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Bonjour

Pour le baril à un cout de revient de 27 $, vous vous mettez le doigt dans l' oeil, ... mais non, je ne recommence pas, ... mais c' est dur !!!

Pour les problèmes de pipeline ( il faut aussi en construire d' ailleurs, c' est 1 million de $ le km ) ce n' est pas politique bien sûr mais seulement économique. C' est juste étonnant de voir que c' est sans doute les USA qui vont apporter le pétrole à l' Est du Canada, il y a un projet de renversement de l' oléoduc qui va de Sarnia à Montréal

http://www.cyberpresse.ca/environnement ... quebec.php

Pour une carte, voir le premier lien de mon post du 12/09 à 15h50 dans ce sujet page 33

(Message édité par gerfaut le 30/09/2008 12h38)

Ben, des économistes sérieux le disent ! Pour Suncor !
Un peu la référence pour la majorité des cies qui travaillent avec la méthode des forages !

Suffit de lire !

http://seekingalpha.com/article/97759-b ... -promising

What about the upside? We should see major production increases and a lower cost of production per barrel. Suncor has just launched a major expansion in its production capacity. Sitting on a 9 billion barrel reservoir, the company is about $7 billion into its $20.6 billion expansion/modernization project, and will be investing between $7 billion and $8 billion a year in 2009 and 2010. By 2012, Suncor will have boosted production from the current level of 300,000 barrels a day (and 350,000 barrels a day in the year’s second half) to some 500,000 barrels a day. As production ramps up, the company’s average cost per barrel will drop significantly - from the current cash cost of $30 to $31 to as little as $27.

Et dans les 25$ pour le ciel ouvert (Aprés décapage de qq dizaines de mètres quand même) pour syncrude !

Et je répête une info NEB, à travers Wikip de 2006 1/2 Ca à pu augmenter ... mais pas tant que cela !

http://en.wikipedia.org/wiki/Athabasca_Oil_Sands

In mid-2006, the National Energy Board of Canada estimated the operating cost of a new mining operation in the Athabasca oil sands to be C$9 to C$12 per barrel, while the cost of an in-situ SAGD operation (using dual horizontal wells) would be C$10 to C$14 per barrel.[10] This compares to operating costs for conventional oil wells which can range from less than one dollar per barrel in Iraq and Saudi Arabia to over six in the United States and Canada's conventional oil reserves.

The capital cost of the equipment required to mine the sands and haul it to processing is a major consideration in starting production. The NEB estimates that capital costs raise the total cost of production to C$18 to C$20 per barrel for a new mining operation and C$18 to C$22 per barrel for a SAGD operation. This does not include the cost of upgrading the crude bitumen to synthetic crude oil, which makes the final costs C$36 to C$40 per barrel for a new mining operation.


C'est tout !

JPRS
Paris

Rebonjour,

Alors je continue ?

Le baril est rentable à partir de 100 dollars pour 2008, avant en 2006 c' était autour de 70-80 $, car les coûts ont grimpé depuis.

Vous n' avez pas répondu au cas de Pétro Canada.

Voici un autre article avec d' autres sources que UBS, et ce ne sont pas des verts. Un peu facile les étiquettes !

http://www.radio-canada.ca/nouvelles/Ec ... sion.shtml

"La conjoncture défavorable aux projets de sables bitumineux
Les projets d'exploitation de gisements de sable bitumineux ont la vie dure ces derniers mois. Plusieurs d'entre eux pourraient même être abandonnés en raison de la conjoncture économique.

L'intensification et l'étendue de la crise bancaire américaine rendent en effet les capitaux d'investissement plus difficiles à trouver et à assurer.

La baisse marquée du prix du pétrole sur les marchés boursiers provoque également beaucoup d'incertitude dans le secteur de l'exploitation pétrolière, particulièrement pour les projets d'extraction de sables bitumineux.

Selon la Financière Banque Nationale, citée dans le quotidien The Globe and Mail, le baril de brut extrait d'un puits conventionnel à injection de vapeur doit se vendre au moins 70 $US sur les marchés pour être rentable, tandis que dans les gisements de sables bitumineux, ce prix plancher passe à 85 $US. Or, le baril de brut se négocie actuellement autour de 92 $US la baril.

