jeanflop/post_ocr_correction2 huggingface dataset:
la seconde moitié de novembre, dans le Mission Pool; on pense que la production de cette région pourra être développée jusqu’à une moyenne de 80.000 barils par jour, mais les opérateurs se sont entendus pour retarder ce développement jusque vers la fin de février où il pourra compenser le déclin de Seminole sans nuire au marché. Little River Pool, qui produit actuellement une moyenne de 125.000 barils par jour, semble avoir atteint son maximum. Les autres champs de Seminole se maintiennent avec le léger déclin que l’on peut attendre de puits datant de un ou deux ans et exploitant les sables Wilcox. A Seminole, Searight, Bowlegs, Earlsboro, chaque semaine quelques puits sont abandonnés, le débit ne payant pas les frais d’exploitation. L’air lift a contribué à obtenir toute l’huile recouvrable dans un temps relativement court. Le déclin de ces champs ne se fera cependant pas très rapidement, car le gros de la production est de nature assez stable pour assurer un rendement à peu près fixe pendant une période assez longue encore. Dans la région de Maud, le puits N° 1, de la Barnsdall Oil Co., ouvert en mars avec une production de 1.800 barils, avait été limité depuis, à un débit de 50 barils par jour, mais ouvert entièrement de nouveau, il donne 1.200 barils. On ne constate pas toutefois une grande activité dans cette région, car la majorité des puits y tirent leur huile des couches Simpson et Hunton qui assurent des puits de bon rendement, mais sont généralement d’étendue assez restreinte. Golfe La production moyenne du Golfe est actuellement de 133.787 barils par jour. À Barbers Hill, la Bennett Petroleum Co. a ouvert un puits donnant 4.000 barils d’huile de densité 26, il atteint les sables à 5.231 pieds de profondeur. À Pierce Junction, au sud de Houston, le puits N° 4, de l’Anderson and Plumier, débute à une profondeur de 4.425 pieds avec un rendement de 1.000 barils d’huile, de densité 29,4. La Rio Bravo Oil Co. ouvre, à 4.428 pieds, un puits qui donne, au début, 2.000 barils, puis seulement 400. Le puits N° 3,
un débit de 50 barils par jour, mais ouvert entièrement de nouveau, il donne 1.200 barils. On ne constate pas toutefois une grande activité dans cette région, car la majorité des puits y tirent leur huile des couches Simpson et Hunton qui assurent des puits de bon rendement, mais sont généralement d’étendue assez restreinte. Golfe La production moyenne du Golfe est actuellement de 133.787 barils par jour. À Barbers Hill, la Bennett Petroleum Co. a ouvert un puits donnant 4.000 barils d’huile de densité 26, il atteint les sables à 5.231 pieds de profondeur. À Pierce Junction, au sud de Houston, le puits N° 4, de l’Anderson and Plumier, débute à une profondeur de 4.425 pieds avec un rendement de 1.000 barils d’huile, de densité 29,4. La Rio Bravo Oil Co. ouvre, à 4.428 pieds, un puits qui donne, au début, 2.000 barils, puis seulement 400. Le puits N° 3, de Shaw, est ouvert avec un débit de 750 barils obtenu à 4.505 pieds, tandis que le puits N° 24, de la Gulf Petroleum Co., a un débit de 600 barils provenant d’une profondeur de 3.694 pieds. À Spindletop, la Yount Lee Oil Co. a approfondi de 4.104 pieds à 5.036 le puits 69 ouvert en juin, avec un nouveau débit de 1.000 barils et le puits N° 10 Fee, qui donne maintenant plus de 500 barils par jour. La même Compagnie a ouvert également deux nouveaux producteurs: le N° 81 McFaddin, qui débite 1.200 barils dont 11 % d’eau, d’une profondeur de 3.774 pieds et le N° 72 Gladys City, qui donne, d’une profondeur de 3.740 pieds, 750 barils par jour. À Blue Ridge, l’Humphrey Corp. a ouvert un puits de 1.200 barils provenant de sables schisteux situés à 3.758 pieds. L’intérêt des opérateurs est attiré par la découverte d’un grand nombre de dômes résultant de l’activité des explorations géophysiques exécutées depuis sept mois sur les territoires du Golfe. Plus d’une douzaine de dômes offrent des perspectives favorables. De nombreuses compagnies s’empressent de s’assurer des terrains. Les territoires les plus intéressants se trouvent à l’ouest de Houston et comprennent
