Section 4. LES COUTS DE DEVELOPPEMENT
Les coûts de développement, désigné
sous l'appellation "frais de mise en valeur" par l'ICCA, sont définis
par cette dernière comme étant:
"Frais relatifs à l'accès aux réserves
prouvées et aux installations d'extraction, de traitement, de collecte
et de stockage du pétrole et du gaz naturel. Plus
précisément, les frais de mise en valeur, y compris
l'amortissement et la portion applicable des coûts d'exploitation du
matériel et des installations de soutien et les autres coûts
d'activités de mise en valeur, sont les frais engagés :
i) pour avoir accès aux emplacements de forage et
préparer les chantiers, y compris la prospection visant à
déterminer les emplacements précis de forage, le
déblaiement, le drainage, la construction de routes, le
déplacement de routes publiques, de conduites de gaz et de lignes
électriques, dans la mesure nécessaire pour mettre en valeur les
réserves prouvées;
ii) pour forer et équiper les puits de
développement, les puits de sondages stratigraphiques et les puits de
service, y compris le coût des plates-formes et d'éléments
comme le tubage, les colonnes de production, les machines d'épuisement
et les têtes de mise en production;
iii) pour acquérir, construire et mettre en place des
installations de production comme les conduites d'écoulement, les
séparateurs, les purificateurs, les réchauffeurs, les
collecteurs, les appareils de mesure et les réservoirs de stockage, les
installations de conditionnement et de traitement du gaz naturel et les
systèmes de services généraux et d'évacuation des
déchets;
iv) pour mettre en place des systèmes de
récupération améliorés."
Cette définition, donnée par la NOC-5 de l'ICCA,
est la traduction exacte de la définition donnée par le §21
du SFAS 19 publié en 1977.
78
Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
4.1. Règles générales
En règle générale les coûts
encourus pour le développement d'un réservoir sont
immobilisés comme partie du coût amortissable des actifs de
l'entreprise, que ce soit sous la méthode des efforts réussis ou
la méthode du coût complet. Ce principe est d'ailleurs retenu par
le SFAS 19, § 22.
Si les coûts de construction et de mise en place des
différentes installations de production, de traitement, de stockage et
de conduites ne pose pas de problème comptable particulier, il n'en est
pas de même des coûts des forages effectués lors de la phase
de développement. En effet, pendant cette phase, la distinction entre
les puits de développement et ceux d'exploration n'est pas toujours
évidente; une distinction, rappelons-le, qui conditionne le traitement
comptable à retenir sous la méthode des efforts
réussis.
Sous la méthode du coût complet, cette
distinction n'est pas importante puisque tous les coûts de forage qu'ils
soient d'exploration ou de développement sont portés à
l'actif comme partie du centre de coûts approprié.
4.2. Les puits de développement secs
Normalement, un seul puits productif ne constitue pas le
développement complet d'un réservoir. En effet, bien que
n'affectant en rien la quantité des hydrocarbures
récupérables en définitive, le nombre des puits de
production forés dans un réservoir modifie sensiblement le taux
d'extraction des réserves en place et par conséquent la
valeur actuelle des cash-flows futurs. C'est ainsi qu'après
avoir mis en évidence l'existence de réserves prouvées
à travers un forage d'exploration, les activités de forage et de
développement continuent jusqu'à ce que les limites du
réservoir soient déterminées. Cette détermination
ne peut être faite que par des puits secs ou par des puits marginaux sur
la périphérie du réservoir.
La question qui se pose à ce niveau, est de savoir si
le coût des puits de développement est à immobiliser
même en cas de puits secs ?
La NOC-5 semble englober tous les types de puits de
développement sans distinction entre ceux ayant conduit à la mise
en valeur de réserves prouvés et ceux qui se sont
avérés secs. Il
79
Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
est clair que si les coûts des forages d'exploration qui
n'aurait pas trouvé de réserves prouvées sont à
passer en charges alors que les coûts des puits de développement
même secs sont à capitaliser, la distinction entre les puits de
développement, y compris ceux de type stratigraphique, et les puits
d'exploration, y compris ceux de type stratigraphique, devient capitale.
L'ICCA, dans sa note NOC-5, fournit des précisions dans
ce sens, en définissant les puits d'exploration, de développement
et de type stratigraphique de la même manière que le SFAS 19,
§274.
Puits d'exploration. Puits forés en
vue de trouver et de produire du pétrole ou du gaz dans une zone non
prouvée, de découvrir un réservoir dans un champ reconnu
productif de pétrole ou de gaz dans un autre réservoir ou
d'étendre les limites d'un réservoir connu. En
général, on considère que tout puits autre qu'un puits de
développement, de service ou de forage stratigraphique est un puits
d'exploration.