La combinaison de ces facteurs pourrait compromettre sérieusement plusieurs projets d'extraction de sables bitumineux au cours des prochaines années dont la valeur est estimée à plus de 170 milliards de dollars.



(Message édité par gerfaut le 30/09/2008 13h30)

Je pense, comme Didier, que tout cela n'en reste pas moins une fuite en avant. Quel coût pour la construction de centrales nucléaires (elles-même fonctionnant avec une ressource limitée) ? Directement et indirectement, quel sera le montant total investi pour récupérer ce pétrole ? Ces sommes investies dans la recherche n'apporteraient-elles pas, in fine, un meilleur retour sur investissement ? Pour moi, cette vraiment cette raison qui me pousse à croire qu'on est bien dans une solution de court terme et de fuite en avant !

(Message édité par PHneutre le 30/09/2008 13h55)

(Message édité par PHneutre le 30/09/2008 13h56)

Pour

PH neutre ...

Ben la fuite en avant, c'est faute d'avoir d'autres solutions a maturité ...
Ca prends du temps et les rentabilités finiront par s'inverser ...
juste attendre !
Moi je pense aux Algues !
Et ITER peut être dans qq dizaines d'années ...
En ettendant ben chacun fait ce qu'il peut !

Mais ... en France, s'ils espèrent s'en sortir en subventionnant du photovoltaïque à 6 fois le coût de production EDF, dans le Nord ou le Pas de Calais ...

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Pour Gerfaut !

Ben si Petro-Canada, qui est bien en retard et n'y arrive pas ... faut changer de chef de projet, d'ingénieurs, ou les piquer à Syncrude ! point !

Mais 50% de plus sur un projet, qu'ils cherchent à diminuer d'ailleurs, ce sont comme vous le soulignez , qq dollars d'amortissement sur 20-30 ans !
Pas de quoi doubler les coûts d'exploitation !
Et les méthodes ne peuvent que s'améliorer (Et c'est le cas) bien que Petro-Canada se soit lancé dans la méthode "minière" peut être pas la plus élégante sur le long terme ! Infrastructure, déchets, et manipulations de "minerai"

Pour les tx d'intérêt --- difficile de faire des pronostiques en ce moment ... et même de trouver de l'argent en ce moment !
Mauvais timing !! Fallait partir il y à 2 Ans !! Ca vaut pour tous les projets, d'ailleurs !!

Ca, c'est ce que dit Petro Canada !
Ils ne parlent pas de prix du barrel !
http://www.petro-canada.ca/en/media/1886.aspx?id=900731

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - Sept. 17, 2008) - Petro-Canada, the operator and a 60% owner of the Fort Hills Project (Project), along with its Partners in the Fort Hills Energy Limited Partnership, said today that the preliminary results of the Front-End Engineering and Design (FEED) work suggests that estimated costs for the Fort Hills Project have risen considerably. The Project, as currently conceived, consists of an integrated oil sands mine and bitumen extraction plant 90 kilometres north of Fort McMurray, Alberta and the upgrader in Sturgeon County, northeast of Edmonton, Alberta.

The Fort Hills Partners remain fully committed to the Project and are assessing these preliminary estimates and a range of options to reduce or defer capital costs.

While both the preliminary cost data and the Project scope are still under review, initial indications suggest that the estimated capital costs for the Project, as currently conceived, have increased in the range of 50% from those announced when the Partners approved the Design Basis Memorandum for the Project in June 2007.

"We've seen a dramatic rise in capital costs in the past year," said Ron Brenneman, Petro-Canada's President and Chief Executive Officer. "Once our FEED work is done, we will develop our definitive cost estimate. This will be the basis for our final investment decision."

The major increases are costs associated with construction materials, labour, project management and engineering.