5.036 le puits 69 ouvert en juin, avec un nouveau débit de 1.000 barils et le puits N° 10 Fee, qui donne maintenant plus de 500 barils par jour. La même Compagnie a ouvert également deux nouveaux producteurs: le N° 81 McFaddin, qui débite 1.200 barils dont 11 % d’eau, d’une profondeur de 3.774 pieds et le N° 72 Gladys City, qui donne, d’une profondeur de 3.740 pieds, 750 barils par jour. À Blue Ridge, l’Humphrey Corp. a ouvert un puits de 1.200 barils provenant de sables schisteux situés à 3.758 pieds. L’intérêt des opérateurs est attiré par la découverte d’un grand nombre de dômes résultant de l’activité des explorations géophysiques exécutées depuis sept mois sur les territoires du Golfe. Plus d’une douzaine de dômes offrent des perspectives favorables. De nombreuses compagnies s’empressent de s’assurer des terrains. Les territoires les plus intéressants se trouvent à l’ouest de Houston et comprennent les régions de Harris, Fort Bend, Brazoria, Austin et Colorado. Californie L’huile légère est toujours très demandée, mais l’utilisation du fuel oil reste une difficulté pour les raffineries de Californie. Les stocks d’huile lourde et de fuel oil ont augmenté, dans cette région, de 1.908.912 barils en septembre. Des limitations de la production d’huile lourde avaient déjà commencé en avril sur les champs de Coalinga, Midway Sunset et Kern River. Ce dernier champ a essayé de reprendre dernièrement sa production d’huile lourde non raffinable, mais la Standard Oil Co. a établi immédiatement une réduction de 25 cents par baril d’huile lourde au-dessous de 14° et les opérateurs envisagent un nouvel arrêt de l’exploitation. Les rapides progrès réalisés dans le développement de la zone profonde Buckbee, à Santa Fe Springs, laissent supposer que le sommet de la production sera atteint en janvier, c’est-à-dire six mois après l’ouverture du champ. Selon l’opinion des ingénieurs qui ont étudié la question, il sera probablement de 315.000 barils d’huile et 380.000.000 pieds de gaz par jour. Il est possible toutefois qu’une entente limite la production à une moyenne de 200.000 barils par jour. Il se peut également que la date du maximum soit retardée par
de la production d’huile lourde avaient déjà commencé en avril sur les champs de Coalinga, Midway Sunset et Kern River. Ce dernier champ a essayé de reprendre dernièrement sa production d’huile lourde non raffinable, mais la Standard Oil Co. a établi immédiatement une réduction de 25 cents par baril d’huile lourde au-dessous de 14° et les opérateurs envisagent un nouvel arrêt de l’exploitation. Les rapides progrès réalisés dans le développement de la zone profonde Buckbee, à Santa Fe Springs, laissent supposer que le sommet de la production sera atteint en janvier, c’est-à-dire six mois après l’ouverture du champ. Selon l’opinion des ingénieurs qui ont étudié la question, il sera probablement de 315.000 barils d’huile et 380.000.000 pieds de gaz par jour. Il est possible toutefois qu’une entente limite la production à une moyenne de 200.000 barils par jour. Il se peut également que la date du maximum soit retardée par suite de la découverte d’une couche intermédiaire d’huile et de gaz placée entre l’ancienne couche Meyer et le nouvel horizon Buckbee. L’existence de cette couche a été reconnue récemment dans plusieurs puits. La couche Buckbee avait été découverte, en juillet, quand le puits 1, de la Wilshire Oil Co., entra en production à 5.050 pieds avec un débit de 3.500 barils par jour. George Getty découvrit une autre couche entre cet horizon et l’horizon Meyer; cette couche, située à 5.407 pieds, sera probablement désignée sous le nom de Nordstrum qui est celui