Puits de développement. Puits
forés dans un réservoir prouvé de pétrole ou de gaz
naturel jusqu'à une profondeur reconnue productive.
Puits de service. Puits foré ou
implanté en vue de soutenir la production dans un champ existant, par
exemple, puits d'injection ou de refoulement.
Forage stratigraphique. Forage visant
à obtenir de l'information sur une situation géologique
particulière. Ce type de forage, que l'on effectue habituellement sans
l'intention de mettre le puits en production, comprend les essais de carottage
et tous les types de forages à fonds perdus liés à
l'exploration pétrolière et gazière. Les forages
stratigraphiques sont dits i) d'«exploration» lorsqu'ils ne sont pas
faits en zone prouvée, ou ii) de «développement»
lorsqu'ils sont faits dans une zone prouvée. Les forages
stratigraphiques de développement sont souvent appelés puits
d'évaluation.
Ces définitions, données par la
réglementation américaine et reprises par les normes canadiennes,
limitent sévèrement les types de puits qui peuvent être
considérés comme puits de développement. Par exemple, les
puits forés pour définir le périmètre d'un
réservoir sont des puits d'exploration. Un puits foré
jusqu'à une profondeur non reconnue productive
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Compte des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
auparavant est considéré comme un puits
d'exploration même s'il y a une production à partir d'autre
profondeur sur la même propriété.
Ainsi, ne sont considérés comme des puits de
développement que les forages effectués dans une
zone prouvée et à une profondeur
d'un horizon stratigraphique reconnue
productif, même s'ils s'avèreraient secs.
Figure 3 illustre le processus de développement d'une simple structure
anticlinale en distinguant les différents types de forages
effectués au cours de la phase de développement.
Le traitement comptable, en l'apparence incohérent, des
coûts de forages d'exploration secs et des coûts des puits de
développement secs est supporté par le conseil du FASB. Ce
dernier stipule dans le SFAS 19, §204 à 207, qu'il y a une grande
différence entre les puits d'exploration et les puits de
développement48. En effet, le but d'un puits d'exploration
est de rechercher des réserves de pétrole et de gaz naturel. Par
conséquent l'existence d'avantages économiques futurs n'est
connue qu'après la fin ou l'achèvement des travaux de forage. Par
contre, un puits de développement est effectué dans le cadre d'un
effort global de construction d'un système de production entier
englobant les puits, les équipements et les installations. Son but est
d'extraire des réserves d'hydrocarbures déjà
découvertes et considérées comme prouvées.
L'existence d'avantages économiques futurs est discernable des
réserves déjà prouvées au moment du commencement du
forage.
Par ailleurs, partant du principe que les puits de
développement sont forés dans des zones prouvées, la
majorité de ces puits sont couronnés de succès. Les puits
de développement secs existent à cause de structures
géologiques fissurées, de conditions stratigraphiques inattendues
ou encore à cause de problèmes techniques. Ainsi, les puits de
développement secs peuvent être assimilés à des
coûts normaux de gaspillage dans une opération de construction.
48 SFAS 19, §205, "In the Board's judgment,
however, there is an important difference between exploratory dry holes and
development dry holes. The purpose of an exploratory well is to search for oil
and gas. The existence of future benefits is not known until the well is
drilled. Future benefits depend on whether reserves are found. A development
well, on the other hand, is drilled as part of the effort to build a producing
system of wells and related equipment and facilities. Its purpose is to extract
previously discovered proved oil and gas reserves. By definition (Appendix C,
paragraph 274), a development well is a well drilled within the proved area of
a reservoir to a depth known to be productive. The existence of future benefits
is discernible from reserves already proved at the time the well is
drilled."
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Figure. 3 : Développement d'un
réservoir49
Site
Well
Cap Rock Gas Cap
OIL
ENCROACHING SALT WATER
*Prouver un site signifie que les données
géologiques et d'ingénierie indiquent avec une certitude
raisonnable que le site contient suffisamment de réserves pour justifier
(aux prix courants) le forage de puits de développement. Un puits
couronné de succès ne prouve normalement que les zones adjacentes
uniquement. Cependant, il peut ne pas prouver toutes les zones adjacentes.
Site Puits
D 1 Puits d'exploration de découverte. Il
détermine les sites C et E
comme zone prouvée*.
E 2 Puits productif de développement - Puits 2 prouve site
F*.
F 3 Puits productif de développement - suppose que les
données obtenues
ne prouvent pas le site G*.
B 4 Puits d'exploration productif foré dans une zone
non prouvée.
Supposons que les données obtenues prouvent site
A.
C 5 Puits productif de développement.
A 6 Puits de développement sec. Coûts de forage
immobilisés. Puits
bouché et abandonné.
G 7 Puits d'exploration sec. Coûts passés en
charges. Puits bouché et
abandonné.
A B C D E F G
6 4 5 1 2 3 7
49 Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R.
BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues,
éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 199
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des Coûts de Recherche et de Développement des
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4.3. Les forages au-delà des formations reconnues
productives
Un puits de développement est un puits foré dans
une zone prouvée d'un réservoir de pétrole ou de gaz
naturel, à une profondeur reconnue productive. Il arrive parfois que les
opérations de forage soient continuées pour explorer une strate
géologique plus profonde mais que l'on n'a pas encore
déterminé prouvée. Dans pareil cas, faudra-il
considérer le puits comme un puits d'exploration ou un puits de
développement ?
Théorique, il est peu raisonnable de traiter le puits
foré comme entièrement un puits de développement ou
entièrement un puits d'exploration. En effet, la solution retenue par la
majorité des entreprises pétrolières50 est de
considérer le forage effectué comme deux puits distinct où
les coûts de forage jusqu'à la formation prouvée sont
traités comme des coûts de développement et le coût
marginal supporté pour explorer une formation plus profonde pour des
réserves additionnelles est traité comme un coût de forage
d'exploration.
De même, si une entreprise entre un puits en production
pour forer à un horizon plus profond, déterminé par la
suite non prouvé, le coût additionnel de cette opération
doit être traité comme le coût d'un forage d'exploration.
4.4. Le plug-Back
Une entreprise pétrolière peut entreprendre un
forage d'exploration ayant comme cible une formation géologique à
9000 pieds de profondeur. Au cours du forage, l'entreprise peut rencontrer une
formation à une profondeur de 6000 pieds renfermant des réserves
d'hydrocarbures mais décide comme même d'atteindre la profondeur
cible. N'ayant pas trouvé des réserves d'hydrocarbures dans la
formation cible à 9000 pieds, l'entreprise décide de boucher le
puits au niveau de 6000 pieds et de procéder à la
complétion du puits devenu productif à cet horizon. Une telle
opération est dite de plug-back.
Encore une fois, il est plus raisonnable de considérer
les travaux effectués comme deux forages d'exploration distincts. Le
premier étant un puits d'exploration effectué jusqu'à
une
50 Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R.
BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues,
éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 212
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profondeur de 6000 pieds et ayant conduit à la
découverte de réserves d'hydrocarbures exploitables; le
deuxième étant constitué des travaux de forage
supplémentaire entre la profondeur de 6000 pieds et la formation cible
à 9000 pieds.
Sous la méthode des efforts réussis, le
coût du premier puits serait immobilisé comme partie des
coûts de forage et installations de production alors que le coût du
forage supplémentaire serait comptabilisé en charges de
l'exercice. Néanmoins, partant du fait que la formation cible
était à l'origine celle située à 9000 pieds,
certaines entreprises américaines préfèrent passer en
charges une partie des coûts de forage de la portion supérieure du
puits.
4.5. Coût d'abandon d'une portion de
forage
Les opérations de forage constituent un processus
complexe, délicat et évolutif au cours duquel des
problèmes techniques sont souvent rencontrés. En effet, au cours
d'une opération de forage, il est possible de traverser une zone de
perte51 due à une formation fracturée, ou de
traverser une formation argileuse résultant parfois en le coincement du
matériel de forage. En outre, des conditions géologiques
difficiles peuvent occasionner la perte du trépan ou d'autres outils de
forage bouchant ainsi le puits foré et nécessitant
généralement des travaux d'instrumentation qui peuvent
s'avérer infructueux.
Face à de telles difficultés, le programme de
forage est souvent rectifié entraînant soit l'abandon du puits
foré et le forage d'un autre puits à proximité, soit la
réalisation d'un plug-back accompagné d'un side-track tout en
ayant comme objectif la même formation cible.
Dans pareils cas, la question qui se pose est de savoir si les
coûts de forage du puits abandonné ou de la portion
abandonnée du forage sont à comptabiliser en charges de
l'exercice ou à porter à l'actif sous la méthode des
efforts réussis.
Dans le cas d'un forage de développement, la
réponse ne soulève pas de difficulté particulière.
En effet, il est logique de traiter de tels coûts exactement de la
même manière que les coûts de forage d'un puits de
développement sec.
51 Une zone de perte est caractérisée
par la perte de la boue ou d'autre produits utilisés dans les
opérations de forage.
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Dans le cadre d'un forage d'exploration de découverte,
la pratique comptable est encore une fois divergente. En effet, la plupart des
entreprises américaines considèrent le puits abandonné ou
la portion abandonné d'un puits comme des travaux d'exploration
infructueux et comptabilisent par conséquence les coûts y relatifs
en charges de la période. Néanmoins, d'autres entreprises
trouvent que de tels travaux, supplémentaires et sans valeur
ajoutée certes, constituent une partie d'un seul projet de forage dont
le coût doit être porté à l'actif.
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