The Fort Hills Partners are discussing options for development of the Project, including the phasing of various aspects of the Project. Selected options are expected to be reflected in the final FEED outcome. Once FEED work is complete, Fort Hills will develop a definitive cost estimate, which will be the basis for the final investment decision planned by the Fort Hills Partners for the fourth quarter of 2008.

JPRS
Paris

Beochien,

Bien, je pense que on a échangé nos idées sur ce sujet, je vous propose une veille, pour voir qui a raison, la question est d' importance.

Nous verrons si le projet de Pétro-Canada, qui est le 5ème en importance dans la région se fait ou non.

Vous dites que ce sont les hommes qui sont mauvais et qu' il faut en changer,

l' article que j' ai cité dans mon post précédent du 26/09/2008 à 12h36 page 36 dit "

Petro-Canada blamed the huge cost increase on rising materials prices, a tight labor supply and higher project management expenses."

Merci pour tous ces posts en tout cas

(Message édité par gerfaut le 30/09/2008 15h36)

Bonjour Béochien
Sans doute me suis je mal exprimé, sinon je ne vous aurais pas mis en colère ni poussé à dire que mes propos étaient "pour ne pas dire autre chose..."
Je n'appartiens pas au groupe des verts (sinon j'aurais dit du mal des centrales nucléaires, vous le devinez bien
Néanmoins il reste stupide de dépenser autant d'énergie pour en obtenir à peine un peu plus et parfois moins (je maintiens) c'est une politique de court terme
En effet dans 30 ans le pétrole sera un souvenir (il en restera encore quelques milliards de tonnes mais pas assez pour remprésenter une part significative de nos besoins énergétiques). nous serons bien heureux alors d'utiliser un peu d 'énergie (peut etre d'origine nucléaire) pour récuperer un peu de pétrole en tant que matière car c'est un produit formidable, mais l'utiliser en tant que combustible alors qu'il va manquer c'est une grave erreur, c'est un vol envers le futur de la planète.
30 ans c'est le court terme à l'échelle de l'histoire et des enjeux ecologiques !

On ne dépense jamais de l'énergie pour en obtenir moins !

Du moins dans un cycle primaire de production !

Si vous dépensez 2 Barrels (Ou l'équivalent gaz) pour obtenir un ! C'est ce qui m'a mis en colère !
Vous êtes viré ou pendu par vos actionnaires !

Relire le coût en gaz du réchauffage chez Suncor, c'est dans un lien !

Dans les pires shémas US de schistes bitumeux deu Colorado, leurs business plans sont plus salés, c'est du 1 barrel pour en sortir 2, et vu le CO2 émis, les permis n'ont pas été accordés !
Pour cela les technos micro-wawe sont en expérimentation !

Des nouvelles de l' "Alberta Saoudite"

Cet article analyse les conséquences de la crise financière sur l' exploitation des sables bitumineux en Canada, la production baisserait ! Et encore cet article date de quelques jours.

http://www.reuters.com/article/GCA-Oil/ ... annel=0But

Weak oil and debt markets may bedevil oil sands plans
Mon Sep 15, 2008 2:16pm EDT

By Jeffrey Jones - Analysis

CALGARY, Alberta (Reuters) - A double whammy of tumbling crude prices and shaky credit markets could force some companies to delay multibillion-dollar Canadian oil sands projects, cutting the country's overall output forecast.

Most at risk are developments that are in the design phase but have yet to start construction. Some have already been delayed due to surging costs, a tight labor market and stricter regulatory scrutiny.

"It's starting to weigh on people's minds as to what is the break point," FirstEnergy Capital Corp analyst William Lacey said.

Crude sank nearly 5 percent to $96.60 a barrel on Monday, its lowest level in seven months, on early signs that Hurricane Ike had spared most U.S. energy infrastructure in the Gulf of Mexico and as the U.S. financial system creaked amid Lehman Brothers Holdings' LEH.N bankruptcy.

Falling demand has pulled U.S. crude down by a third since hitting an record high above $147 a barrel in July.

The oil sands in the Canadian province of Alberta represent the largest oil deposits outside the Middle East and are seen as a key source of secure supply for the United States. Projects totaling more than $100 billion are under way or on the drawing board.

