fr.wedoany.com Rapport : Dans le bassin permien, situé au Texas et dans le sud-est du Nouveau-Mexique, la construction rapide d'usines de traitement du gaz naturel et d'infrastructures liées aux NGL continue de s'accélérer, sans ralentir malgré la stabilisation de la production de pétrole brut. Les nouveaux projets comprennent des installations de traitement, des pipelines de NGL nouveaux et agrandis, de nouvelles usines de fractionnement à Mont Belvieu (et près de Corpus Christi), ainsi que de nouvelles capacités d'exportation d'éthane et de GPL.
En raison de la guerre en Iran, les prix du pétrole brut ont augmenté depuis trois mois, mais les producteurs du bassin permien n'ont pas intensifié leurs activités de forage et de complétion. Selon le rapport hebdomadaire sur le pétrole brut du bassin permien, le nombre d'appareils de forage dans la région est quasiment inchangé par rapport à la fin de l'année dernière (247 à la fin de l'année dernière, contre 246 à la mi-mai), et la production pétrolière du bassin est également stable, à 6,6 millions de barils par jour. Cette discipline suscite des interrogations dans un contexte où le prix du WTI dépasse 90 dollars le baril depuis une période prolongée : si la production de pétrole brut du bassin permien n'augmente pas dans cet environnement de prix, la production pétrolière y a-t-elle atteint un pic ? Si oui, quel impact cela aura-t-il sur la production de gaz associé et de NGL dans le bassin ?
L'analyse indique que même si la production de pétrole brut du bassin permien reste stable – voire diminue de quelques centaines de milliers de barils par jour – la production de gaz associé et de NGL dans le bassin continuera de croître rapidement. Le mélange de pétrole brut, de gaz naturel et de NGL extrait des puits du bassin permien a constamment évolué au fil des ans, avec une tendance générale à (1) une plus grande quantité de gaz naturel par baril de pétrole (soit un ratio gaz-pétrole, GOR, plus élevé), et (2) une plus grande quantité de NGL par millier de pieds cubes de gaz (soit un nombre de gallons par millier de pieds cubes, GPM, plus élevé).
La transition du bassin permien vers une production à plus haut GOR et à plus haute teneur en NGL est significative. On estime que le GOR de l'ensemble du bassin est passé de 3,4:1 en 2014 à 4,4:1 en 2025, soit une augmentation de près de 30 % ; le GPM du bassin permien est passé d'environ 4,5 à 5,2. L'augmentation du GOR et du GPM s'est accélérée, comme en témoignent les emplacements de forage des producteurs et la production des nouveaux puits.
Cela signifie que, même dans un scénario de production pétrolière stable, la production de gaz associé et de NGL dans le bassin permien continuera d'augmenter jusqu'aux années 2030. Le scénario médian de RBN pour le bassin prévoit une augmentation progressive de la production de pétrole brut dans les années 2030, une production de gaz sec atteignant 28 milliards de pieds cubes par jour en 2030, et une production de NGL grimpant à 4,8 millions de barils par jour. La même analyse prévoit qu'en 2035, la production de gaz sec du bassin permien atteindra 32 milliards de pieds cubes par jour, et la production de NGL dépassera 5,5 millions de barils par jour, représentant environ 50 % du total des NGL américains.
Parmi les projets existants, des entreprises comme Targa Resources et Enterprise Products Partners avancent concrètement. Targa possède un ensemble complet d'actifs allant des pipelines de collecte de gaz naturel et des usines de traitement du bassin permien, aux pipelines d'exportation de NGL, aux usines de fractionnement et aux installations de stockage à Mont Belvieu, ainsi qu'aux installations d'exportation de NGL. Targa dispose d'une capacité de traitement de gaz naturel de 8,7 milliards de pieds cubes par jour dans le bassin permien, répartie à peu près également entre le bassin de Midland (4,4 milliards de pieds cubes par jour) et le bassin du Delaware (4,3 milliards de pieds cubes par jour). (18 de ses 21 usines de Midland sont détenues par une coentreprise entre Targa et ExxonMobil, Targa détenant une participation de 72,8 %.)
Lors de la conférence téléphonique sur les résultats du premier trimestre 2026, le 7 mai, Targa a indiqué avoir récemment mis en service l'installation Falcon II dans le bassin du Delaware (275 millions de pieds cubes par jour, mise en service en février) et l'usine East Pembrook dans le bassin de Midland (275 millions de pieds cubes par jour, mise en service fin mars). Quatre autres usines d'une capacité de 275 millions de pieds cubes par jour chacune devraient être mises en service d'ici la fin 2027, notamment l'usine East Driver dans le bassin de Midland (troisième trimestre 2026) et les usines Copperhead (premier trimestre 2027), Yeti (troisième trimestre 2027) et Yeti II (quatrième trimestre 2027) dans le bassin du Delaware. Lors de cette conférence téléphonique, la société de midstream a également annoncé deux usines de traitement supplémentaires dans le bassin du Delaware : l'installation Roadrunner II d'une capacité de 265 millions de pieds cubes par jour et l'usine Copperhead II d'une capacité de 275 millions de pieds cubes par jour, toutes deux devant commencer leurs opérations au premier trimestre 2028.
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