du puits qui l’a atteinte le premier. L’existence de cette couche a été confirmée par la Star Petroleum Co., qui a trouvé un sable pétrolifère très riche et très saturé entre 4.850 pieds et 5.150; cette couche peut avoir 300 pieds d’épaisseur. La capacité actuelle des pipelines de Santa-Fé est absolument insuffisante pour une forte augmentation de la production. Plusieurs nouvelles lignes, reliant ce champ à Los Angeles, seront en construction d’ici peu, mais, en attendant leur achèvement, des difficultés se produiront certainement si les prochains puits de la zone Buckbee sont prolifiques. La production totale de la Californie a atteint, en septembre, une moyenne journalière de 630.272
en production à 5.050 pieds avec un débit de 3.500 barils par jour. George Getty découvrit une autre couche entre cet horizon et l’horizon Meyer; cette couche, située à 5.407 pieds, sera probablement désignée sous le nom de Nordstrum qui est celui du puits qui l’a atteinte le premier. L’existence de cette couche a été confirmée par la Star Petroleum Co., qui a trouvé un sable pétrolifère très riche et très saturé entre 4.850 pieds et 5.150; cette couche peut avoir 300 pieds d’épaisseur. La capacité actuelle des pipelines de Santa-Fé est absolument insuffisante pour une forte augmentation de la production. Plusieurs nouvelles lignes, reliant ce champ à Los Angeles, seront en construction d’ici peu, mais, en attendant leur achèvement, des difficultés se produiront certainement si les prochains puits de la zone Buckbee sont prolifiques. La production totale de la Californie a atteint, en septembre, une moyenne journalière de 630.272 barils, supérieure de 3.017 barils à celle du mois précédent. Si Long Beach est destiné à enregistrer une diminution importante avant la fin de l’année, ce qui n’est pas certain, l’augmentation de la production de Santa-Fé compensera largement. À Long Beach, le puits N° 1, de la Delano Petroleum Co., a été ouvert avec un débit de 3.750 barils par jour d’une huile de 29°,2, à une profondeur de 5.855 pieds et ce débit dépassera peut-être bientôt 4.000 barils, car la pression est très forte. La Shell a achevé deux nouveaux puits donnant, l’un 1.445 barils à 7.695 pieds, et l’autre 950 barils à 7.651 pieds. On compte encore 192 forages non achevés sur ce champ qui continuera, pendant plusieurs mois encore, à être un élément important de la production de la Californie. Des travaux d’agrandissement ont été commencés et si la zone de Los Cerritos est aussi prolifique que l’ancien champ, cent nouveaux puits seront forés au cours des six mois prochains. Les possibilités de cette zone ne sont pas encore démontrées, mais les indications présentes apparaissent comme exceptionnellement favorables. Graphique donnant la production journalière moyenne des chantiers américains pendant les années 1927 et 1928 VA RIE TES Un
a été ouvert avec un débit de 3.750 barils par jour d’une huile de 29°,2, à une profondeur de 5.855 pieds et ce débit dépassera peut-être bientôt 4.000 barils, car la pression est très forte. La Shell a achevé deux nouveaux puits donnant, l’un 1.445 barils à 7.695 pieds, et l’autre 950 barils à 7.651 pieds. On compte encore 192 forages non achevés sur ce champ qui continuera, pendant plusieurs mois encore, à être un élément important de la production de la Californie. Des travaux d’agrandissement ont été commencés et si la zone de Los Cerritos est aussi prolifique que l’ancien champ, cent nouveaux puits seront forés au cours des six mois prochains. Les possibilités de cette zone ne sont pas encore démontrées, mais les indications présentes apparaissent comme exceptionnellement favorables. Graphique donnant la production journalière moyenne des chantiers américains pendant les années 1927 et 1928 VA RIE TES Un grand producteur américain Le Financial Times publie des données intéressantes sur la situation actuelle et les