane. Le public est de plus en plus sensibilisé à ce problème, en partie grâce au travail de personnes comme Sharon Wilson, de Earthworks, qui utilise une caméra spéciale qui peut « voir » les fuites invisibles de méthane de la chaîne d’approvisionnement en pétrole et en gaz. En conséquence, la pression publique s’est accrue sur l’industrie pour qu’elle s’attaque à son problème de méthane.
Les PDGs des entreprises utilisant la fracturation hydraulique ont publiquement fait remarquer que cette question allait interférer avec leur « licence sociale », ou l’acceptation sociale actuelle, de continuer à forer et à fracturer. Mais si l’industrie américaine du schiste ne peut pas brûler ou évacuer son excédent de méthane, ces entreprises seront probablement contraintes d’arrêter la production de pétrole en raison des coûts.
60% of $PE CEO’s comments at @NAPE_Expo focus on ESG. Reduce flaring. Better social license to operate. Environmental investment & stewardship. Public perception. Directly said it’s changing business models & operations. Called it the Shale New Deal. « Listen to the consumer. »
— Robert Clarke (@RobertClarke_WM) February 5, 2020
60 % des commentaires des PDG de $PE à @NAPE_Expo portent sur l’ESG. Réduire le torchage. Meilleure licence sociale d’exploitation. Investissement et gérance de l’environnement. Perception du public. Il a été dit directement que cela changeait les modèles d’affaires et les opérations. Cela a été appelé le « Shale New Deal ». « Écouter le consommateur ».
Autre exemple de la pression exercée sur les entreprises de schiste pour qu’elles s’attaquent à leur problème de méthane : le torchage est actuellement la question clé dans une élection pour l’un des sièges de la Texas Railroad Commission, l’organe de surveillance de l’État qui, en réalité, donne aux producteurs de pétrole et de gaz un laissez-passer pour le torchage et la ventilation. Lors de cette élection, les candidats qui défient le président sortant ont promis de faire plus pour mettre fin au torchage et à la ventilation.
Le problème risque également de prendre de l’ampleur avec l’arrivée de nouveaux satellites capables de cartographier avec précision les fuites de méthane de l’industrie depuis l’espace, comme le satellite qui a récemment révélé l’explosion d’un puits dans l’Ohio qui a créé la deuxième plus grande fuite de méthane de l’histoire des États-Unis.
Une grande partie du pétrole produit dans le Permien n’est pas vraiment du pétrole
Outre ses puits de pétrole gazeux, le bassin du Permien connaît un autre gros problème. Le pétrole fracturé a toujours été du pétrole léger – souvent appelé « pétrole léger de réservoirs étanches« – ce qui est dû au pourcentage élevé de liquides de gaz naturel qu’il contient.
Il existe deux types de pétrole provenant des exploitations de schiste du Permien : West Texas Intermediate et West Texas Light. Le pétrole est classé sur la base d’une mesure industrielle de la pesanteur d’un produit pétrolier par rapport à l’eau, une mesure connue sous le nom de « densité API« . Le West Texas Intermediate a une plage de densité API de 38-44 tandis que celle du West Texas Light va de 45-49. À 50 API et plus, le liquide pétrolier n’est plus considéré comme du « pétrole » mais plutôt comme du « condensat ». (Toutefois, certains dans l’industrie considèrent que tout ce qui dépasse 45 API est du condensat.)
Certains dans l’industrie appellent le condensat « huile super légère« ou « ultralégère« – ce qui ressemble à un autre effort de l’industrie pour masquer l’un de ses nombreux problèmes. Comme je l’ai signalé début 2015, lorsque l’industrie pétrolière a voulu contourner l’interdiction d’exportation de pétrole brut (levée depuis), elle a convaincu l’administration Obama de la laisser exporter du « condensat » parce que celui-ci n’était pas considéré comme du pétrole brut. Personne n’appelait alors ce qui sortait des bassins de schiste « pétrole super léger ».
Le pétrole léger vaut moins que les pétroles plus lourds que les raffineurs américains veulent. Le West Texas Light vaut 1 à 2 dollars de moins le baril que le West Texas Intermediate. Le condensat est encore plus escompté, et ces rabais n’aident pas une industrie de la fracturation aux prises avec des dettes et des investisseurs impatients.
Ce problème était déjà bien connu en 2018. C’est alors que le cabinet de recherche indépendant Energy Aspects a mis en lumière le problème avec la phrase intelligente suivante : « L’insupportable légèreté du Permien« . « Insupportable » parce que, quel que soit le nom que les producteurs veulent lui donner, « condensat » ou « super léger », le Permien pompe un produit qui a moins de valeur et en pompe beaucoup – surtout dans le sous-bassin du Delaware, où l’activité de forage est en augmentation.
