Da “Peal Oil Barrel”. Traduzione di MR
Bakken, così come le altre zone di petrolio di scisto, non è un'area omogenea in cui se ne possono trovare le stesse quantità. David Hughes in Drilling Deeper, lo spiega così; anche se qui lui sta parlando di pozzi di gas, la stessa cosa vale per i pozzi di petrolio:
Tutti i giacimenti di gas hanno invariabilmente delle aree “centrali” o “sweet spots”, nelle quali la produzione dei singoli pozzi è maggiore e quindi i conti migliori. I sweet spots vengono individuati e trivellati per primi, all'interno del ciclo di vita di un giacimento, lasciando la roccia di minore qualità da perforare quando il giacimento invecchia (richiedendo prezzi del gas più alti perché sia economicamente sostenibile); così, il numero di pozzi necessari per compensare il declino del giacimento aumenta inevitabilmente col tempo.
Tuttavia Bakken, perlomeno fino al rapporto di produzione di settembre della Commissione Industriale del Nord Dakota (CIND), non ha dato alcuna indicazione reale di essere vicino al picco. Ma uno sguardo ravvicinato ai dati mi fa credere che stia per cambiare tutto. Il CIND pubblica un Rapporto delle Attività Quotidiane in cui elenca i permessi rilasciati, nonché i pozzi completati e quelli rilasciati dall'elenco riservato delle perforazioni di scisto. Questi rapporti di solito, ma non sempre, forniscono anche il numero di barili al giorno e di acqua al giorno per le prime 24 ore di produzione. Ho ispezionato tutti i giorni fino al primo novembre 2013 ed ho raccolto i dati di ogni pozzo elencato che fornisce i numeri di produzione ed ho copiato i dati su Excel. In quell'anno e tre settimane ho raccolto i dati da ognuno dei 2.171 pozzi che forniscono i numeri di produzione. Suddividendo questi pozzi per numero di pozzi, che è l'originale numero di permessi, si ottengono alcuni risultati sorprendenti.
Per smussare il grafico, ho creato una media per pozzo di 200 barili al giorno. Il primo punto sul grafico è quindi la media del duecentesimo pozzo, #23890, e l'ultimo punto la media al 2.171nesimo pozzo, #28971. Come potete vedere, c'è stato un declino continuo, anche se irregolare, nelle prime 24 ore di produzione mentre il numero di pozzi aumenta.
Bakken, così come le altre zone di petrolio di scisto, non è un'area omogenea in cui se ne possono trovare le stesse quantità. David Hughes in Drilling Deeper, lo spiega così; anche se qui lui sta parlando di pozzi di gas, la stessa cosa vale per i pozzi di petrolio:
Tutti i giacimenti di gas hanno invariabilmente delle aree “centrali” o “sweet spots”, nelle quali la produzione dei singoli pozzi è maggiore e quindi i conti migliori. I sweet spots vengono individuati e trivellati per primi, all'interno del ciclo di vita di un giacimento, lasciando la roccia di minore qualità da perforare quando il giacimento invecchia (richiedendo prezzi del gas più alti perché sia economicamente sostenibile); così, il numero di pozzi necessari per compensare il declino del giacimento aumenta inevitabilmente col tempo.
Tuttavia Bakken, perlomeno fino al rapporto di produzione di settembre della Commissione Industriale del Nord Dakota (CIND), non ha dato alcuna indicazione reale di essere vicino al picco. Ma uno sguardo ravvicinato ai dati mi fa credere che stia per cambiare tutto. Il CIND pubblica un Rapporto delle Attività Quotidiane in cui elenca i permessi rilasciati, nonché i pozzi completati e quelli rilasciati dall'elenco riservato delle perforazioni di scisto. Questi rapporti di solito, ma non sempre, forniscono anche il numero di barili al giorno e di acqua al giorno per le prime 24 ore di produzione. Ho ispezionato tutti i giorni fino al primo novembre 2013 ed ho raccolto i dati di ogni pozzo elencato che fornisce i numeri di produzione ed ho copiato i dati su Excel. In quell'anno e tre settimane ho raccolto i dati da ognuno dei 2.171 pozzi che forniscono i numeri di produzione. Suddividendo questi pozzi per numero di pozzi, che è l'originale numero di permessi, si ottengono alcuni risultati sorprendenti.