progrès réalisés par la Pan American. Cette compagnie a une production journalière de 200.000 barils d’huile brute, dont 116.000 viennent des champs vénézuéliens de la Lago, 45.000 du Mexique, 28.000 du West Texas et le reste des champs de Smackover dans l’Arkansas. Les progrès faits au Venezuela sont frappants. De 31.000 barils par jour en janvier 1927, la production a passé à 66.000 en janvier 1928 et on espère qu’elle atteindra dans un avenir prochain 125.000 barils par jour. L’installation d’une raffinerie au Venezuela s’imposait. Au commencement de cette année, la Pan American envoyait 40.000 barils de brut, provenant des chantiers de la Lago, aux raffineries de la Tide Water Oil Co, de la Standard of New Jersey et de la New England Oil Refining, pour raffinage. La Pan American ne recevait que 10 % de pétrole raffiné et les résidus de mazout, sur lesquels elle payait le raffinage. La Pan American n’avait aucun avantage à envoyer son huile brute à sa raffinerie de Tampico, parce que le fret est le même et que le Mexique impose un droit à l’importation de 15 cents
le reste des champs de Smackover dans l’Arkansas. Les progrès faits au Venezuela sont frappants. De 31.000 barils par jour en janvier 1927, la production a passé à 66.000 en janvier 1928 et on espère qu’elle atteindra dans un avenir prochain 125.000 barils par jour. L’installation d’une raffinerie au Venezuela s’imposait. Au commencement de cette année, la Pan American envoyait 40.000 barils de brut, provenant des chantiers de la Lago, aux raffineries de la Tide Water Oil Co, de la Standard of New Jersey et de la New England Oil Refining, pour raffinage. La Pan American ne recevait que 10 % de pétrole raffiné et les résidus de mazout, sur lesquels elle payait le raffinage. La Pan American n’avait aucun avantage à envoyer son huile brute à sa raffinerie de Tampico, parce que le fret est le même et que le Mexique impose un droit à l’importation de 15 cents par baril et une taxe de raffinage de 10 cents. Elle a donc décidé d’installer une raffinerie au Venezuela, dans l’île d’Aruba, où elle raffinera le pétrole de la Lago. On sait qu’elle détient 95 % des 4.000.000 d’actions de cette dernière. La raffinerie d’Aruba, qui doit être terminée au cours du printemps prochain, aura une capacité journalière de 110.000 barils ; son installation, qui est une combinaison de topping et de cracking, comprendra huit appareils de cracking pouvant traiter 13.700 barils de pétrole brut, lourd ou élevé. Ainsi la Pan American ne laissera plus échapper le bénéfice du raffinage ; elle vendra ses produits dans ses propres dépôts de gros et de détail de la côte de l’Atlantique. La différence de valeur entre le pétrole brut mis sur le marché dans les conditions actuelles, avec un rendement de 9 % de raffiné et des résidus, valant en tout environ $ 1.15 le baril, et celle de 40 % de pétrole obtenus par le cracking, valant, avec les résidus, $ 2.21 le baril au cours actuel, est de plus de $ 1 par baril. Si les bénéfices de la Compagnie augmentent dans cette proportion, ils seront considérables. Au Mexique, la
cours du printemps prochain, aura une capacité journalière de 110.000 barils ; son installation, qui est une combinaison de topping et de cracking, comprendra huit appareils de cracking pouvant traiter 13.700 barils de pétrole brut, lourd ou élevé. Ainsi la Pan American ne laissera plus échapper le bénéfice du raffinage ; elle vendra ses produits dans ses propres dépôts de gros et de détail de la côte de l’Atlantique. La différence de valeur entre le pétrole brut mis sur le marché dans les conditions actuelles, avec un rendement de 9 % de raffiné et des résidus, valant en tout environ $ 1.15 le baril, et celle de 40 % de pétrole obtenus par le cracking, valant, avec les résidus, $ 2.21 le baril au cours actuel, est de plus de $ 1 par baril. Si les bénéfices de la Compagnie augmentent dans cette