Il "miracolo" del fracking spiegato. Potrebbe accadere di nuovo?

Un'immagine dalla presentazione della tesi di Louis Delannoy all'INRIA di Grenoble il 15 settembre 2023. Louis (lo vedete in basso a sinistra nell'immagine) ha lavorato sulla transizione energetica utilizzando modelli che prendevano esplicitamente l'EROEI (rendimento energetico dell'energia investita) in considerazione. I risultati sono in linea con quanto già sappiamo: la transizione è possibile ma non facile. Tuttavia, l'approccio di Delannoys ai calcoli ha portato a diversi spunti interessanti. Il primo riguarda il modo in cui il tight oil ha rivoluzionato il mercato petrolifero negli anni 2010. Si scopre che lo shale oil è stato un piccolo miracolo tecnologico. Può essere ripetuto? Una questione cruciale per il futuro dell’umanità. Il testo che segue si ispira alla tesi di Delannoy, pur riportando mie riflessioni personali. 

“Game Changer” è un termine abusato, ma si applica perfettamente all’impatto del fracking sul mercato petrolifero negli anni 2010. Mentre gli esperti erano in gran parte concordi nel ritenere definitivo il calo della produzione petrolifera statunitense, inaspettatamente il mercato è stato inondato dal nuovo “tight oil” o “shale oil” prodotto dal “fracking”, che ormai supera la produzione di petrolio convenzionale negli Stati Uniti con un rapporto superiore al 60%/40%. La produzione USA di tight oil è ancora in aumento, e potrebbe continuare ad aumentare almeno per qualche anno, anche se a costi di estrazione in aumento.  (fonte immagine)

Il successo dell’operazione tight oil solleva diverse domande: perché ha avuto tanto successo? Perché non è arrivato prima? Perchè non è stato previsto? Quanto durerà? Può essere replicato al di fuori degli Stati Uniti?  

La visione biofisica dell’estrazione petrolifera presuppone che le risorse “facili” (cioè quelle a basso costo) vengano estratte per prime. Queste sono le risorse che forniscono il più alto EROI (rendimento energetico per l'energia investita) e quelle che forniscono il ritorno economico più elevato. Man mano che queste risorse si esauriscono, lo sforzo di estrazione si sposta verso un EROI inferiore e quindi risorse più costose. I prezzi devono essere aumentati per mantenere il profitto e ciò influisce negativamente sulla domanda. Il risultato è la familiare "curva di Hubbert" a forma di campana. (qui visto in un'illustrazione dell'articolo originale del 1956 di Marion King Hubbert).

È stato a causa di questa visione che, negli anni 2000, molti esperti tendevano a liquidare il petrolio di scisto come una moda passeggera. Quando l’industria ha iniziato a estrarlo, la reazione è stata che, dal momento che il petrolio di scisto è arrivato molto dopo l’inizio del declino del petrolio convenzionale, doveva trattarsi di un tentativo disperato di estrarre da risorse a basso EROI. In effetti, la complessità e la sofisticazione dei macchinari necessari per le varie operazioni di trivellazione dello shale oil sono impressionanti. Si potrebbe pensare che l'intero macchinario sia inefficiente e costoso, un'impressione rafforzata dalle molteplici dichiarazioni nei media finanziari secondo cui gli investitori per la maggior parte non hanno guadagnato nulla con il fracking. 

Ma non sembra essere così. Diamo un'occhiata alla tabella all'inizio di questo post. Mentre il greggio convenzionale negli Stati Uniti ha ora un EROI di circa 10 alla bocca del pozzo, la stima riportata da Delannoy da un articolo di Brandt et al. è intorno a 30 per lo shale oil, sempre alla bocca del pozzo. Non c'è da riporre troppa fiducia in questi numeri; sono affetti da grandi incertezze. Ma sono in contrasto al modello biofisico semplificato che vede l’estrazione muoversi gradualmente da risorse con EROI elevato a risorse con EROI basso. 

Allora, cosa è successo? Ebbene, è una delle regole dell'universo che " Dio sceglie le cose stolte per confondere i saggi ( 1 Corinzi 1:27 ). I saggi, ovvero gli "esperti", tendono a concentrarsi su ciò che sanno e a respingere ciò che sanno. Non funziona così.  Il record degli esperti nella comprensione delle rivoluzioni tecnologiche è estremamente scarso. In campo energetico, tendono a riporre molta fiducia nelle "nuove tecnologie", ma quasi sempre scommettono su quelle sbagliate, ad esempio l'idrogeno. Parallelamente, si perdono le vere rivoluzioni, come quella dello shale oil. 