But the crude from the oil sands is far more complicated and pricey to extract than Saudi Arabia's conventional oil.

Imperial Oil's (IMO.TO: Quote, Profile, Research, Stock Buzz) C$8 billion ($7.5 billion) Kearl project and the C$14 billion Fort Hills development, operated by Petro-Canada (PCA.TO: Quote, Profile, Research, Stock Buzz), are two that could face delay, Lacey said.

Imperial, which last month said Kearl will likely be delayed by a year to 2012, will not make a new decision based on short-term price fluctuations, spokeswoman Kim Fox said.

Petro-Canada declined to comment on the potential for the Fort Hills go-ahead decision to be pushed back, saying only that its own balance sheet is strong.

FINANCING SOURCES NARROW

The field of financing sources for big projects is narrowing with Lehman's bankruptcy and Bank of America's (BAC.N: Quote, Profile, Research, Stock Buzz) planned takeover of Merrill Lynch (MER.N: Quote, Profile, Research, Stock Buzz).

"The overall ability to take this sort of product on on the debt side has become compromised, at least in the near term," Lacey said.

Developers that are already in the construction stage of big expansions, such as Suncor Energy Inc (SU.TO: Quote, Profile, Research, Stock Buzz) and Royal Dutch Shell (RDSa.L: Quote, Profile, Research, Stock Buzz), will likely stay on track.

Suncor's Voyageur and Firebag expansions are moving ahead, and the company still forecasts output of 550,000 barrels a day, about double today's volume, by 2012, spokeswoman Shawn Davis said.

The break-even point for developing oil sands varies by project. Suncor Chief Executive Rick George has said he believes the industry requires oil at $75-$80 a barrel to keep attracting investment and moving projects forward.

This summer, the Canadian Association of Petroleum Producers tempered its oil sands output forecast after some developers pushed back plans amid rising costs and regulatory delays. It predicted 2.8 million barrels a day by 2015, down from a previous forecast of 3.4 million.

CAPP vice-president Greg Stringham said he does not foresee another immediate clawback, but did not rule out future cuts in the growth rate if prices enter a long trough.

Developers run the economics on their projects at various oil prices, and few were banking on $150 a barrel, he said.

"They still have the resources and it's still economic at these prices," Stringham said. "If it drops back substantially more, then I think people would kind of reevaluate, but they would be careful because they would be looking at 30- and 40-year projects."

($1=$1.07 Canadian)

(Editing by Peter Galloway)

(Message édité par gerfaut le 30/09/2008 19h23)

La crise financière passera un jourc...

Tous les projets pour moi tournent à 50$ comme base je l'ai dit !
Surtout ceux lancés à une époque ou le pétrole était à 60$ max ! C'était leur business plan !
Maintenant, les matériaux de construction suivent le cours du pétrole .... s'il baisse, ils baisseront ...
Today tout le monde le voit à 100 plus, les investisseurs deviennent gourmands et les crédits chers !
Ca passera !
Et la techno (Micro-wawes en particulier) va contenir ou baisser les coûts !
Personellement je ne me fais pas de souci pour eux les producteurs !
Maintenant, les cies financières qui ont teasé pendant la crise du pétrole et ne savent plus quoi faire avec la crise des crédits ....
Elles n'ont plus qu'à reprendre le PB ou elles l'ont un peu laissé il y à un an ... Un retour au séreux ! point !

Vu de mon clavier !

Bonsoir Béochien,

Ce que vous appelez la baisse des couts ou plus exactement du prix de vente en économie cela s'appelle la déflation. C'est un scénario aussi redouté par les économistes que l'inflation.

Bref, nous avons le choix entre la peste et le choléra.

Si je puis me permettre, Monsieur Hal, un cycle déflationniste est tout de même plus compliqué que celà: en période de déflation, tout est à la baisse, l'investissement, l'épargne, les salaires, l'offre, la demande, les prix, la production, l'emploi, les recettes fiscales,etc.... On en est loin, même si le risque est réel.
Bref, ne pas confondre déflation et désinflation.