proportion, ils seront considérables. Au Mexique, la Pan American, sans avoir foré un seul puits cette année, maintient sa production de 45.000 barils par jour. Suivant l’accord intervenu avec le Gouvernement mexicain, elle devrait voir ses titres de propriété au Mexique confirmés prochainement. La Compagnie possède les champs les plus étendus du Mexique et, si les conditions générales du marché sont favorables, des développements importants y auront lieu en 1929. La surproduction dans le district de Séminole Les mesures prises pour restreindre la production dans le district de Seminole, Oklahoma, ont échoué. Il est vrai que la période de production maximale a été dépassée, mais il y a des réserves connues importantes dans ce district et l’exploitation intensive de ces nouveaux puits pourrait facilement mener à la surproduction. Plusieurs sociétés exploitantes, qui avaient fermé des puits pour limiter leur production, avaient constaté par la suite que ces puits exploités à nouveau ne donnaient plus rien, ou peu de chose. Ainsi, à Little River, un puits fermé alors qu’il donnait 3.500 barils par jour, n’en a plus donné que 700 quand on a repris l’exploitation. C’est une perte sensible pour les exploitants, et cela explique les difficultés que rencontrent les tentatives de restriction dans ce district. La Corporation
générales du marché sont favorables, des développements importants y auront lieu en 1929. La surproduction dans le district de Séminole Les mesures prises pour restreindre la production dans le district de Seminole, Oklahoma, ont échoué. Il est vrai que la période de production maximale a été dépassée, mais il y a des réserves connues importantes dans ce district et l’exploitation intensive de ces nouveaux puits pourrait facilement mener à la surproduction. Plusieurs sociétés exploitantes, qui avaient fermé des puits pour limiter leur production, avaient constaté par la suite que ces puits exploités à nouveau ne donnaient plus rien, ou peu de chose. Ainsi, à Little River, un puits fermé alors qu’il donnait 3.500 barils par jour, n’en a plus donné que 700 quand on a repris l’exploitation. C’est une perte sensible pour les exploitants, et cela explique les difficultés que rencontrent les tentatives de restriction dans ce district. La Corporation Commission avait fixé, en date du 15 septembre, la production maximale dans l’Oklahoma à 700.000 barils par jour. Mais ce chiffre a été régulièrement dépassé et a atteint jusqu’à 745.000 barils. Si on ouvre de nouveaux puits maintenant, au plus mauvais moment de l’année, la répercussion sur le marché peut être très fâcheuse. L’acceptation des mesures de restriction pour les exploitations de la région de Seminole avait servi d’argument à plusieurs grandes compagnies pour obtenir également la restriction de la production de chantiers étrangers. L’échec de ces mesures aura certainement un contre-coup par ailleurs. Le pétrole, facteur de la vie économique Le pétrole est devenu un des facteurs les plus essentiels de la vie économique de l’humanité et peu de gens se doutent du rôle qu’il joue dans leur vie de tous les jours. L’homme « moyen » connaît le pétrole sous forme d’essence et de lampant ; il sait qu’avec le pétrole on fabrique des huiles lubrifiantes et quelques autres articles. Mais il ignore certainement que les sous-produits du pétrole fabriqués par les grandes compagnies se chiffrent par centaines. Le carbone dont on se sert pour les lampes à arc ; la benzine ; certains colorants ; l’asphalte, avec