Per smussare il grafico, ho creato una media per pozzo di 200 barili al giorno. Il primo punto sul grafico è quindi la media del duecentesimo pozzo, #23890, e l'ultimo punto la media al 2.171nesimo pozzo, #28971. Come potete vedere, c'è stato un declino continuo, anche se irregolare, nelle prime 24 ore di produzione mentre il numero di pozzi aumenta.
Scomponendo questo dato secondo il numero di pozzi, vediamo che la produzione ha raggiunto il picco a 24000s e da lì ha un declino costante. Ogni gruppo di numero di pozzi non contiene lo stesso numero di pozzi.
Numeri di pozzi - Barili Petrolio/g - Numero di pozzi campione
18s – 22s 1,235 81
23000s 1,362 134
24000s 1,497 285
25000s 1,320 676
26000s 1,198 591
27000s 1,016 361
28000s 841 40
Il grafico sopra rappresenta le prime 24 ore di produzione per pozzo mensile e la percentuale di acqua per pozzo delle prime 24 ore per tutti i pozzi per i quali il CIND ha elencato i numeri. I numeri del novembre 2014 arrivano solo fino al 21. Nota: Le prime 24 ore di produzione sono ben lontane dall'essere la media dei primi anni di produzione. E anche se tutti i pozzi sono diversi, sono relativamente certo che ci sia un tasso di conversione medio, ma non ho idea di quale sia. Azzarderei che si trovi fra un quarto e un terzo delle prime 24 ore di produzione. Ma se qualcuno ha una qualche idea di quale sia il fattore medio di conversione, se ce n'è uno, mandatemi per favore una e-mail a DarwinianOne at Gmail.com o postatelo nella sezione dei commenti del post. Il Nord Dakota emette i permessi di trivellazione in ordine sequenziale. Ma quei permessi non vengono trivellati in sequenza. I trivellatori soprassederanno spesso su un permesso per due o tre anni, rinnovandolo poi come richiede la legge. Un elenco di tutti gli impianti di trivellazione attivi, il numero di pozzi sui quali si sta lavorando e la data di avvio, si può trovare presso l'Elenco degli Impianti di Trivellazione Attivi del NDIC, Sono elencati a seconda del loro numero API, ma l'elenco può essere copiato ed incollato in Excel e ordinato come volete.
Dei 191 impianti in funzione, 39 o il 20% operano su numeri di pozzo al di sotto di 28.000. 76 o il 40%, operano su numeri di pozzo nell'ordine dei 29.000. Il permesso #28000 è stato rilasciato il 26 marzo 2014. Quindi l'80% di tutti gli impianti operano su permessi rilasciati di recente. Il 21 novembre, il più alto numero di pozzo completato è stato #28971. Il numero di pozzo maggiore attualmente trivellato è #29908. Il numero di permesso più alto rilasciato è #30076. Il recupero di petrolio continuerà nel futuro di Bakken? Una semplice risposta di una sola parola è “no”, come spiega questo articolo.
Le società energetiche lasciano attualmente circa il 95% del greggio nel sottosuolo nei pozzi di petrolio non convenzionali odierni, ma affrontano grandi sfide tecnologiche nell'aumentare i tassi di recupero, ha detto martedì uno scienziato di Schlumberger…“Tutto il nostro spettro di metodi di recupero secondario non funziona”, ha detto Kleinberg in un discorso che fa pensare al summit della EIA nella capitale. L'iniezione di acqua – dove l'acqua può essere dispersa da un'iniezione separata e da pozzi produttivi – non è un'opzione, perché le formazioni di tight oil sono troppo dense per permettere quei flussi d'acqua. E mentre il biossido di carbonio può essere usato per mettere in pressione un pozzo di petrolio convenzionale, attualmente c'è un limite nella quantità di quel gas disponibile da pompare sottoterra. “L'industria petrolifera vorrebbe avere piì CO2, che un modo perfetto per ottenere più petrolio dal sottosuolo, ma ci sono limiti alle forniture accessibili di CO2”, ha detto Kleinberg, arguendo: “L'industria petrolifera vive in un mondo di CO2 limitata; è solo l'industria petrolifera che pensa che non ci sia biossido di carbonio sufficiente”.
In conclusione, la produzione delle prime 24 ore per pozzo, se misurata dal numero di pozzi, è diminuita del 40% dal picco a 24000. Questo, secondo me, indica chiaramente che i sweet spots stanno svanendo e le compagnie ora stanno trivellando in terreni meno produttivi. Ora credo che la produzione del Nord Dakota giungerà al picco non più tardi del 2015, con un'alta probabilità che il 2014 si rivelerà l'anno del picco.