La technologie porte la productivité du bassin permien à des niveaux records

Sur ce montant, la production de pétrole du bassin permien devrait atteindre en moyenne 5,5 millions de barils par jour, soit 60 % de la production mensuelle totale des États-Unis. Cela dépasse de loin la contribution de Bakken et d’Eagle Ford – 13% chacun – ou des quatre autres grands bassins de production, qui fourniront les 14% restants.

Alors que Haynesville connaîtra la plus forte croissance de la production de gaz naturel en novembre, l’EIA a déclaré que le Permien atteindrait en moyenne 21,1 milliards de pieds cubes par jour ou 22% de la production américaine. Les Appalaches devraient produire 35,7 Bcf ou 38% tandis que le Haynesville représentera 16,1 Bcf ou 17%.

L’EIA attribue aux avancées technologiques en cours de perfectionnement dans le bassin permien la conduite à une nouvelle productivité record de puits dans la région en 2021.

La productivité moyenne des nouveaux puits dans le bassin permien a augmenté pendant 12 années consécutives. Les zones centrales du bassin permien et de ses sous-bassins du Delaware et du Midland contiennent plusieurs formations de schiste empilées. En 2021, chaque nouveau puits foré dans le bassin permien produisait en moyenne 960 barils d’équivalent pétrole par jour.

Le bassin permien a produit du pétrole et du gaz naturel associé à partir de puits verticaux pendant des décennies, a noté l’agence. Depuis 2010, les progrès de la fracturation hydraulique et du forage horizontal ont entraîné une croissance rapide de la production. Le nombre de nouveaux puits horizontaux est passé à 4 524 en 2021, contre 350 en 2010.

Selon le rapport de l’EIA, un facteur clé de la productivité des puits est la longueur du latéral horizontal. Dans le bassin permien, la longueur horizontale moyenne des puits est passée à plus de 10 000 pieds au cours des neuf premiers mois de 2022, contre moins de 4 000 pieds en 2010.

« C’est une période passionnante pour être dans l’ouest du Texas », a déclaré Casey Maxwell, vice-président de la région du bassin permien chez Halliburton, au Reporter-Telegram par e-mail. « Nous avons constaté une augmentation de l’activité depuis 2020, et les opérateurs utilisent de nouvelles techniques de complétion que nous avons lancées pour stimuler plusieurs puits simultanément à l’aide d’une seule flotte. Cela aide les opérateurs à améliorer l’efficacité du capital et à terminer les puits plus rapidement qu’ils ne l’ont jamais fait. De plus, de plus en plus d’opérateurs choisissent des flottes entièrement électriques pour réduire les émissions et réaliser des économies de carburant tout en maintenant les performances de qualité de service.

Jack Harper, vice-président exécutif, Lower 48 chez ConocoPhillips, a déclaré aux analystes en investissement lors de l’appel sur les résultats du deuxième trimestre de la société que d’ici la fin de l’année, la société aura été en mesure de forer 80 puits de trois milles dans le bassin permien au cours de la dernière deux ans.

« Nous forons ces puits plus rapidement (et) nous utilisons la technologie simulfrac à divers endroits », a déclaré Harper aux analystes.

La technologie a aidé Mewbourne Oil à s’améliorer dans tous les domaines de l’entreprise

« Plus précisément », a déclaré Ken Waits, président et chef de la direction de Mewbourne au Reporter-Telegram par e-mail, « la technologie nous permet de forer des latéraux plus longs, plusieurs puits sur le même socle et de fractionner plusieurs puits en même temps, augmente notre efficacité et permet nous pour faire de meilleurs puits.

La technologie rend également l’ascenseur artificiel meilleur et plus fiable, permettant à l’entreprise de maintenir la production en ligne, a-t-il poursuivi.

« Nous utilisons également du matériel et des logiciels pour nous permettre de gérer notre production 24h/24 et 7j/7 », a écrit Waits. « Enfin, la technologie nous permet de réduire notre empreinte environnementale, de réduire nos émissions de méthane, d’utiliser moins d’eau et de fonctionner de manière plus sûre. »