être très fâcheuse. L’acceptation des mesures de restriction pour les exploitations de la région de Seminole avait servi d’argument à plusieurs grandes compagnies pour obtenir également la restriction de la production de chantiers étrangers. L’échec de ces mesures aura certainement un contre-coup par ailleurs. Le pétrole, facteur de la vie économique Le pétrole est devenu un des facteurs les plus essentiels de la vie économique de l’humanité et peu de gens se doutent du rôle qu’il joue dans leur vie de tous les jours. L’homme « moyen » connaît le pétrole sous forme d’essence et de lampant ; il sait qu’avec le pétrole on fabrique des huiles lubrifiantes et quelques autres articles. Mais il ignore certainement que les sous-produits du pétrole fabriqués par les grandes compagnies se chiffrent par centaines. Le carbone dont on se sert pour les lampes à arc ; la benzine ; certains colorants ; l’asphalte, avec lequel on pave nos rues ; la rhigolene, qui est un anesthésiant ; l’éther de pétrole, avec lequel on fait l’encre à stylos ; le toluène, le benzène qui servent à la fabrication des explosifs ; le pentane liquide, qui est employé pour souder; la paraffine, isolateur de fils électriques ; le cymogène qui sert à la fabrication de la glace artificielle ; tout cela sort du même baril de pétrole brut que l’essence du touriste et le pétrole de la ménagère. Et les produits de beauté, les crèmes et les onguents, les cosmétiques, le rouge, etc., etc. On a été jusqu’à faire avec le pétrole — mais à titre d’expérience seulement — un beurre synthétique dont le goût, dit-on, ne laisse rien à désirer. Les risques d’intoxication par le benzène Le Service de l’Hygiène des Etats-Unis attire l’attention des chimistes et des industriels du pétrole sur les risques d’intoxication que présente l’emploi du benzène dans les laboratoires. Cet emploi est extrêmement répandu, notamment pour les analyses et les essais de nombreux produits tels que le caoutchouc, les vernis, les couleurs, les huiles, dont il sert à déterminer la solubilité. Des études faites par le Service de l’Hygiène, il résulte
; le cymogène qui sert à la fabrication de la glace artificielle ; tout cela sort du même baril de pétrole brut que l’essence du touriste et le pétrole de la ménagère. Et les produits de beauté, les crèmes et les onguents, les cosmétiques, le rouge, etc., etc. On a été jusqu’à faire avec le pétrole — mais à titre d’expérience seulement — un beurre synthétique dont le goût, dit-on, ne laisse rien à désirer. Les risques d’intoxication par le benzène Le Service de l’Hygiène des Etats-Unis attire l’attention des chimistes et des industriels du pétrole sur les risques d’intoxication que présente l’emploi du benzène dans les laboratoires. Cet emploi est extrêmement répandu, notamment pour les analyses et les essais de nombreux produits tels que le caoutchouc, les vernis, les couleurs, les huiles, dont il sert à déterminer la solubilité. Des études faites par le Service de l’Hygiène, il résulte que « l’emploi du benzène (excepté lorsque cet emploi a lieu en vase clos), même quand le personnel est protégé par un système efficace de ventilation, qui réduit la concentration de benzène dans l’air de l’atelier à moins de 100 parties sur un million, implique des risques sérieux. Il faut, par conséquent, s'efforcer, dans la mesure du possible, d'employer d'autres dissolvants d'une nature moins toxique. Les pompes à essence et la circulation en Angleterre L'empiétement des pompes à essence sur les grandes routes inquiète le ministère des Transports Britanniques. Celui-ci a envoyé, il y a quelques jours, une circulaire à toutes les autorités locales, municipalités, etc., pour attirer leur attention sur les inconvénients de la trop grande latitude laissée aux débitants pour l'installation de pompes. Alors que certaines municipalités ont suivi les conseils donnés par le lieutenant-colonel Wilfrid Ashley, il y a cinq ans, et veillé à ce que rien ne vienne gêner une circulation toujours plus active, d'autres ont laissé les pompes sur les routes et ont même donné l'autorisation d'en installer d'autres. La circulaire rappelle qu'on dépense chaque année des sommes considérables pour élargir les routes, et qu'une partie de cet argent est fournie par le Road Fund.