À l’époque, Energy Aspects avait noté qu’« environ 70 % du nouveau pétrole produit en octobre 2018 dans le bassin du Permien était du condensat (défini comme ayant un API >50) ».
According to the @EIAgov January EIA-914, all of the oil production growth in Texas from October 2019 to November 2019 was greater 50 API.
That’s condensate. #oott pic.twitter.com/CP8iAJmVjO
— Tim Dallinger (@DallingerTim) January 31, 2020
Selon l’EIA-914 de janvier de @EIAgov, toute la croissance de la production de pétrole au Texas d’octobre 2019 à novembre 2019 a été supérieure à 50 API. C’est du condensat. #oott
Les coûts de production sont insoutenables
Outre le Permien, qui pose des problèmes aux producteurs de pétrole, le bassin de schiste, tant vanté, a été une catastrophe financière pour les prestataires de services pétroliers – les sociétés qui effectuent une grande partie du travail de forage et de fracturation.
Les deux plus grands fournisseurs de services pétroliers ont récemment fait état de pertes énormes. Halliburton a perdu 1,1 milliard de dollars au cours du quatrième trimestre de 2019 seulement, et son PDG Jeff Miller a déclaré qu’il pensait que la production de pétrole de schiste aux États-Unis avait atteint un sommet. Schlumberger a perdu plus de 10 milliards de dollars l’année dernière et affirme que les producteurs de schiste ont souffert de « l’épuisement de leur budget et de contraintes de trésorerie ».
Et fin janvier, les analystes de l’industrie pétrolière de Wood MacKenzie ont organisé un webinaire intitulé « Les coûts des services du schiste en 2020 : que nous dit le marché » pour discuter de la direction que prendront les coûts de production – souvent l’argent versé aux sociétés de services pétroliers – et qui seront limités à l’avenir.
La conclusion était que les coûts doivent augmenter parce que la structure actuelle des coûts n’est pas viable, une conclusion qui est relativement évidente quand on regarde les pertes énormes dans le schiste par les leaders de l’industrie.
2020 sera plus difficile pour l’industrie du schiste et le Permien
En 2018, le Wall Street Journal a fait la une des journaux en prédisant que ce serait l’année où l’industrie du schiste gagnerait enfin de l’argent réel – ce qui n’a pas été le cas. Plus tôt cette année, le PDG de Parsley Energy a fait la même déclaration à propos de 2020. Mais avec la chute des prix du pétrole et tous les défis auxquels l’industrie est confrontée, il y a de fortes chances que lui aussi rejoigne une longue liste de personnes faisant des prédictions erronées sur la rentabilité future de l’industrie du schiste.
Outre les problèmes déjà évoqués ici, d’autres problèmes se posent actuellement aux exploitants de schistes. L’élimination des eaux usées de fracturation hautement toxiques reste un défi, les défaillances du tubage des puits qui provoquent des éruptions coûteuses sont un problème croissant, et l’industrie n’a toujours pas trouvé comment espacer correctement les puits pour éviter une baisse de la production.
Et les puits du Permien déclinent beaucoup plus vite que les modèles de l’industrie ne l’avaient prédit – ou du moins beaucoup plus vite que ce que l’industrie avait promis aux investisseurs.
On Shale Decline Rates: One key assumptions justifying shale wells is that, after 5y, declines would transition to modest 5–10% pa, right? Wrong! 5y wells in Permian & Bakken avg. terminal declines of 17%. Eagle Ford Shale is 23.5%. #OOTT https://t.co/QZzaM4blxl
— Alexander Stahel (@BurggrabenH) February 1, 2020
Taux de déclin du schiste : L’une des principales hypothèses justifiant les puits de schiste est qu’après 5 ans, les déclins passeraient à un taux modeste de 5 à 10 % par an, n’est-ce pas ? Faux ! Les puits de 5 ans dans le terminal de Permian & Bakken ont connu un déclin moyen de 17%. Celui de Eagle Ford Shale est de 23,5 %. #OOTT …
Pour l’instant, il n’y a pas de bonnes nouvelles pour le Permien ou l’industrie de la fracturation, et 2020 sera très probablement une autre année de grosses pertes, de dettes et de faillites. Chaque année, il apparaît de plus en plus clairement que le boom du schiste, dont on se vante tant, sera l’un des plus gros coups durs de l’histoire financière des États-Unis.
Note du Saker Francophone Cet article est tiré d'une série : L’industrie du schiste argileux creuse plus de dettes que de bénéfices
Traduit par Hervé, relu par Marcel pour le Saker Francophone
Source: Lire l'article complet de Le Saker Francophone