Anche di recente, gli esperti sono totalmente incapaci di credere o comprendere il nuovo punto di svolta, l’energia fotovoltaica, che ora ha un EROI abbastanza grande da distruggere tutte le alternative fossili. La maggior parte degli esperti non ha familiarità con la tecnologia fotovoltaica. Non riescono proprio a capire come una lastra grigia apparentemente semplice possa competere e superare le gigantesche turbine a vapore azionate da un enorme impianto nucleare. Fortunatamente, le tecnologie efficienti tendono ad affermarsi per la pura forza della loro efficienza. È successo per lo shale oil; sta accadendo per il fotovoltaico. Osserviamo i cambiamenti che avvengono anche se spesso non li comprendiamo. Come al solito, il futuro decide per noi. 

______________________________________________

Alcuni altri punti da considerare

1. L’ascesa del tight oil viene talvolta usata per denigrare i modelli biofisici e la curva di Hubbert. Questo è un grave errore. Il modello biofisico descrive perfettamente ciò che è accaduto negli Stati Uniti negli ultimi 20 anni se si tiene conto dell’elevato EROI dello shale oil. La tecnologia è uno dei fattori che possono cambiare la partita: gli aerei non invalidano la legge di gravitazione universale di Newton. 

2. Il tight oil è stato un successo, ma ciò non significa che sia una buona cosa, né che durerà per sempre. Ci mantiene dipendenti dai combustibili liquidi e rinvia la transizione tanto necessaria alle energie rinnovabili. Fortunatamente, anche questa risorsa ad alto EROI non può durare per sempre. Nonostante alcune affermazioni ottimistiche su “secoli di prosperità”, è probabile che raggiunga il suo picco nei prossimi anni, per poi iniziare a diminuire in modo irreversibile. 

3. La storia secondo cui gli investitori non hanno guadagnato nulla con lo shale oil è un po’ più difficile da comprendere. Se lo shale oil ha un EROI così buono, come è possibile che le persone non ne abbiano tratto profitto? In via provvisoria, ciò può essere spiegato assumendo che i profitti siano stati quasi completamente reinvestiti in nuove trivellazioni. Si noti, infatti, quanto è ripida la curva di crescita della produzione di shale oil. A quanto pare, gli investitori hanno aspettato che il petrolio di scisto guadagnasse un posto stabile nel mercato prima di iniziare a pensare ai profitti. Leggiamo sui giornali finanziari che la maggior parte degli investitori hanno dichiarato che ora smetteranno di buttare denaro in nuovi pozzi di shale, concentrandosi ora sulla massimizzazione dei profitti. Potrebbe essere uno dei motivi del recente aumento dei prezzi. Il che vuol dire, ovviamente, che la produzione si avvia verso il declino. 

3. È una cosa buona che l'EROI delle tecnologie di produzione di liquidi alternative allo shale oil, come Coal to Liquids (CTL) e Gas to Liquids (GTL), abbiano un EROI così basso (guardate l'immagine della tesi di Delannoy sopra ). Ciò significa che quando il tight oil inizierà a diminuire, non vedremo una corsa ai combustibili sintetici (grazie a Dio!). Potremmo assistere a un tentativo di spostarsi verso le sabbie bituminose, ma anche in quel caso l’EROI è probabilmente troppo basso per ripetere il miracolo dello shale oil. 

4. Resta una questione aperta in un contesto geopolitico. Perché il tight oil viene estratto solo (o quasi solo) negli Stati Uniti? Chiaramente, l’industria statunitense ha sviluppato tecnologie efficienti per la perforazione orizzontale e la fratturazione idraulica. Ma questi non sono così complessi da non poter essere replicati altrove, e la stessa industria statunitense potrebbe essere interessata ad applicarli in altri paesi. Allora perché, ad esempio, la Russia non sta sviluppando il petrolio di scisto della Formazione Bazhenov, situata nella Siberia occidentale ? Lo afferma l' Energy Information Administration statunitense, l'intera area potenziale dello shale di Bazhenov dispone di risorse di tight oil pari a più di mille miliardi di barili. Forse è un'esagerazione (spesso queste stime lo sono), ma è una cifra enorme che corrisponde a circa 30 anni di consumo ai ritmi attuali. Esistono molte altre potenziali risorse di tight oil nel mondo, ma nessuna viene sfruttata a un ritmo significativo. Questa partita geopolitica è destinata a rimanere per ora un mistero, e possiamo solo sperare che la rivoluzione fotovoltaica renda presto obsoleti i combustibili liquidi.

Louis Delannoy durante la discussione della sua tesi il 15 settembre 2023 a Grenoble. Indossa una maglietta "Limiti alla Crescita" (potete comprarne una su Zazzle ). 