(Message édité par vonrichthoffen le 01/10/2008 01h25)

Quand même Béochien, vos commentaires sont un peu légers...

2 programmes sont en suspend, en attente de décision ou reporté (Impérial Oil, Pétro-Canada) alors que le baril est à 100 dollars, soit le double de vôtre seuil de 50 $

Rick George, le chief executive de Suncor, déclare dans le post ci-dessus:

"the industry requires oil at $75-$80 a barrel to keep attracting investment and moving projects forward."

...alors que vous donniez dans vôtre post d' hier un cout de production à 33 $ pour Suncor et que le seuil de 50 $ vous parait viable. Et 70-80 $ est pour moi un minimum : "to keep" indique bien que c' est un seuil

Enfin quand on vous parle de la crise qui va avoir des répercussions sur les investissements et la production, vous répondez "ça passera", comme pour un rhume... Mais là on parle d' investissements lourds, de crédits plus cher à obtenir, en argent tout se répercute, et a une incidence sur le prix de revient, même en étalant à long terme.

Et cet article date du 15 septembre, c' est-à-dire avant la chute de la semaine dernière et de ces derniers jours.

Mais j' aime bien vôtre optimisme !

(Message édité par gerfaut le 01/10/2008 03h35)

Pour Gerfaut ...

Il y en a peut être qui se sont illusionnés sur une situation à court terme (Ou du moins illusionné leurs bailleurs de fonds) Rapide retour sur invest etc ... On fonce, avec n'importe quelle techno, c'est cher tant pis, 100% de retour etc ...
Le net est plein de ces annonces !!

La situation a un peu changé ... les 100$ plus incertains, voire les 80 sur le long terme ... et les investisseurs étaient peut être chez Lehman !

Bon, le pétrole à 80-100 $ ce n'est pas écrit dans le marbre non plus et ceux qui se sont lançés ne pleurent pas, même s'ils ont entrevu des retours de 100% ++ qq semaines quand le pétrole a passé les 120 $ !

Ceux qui ont démarré depuis longtemps et améliorent leurs technos ... sont présents ou arrivent ...
Perso, les qq mauvaises nouvelles trés momentanées, et autres soi disant surcoûts (C'est ça de moins de royalties ) ne m'inquiètent vraiment pas !
D'ailleurs j'attends de voir ceux qui renoncent à leurs concessions en Alberta (S'ils n'arrivent pas à les revendre )
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Une petite avancée sur l'extraction assistée par Microwawe /RF ! (J'en ai déjà posté une partie il y à qq mois !
Toujours un peu difficile à bien ordonner, je pars d'une page Excel plus facile à composer !

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La récupération grace au chauffage microwawe (Et dilution) ! Une techno Raytheon, acquise par Schlumberger ! A ce niveau, c'est trés sérieux !!

Because microwaves can generate heat faster than convection heating, shale can be adequately heated to extract oil within a month or two of beginning production activities, rather the year or longer for other methods, Raytheon says.

http://nextbigfuture.com/2008/01/microw ... e-and.html
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Et aussi une cie RF/Microwawe incubante du New Jersey !!
Attention petits génies à la vista ! Petits, et incubents quand même !

