Max Rupalti traduce per "Effetto Risorse" un solido studio di David Archibald sulla produzione di "tight oil" ("petrolio di scisto") ottenuto mediante fracking negli Stati Uniti. Il metodo usato per queste predizioni, la "linearizzazione di Hubbert" va preso con una certa cautela. Più di una volta, si è visto che la realtà può deviare dalle previsioni su tempi lunghi. Ma, quando i tempi coinvolti sono brevi, allora il metodo si rivela normalmente affidabile. In questo caso, sembra chiaro che le risorse esistenti di petrolio di scisto sono vicine al loro picco produttivo che dovrebbe verificarsi entro qualche anno al massimo, entro il 2015 secondo Archibald in questo articolo, verso il 2018-2019 in un articolo più recente sempre dello stesso Archibald. Una differenza di qualche anno cambia poco al concetto che, a meno di eventi inaspettati, il secondo ciclo di produzione petrolifera del Nord America si avvia verso la sua conclusione inevitabile. E' appropriato citare qui le parole recenti del geologo americano Arthur Berman che a questo proposito ha detto che "La produzione dagli scisti non è una rivoluzione, è una festa di pensionamento" ("Production from shale is not a revolution; it’s a retirement party.") (U.B.)
Da “Peak Oil Barrel”. Traduzione DI MR
Questo è un guest post di David Archibald (NOTA: un articolo più recente dello stesso Archibald aggiorna le predizioni spostando in avanti di qualche anno il picco del "tight oil")
Il picco imminente della produzione di petrolio statunitense
I sette anni di produzione di tight oil negli Stati Uniti hanno prodotto dati sufficienti da permettere una stima della quantità di petrolio che verrà recuperato da questi sistemi e sulla tempistica del picco di produzione. Sulla base dei dati di maggio 2014, i quattro principali bacini di tight oil produrranno un totale di 7,7 miliardi di barili con un tasso di picco di produzione di 3,9 milioni di barili al giorno per metà 2015. Seguendo quel picco, la previsione è prevista seguire un declino altrettanto rapido della sua ascesa. Ci si aspetta che questo a sua volta causi una rivalutazione della capacità di produrre combustibili da trasporto sufficienti sulla base delle attuali politiche.
Bakken, Nord Dakota
Jean Laherrere ha tracciato la produzione di petrolio da Bakken Fm in Nord Dakota usando la linearizzazione di Hubbert:
Chiamata anche tracciato di declino logistico, la linearizzazione di Hubbert traccia la produzione annuale divisa per produzione cumulativa fino a quella data sull'asse y contro la produzione cumulativa sull'asse x. Questo è il metodo che M. King Hubbert ha notoriamente usato nel 1956 per prevedere il picco della produzione di petrolio statunitense nel 1970. E' stato anche in gran parte corretto nel prevedere il tasso di declino da quel picco. Questa metodologia è basata sulla teoria del tasso di estrazione da una risorsa finita sviluppata originariamente dal matematico belga del 19° secolo Pierre Francois Verhulst (1804–1849). Il fatto che la produzione di Bakken dal 2012 viene tracciata come una linea retta su questo grafico riflette l'esaurimento di una risorsa vicino a 2.500 barili.
Quasi il 90% della produzione di Bakken del Nord Dakota proviene da quattro contee: Williams, Dunn, Mountrail e McKenzie. La Figura 2 mostra la storia della produzione mensile di queste contee dal 2005:
Ognuna di queste contee mostra anche la linearizzazione di Hubbert come si vede nella Figura 3:
L'analisi per contea conferma la valutazione su tutto l'affare. Sulla base dei dati al maggio 2014, la Tavola 1 rende in dettaglio la quantità di petrolio prodotto ad oggi, il recupero stimato finale (RSF) e la percentuale esaurita:
Così come Bakken, gli altri tre principali bacini/formazioni statunitensi di tight oil sono Niobrara, Eagle Ford e il Permiano. Usando la linearizzazione di Hubbert il RSF, il tasso di picco di produzione e l'anno del picco di questi bacini è mostrato nella Tavola 2:
Da “Peak Oil Barrel”. Traduzione DI MR
Questo è un guest post di David Archibald (NOTA: un articolo più recente dello stesso Archibald aggiorna le predizioni spostando in avanti di qualche anno il picco del "tight oil")
Il picco imminente della produzione di petrolio statunitense
I sette anni di produzione di tight oil negli Stati Uniti hanno prodotto dati sufficienti da permettere una stima della quantità di petrolio che verrà recuperato da questi sistemi e sulla tempistica del picco di produzione. Sulla base dei dati di maggio 2014, i quattro principali bacini di tight oil produrranno un totale di 7,7 miliardi di barili con un tasso di picco di produzione di 3,9 milioni di barili al giorno per metà 2015. Seguendo quel picco, la previsione è prevista seguire un declino altrettanto rapido della sua ascesa. Ci si aspetta che questo a sua volta causi una rivalutazione della capacità di produrre combustibili da trasporto sufficienti sulla base delle attuali politiche.
Bakken, Nord Dakota
Jean Laherrere ha tracciato la produzione di petrolio da Bakken Fm in Nord Dakota usando la linearizzazione di Hubbert:
FIG. 1
Quasi il 90% della produzione di Bakken del Nord Dakota proviene da quattro contee: Williams, Dunn, Mountrail e McKenzie. La Figura 2 mostra la storia della produzione mensile di queste contee dal 2005:
FIG. 2
FIG. 3
Tavola 1
Così come Bakken, gli altri tre principali bacini/formazioni statunitensi di tight oil sono Niobrara, Eagle Ford e il Permiano. Usando la linearizzazione di Hubbert il RSF, il tasso di picco di produzione e l'anno del picco di questi bacini è mostrato nella Tavola 2:
Il profilo di produzione atteso di questi bacini/formazioni fino al 2019 è mostrato nella Figura 4 seguente:
FIG. 4
Il contributo alla produzione statunitense del tight oil è stata benvenuto, ma avrà vita breve. Il boom del gas di scisto ha dinamiche diverse e durerà di più. La produzione di tight oil statunitense ha impedito alla produzione mondiale di petrolio di declinare negli ultimi 5 anni. Ci si può aspettare che il declino previsto della produzione statunitense di tight oil da metà 2015 abbia un impatto sul prezzo. Nella Figura 5 che segue è mostrato il prezzo del petrolio WTI e il prezzo del gas Henry Hub (x6) dal 1997 ed i tassi interni modellati di ritorno degli impianti di trasformazione del carbone in liquidi a 100, 120 e 140 dollari al barile sulla base di un capitale di spesa di 130.000 dollari al barile di capacità quotidiana:
FIG 5
David Archibald, Fellow ospite dell'Istituto di Politiche Mondiali di Washington D.C., è l'autore de Il crepuscolo dell'abbondanza: perché la vita nel 21° secolo sarà brutta, brutale e breve "Regnery 2014). Gestisce anche cinque milioni di acri nel bacino di Canning nell'Australia Occidentale.