http://peswiki.com/index.php/Directory: ... Extraction

According to The U.S. Department of Energy, Office of Petroleum Reserves, Office of Naval Petroleum and Oil Shale Reserves in Washington, D.C., the oil shale deposits located in the western United States could supply the current U.S. requirements of 21 million barrels per day for the next 400 years
The cost to process 1 ton of oil shale is estimated to be less then $30.00 USD based on GRC's lab experiments. Chairman Frank Pringle of Global Resource Corp. said, "With this five-ton an hour oil shale continuous microwave processing plant, we will demonstrate to the world that we can economically convert oil shale into fractionalized usable products
This is a major breakthrough for the western world that, in time, can lead to U.S. independence from Middle Eastern oil cartels. It may take several years for this independence, but by demonstrating that GRC can produce fractionalized products with little or no refining is the first major step in this direction."
Warwick CEO, President and CFO Jeremy White said, "We are extremely lucky to get our order in first because our expected sales from demonstrating this five-ton per hour unit will exceed Global Resource's production quotas for microwave tubes over the next 12 months."
"We are pleased to be a partner with Global Resource Corp.," he added, "in this timely launch of its five-ton an hour oil shale processing system, a small scale hydrocarbon extraction technology that is greatly needed for the oil shale, heavy oil and oil sands and coal of Canada."
Canada has more than 14 billion barrels of recoverable shale oil together with some of largest reserves in the world of heavy oil and oil sands and coal," he said.
With this unit we will be able to demonstrate to the Canadian market the practicality of this technology. Several companies have expressed a desire to witness their material running in this unit. With the five-ton oil shale processor, we will have the ability to run large quantities of their product on a continuous basis. Our sales dollars should reflect this capability
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- Un commentaire intéressant sur les RF/ microwawes !
http://www.canadasoilsands.ca/en/forum/topic.aspx?id=38
It is apparent that advanced extraction techniques using radio frequency or microwave heating can reduce the use of both solvents and water versus the present extraction processes which rely on heated steam and floatation type separation processes aided presently by large volumes of solvent and water.
By use of either solar ( when available ) and geothermal can this replace the use of fuel fired steam and can microwaves or RF ( radio frequency ) heating via energy sources that are configured as not fossil fuel based steam heating, can these partially suplant or be used to convert the tar sands extraction to a far far cleaner process at modest cost of plant conversions ( relative the the revenues being generated )?
Being a physicist and process engineer, I say the possibility remains to more completely explore, and there have been proposals to explore this that seem to apparently have been ignored since some companies do not wish to pay licensing royalties on extraction processes that they do not own the patents to ( apparently )
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- Intéressant à noter : Pour Didier !
http://www.greencarcongress.com/2008/01 ... er-ac.html
The RF/CF combination is more economical and environmentally responsible than older oil shale extraction techniques as it uses less power, does not severely disrupt the landscape or leave behind residue that can enter groundwater supplies.
Raytheon earlier estimated that the technology would retrieve four to five barrels of oil for every one barrel invested. Other in-situ processes retrieve one and a half to three barrels of oil for every barrel consumed estimated.
For tar sands and heavy oil, the Raytheon process could yield 10 to 15 barrels of oil equivalent per barrel consumed, due to the lower heating temperatures required. When applied in tar sands, the combined RF/CF technology performs a mild upgrading in-situ, yielding an attractive light sweet crude oil. The process is “tunable”, facilitating production of various product slates.
The use of RF technology in shale processing would enable the fuel to be extracted from the earth in only one to two months. In-ground heating methods that do not employ radio waves, by contrast, require three to four years to replicate the natural conversion process.
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- Du nouveau côté Brazil 50 Ans de pétrole possibles ....! Tant mieux pour eux, mais ce n'est pas donné non plus à cette profondeur, en mer !

http://www.oilweek.com/news.asp?ID=18872
HOUSTON _ Oil and gas companies Anadarko Petroleum Corp. and Devon Energy Corp. announced Tuesday an oil discovery off Brazil in the Campos Basin.

The well is in approximately 1,400 metres of water about 40 kilometres southeast from discoveries at the giant Jubarte field by Petrobras, Brazil´s state-run oil company.

Brazil´s state-run Petroleo Brasileiro SA discovered the ultra-deep Tupi field last year, saying it could contain eight billion barrels of recoverable light crude, and since then several other deep-water finds raise the possibility of recovering more than 55 billion barrels of oil, analysts said. The company has refused to forecast how big the finds might be.

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Pour ceux que cela peut intéresser !
C'est tout pour today et pour le pétrole !
JPRS
Paris

D' autres projets voient leurs coûts exploser en Alberta : celui de Nexen & Opti à Long Lake, celui de Shell à Athabasca

Le report de certains projets pourrait permettre aux projets déjà bien engagés de diminuer leurs couts.

http://network.nationalpost.com/np/blog ... -line.aspx

(Message édité par gerfaut le 02/10/2008 05h23)