Il rumore del picco del petrolio

Da “The Oil Crash”. Traduzione di MR

Cari lettori,

questo 2016 è stato segnato da una notizia che ha occupato una parte apprezzabile del sempre conteso spazio mediatico: la volatilità della borsa cinese. Nell'Impero di Mezzo si sono vissuti giorni di grande ribasso, fino al punto che si è dovuta sospendere la sessione per un paio di giorni, essendo il ribasso oltre il 7%. La borsa cinese aveva avuto un'evoluzione abbastanza mediocre nel 2015 e a quello che sembra tutti i problemi accumulati sono sempre più evidenti nel 2016. Le borse occidentali hanno accusato l'impatto con diminuzioni accumulate che ammontano alla metà di quelle cinesi, ma dimostrano che l'evoluzione del gigante asiatico ha molta influenza in ciò che avviene nel mondo.

Ma che succede alla Cina? Semplicemente che la Cina, la fabbrica del mondo, sta accusando con forza la diminuzione della domanda mondiale di ogni tipo di bene. Cosa logica, se si tiene conto del fatto che la riduzione della leva finanziaria del debito iniziata nel 2008 è andata a minare progressivamente la rendita disponibile delle classi medie (tramite la diminuzione delle prestazioni ed il degrado della qualità del lavoro salariato). E quella classe media, sempre più impoverita, compra meno cose e consuma di meno.

Il declino della produzione di petrolio negli Stati Uniti

Da “reuters”. Traduzione di MR (via Cristiano Bottone)

Di Dmitry Zhdannikov e Ron Bousso

Una pompa in funzione in un pozzo preso in affitto dalla Devon Energy Production Company vicino a Guthrie, Oklahoma nel settembre 2015.REUTERS/NICK OXFORD

Alcuni dirigenti petroliferi martedì hanno avvertito di un declino “drammatico” della produzione statunitense che potrebbe spianare la strada ad una futura impennata dei prezzi se la domanda di combustibili aumenta.

I delegati della conferenza Oil and Money a Londra, un incontro annuale di funzionari esperti di petrolio, hanno detto che i prezzi mondiali del petrolio sono stati troppo bassi per sostenere la produzione di petrolio da scisto, la maggiore aggiunta alla produzione mondiale dell'ultimo decennio.

Inizia l'era della grande destabilizzazione: economia e clima sono arrivati a un punto critico.

Da “The Oil Crash”. Traduzione di MR

Di Antonio Turiel

Cari lettori,

questo mese di luglio è finito nel segno del cambiamento, dei grandi cambiamenti che stanno già iniziando a prendere corpo e che segneranno la seconda metà di questo 2015. Nonostante che sui media si pretenda di proiettare un'immagine di tranquillità e serenità, la cosa sicura è che il clima di nervosismo è in aumento. E non c'è da stupirsi, perché la destabilizzazione che abbiamo di fronte non si riferisce solo alla disponibilità di risorse (e di conseguenza l'impossibilità di continuare con questo sistema economico basato sulla crescita infinita), ma anche alla instabilità climatica rapidamente in crescita ed alla non meno emergente instabilità politica. Cominciamo col riassunto di questo mese di luglio 2015.

Guida rapida per i cosiddetti esperti petroliferi

Da “The Oil Crash”. Traduzione di MR

Cari lettori,

vorrei dedicare il post della settimana ai cosiddetti “esperti di energia”. Non sto parlando di una persona che più o meno se ne intende della materia, né dei giornalisti o accademici che dedicano una buona parte del loro tempo professionale ad informare degnamente sui fatti, nonostante la sordina mediatica. No. Il tipico “esperto di energia” al quale farò riferimento oggi è un personaggio veste sempre l'abito della sua religione (lui: vestito con gilè opzionale, camicia perfettamente stirata, cravatta perfettamente annodata; lei: vestito di colore discreto o che colpisce, a seconda di quello che vuol dimostrare, scarpe coi tacchi, giacca; in entrambi i casi il prezzo dei loro indumenti equivale a diversi mesi del mio stipendio).


Queste persone frequentano gli alti templi del loro credo (Parlamento Europeo, ministeri, segreterie di Stato, consigli regionali, think tank, …) e sono di casa alle cerimonie rituali che sono loro proprie (ricevimenti ufficiali, vini spagnoli, banchetti di gala, conferenze stampa...) Per il loro modo di parlare, di comportarsi e persino di muoversi, ci si rende conto che si tratta di una specie diversa di homo sapiens comune, sono persone abituate al fatto che tutti pendono dalle loro labbra, a troncare le discussioni con una frase, a sollazzarsi ascoltando la propria voce. Sono persone che si sono strusciate col primo ministro, hanno condiviso un desco con uno sceicco arabo, che hanno pisciato di fianco all'Economista Capo della IEA o che è andata in bagno con Hillary Clinton dopo l'obbligatorio “Se ci volete scusare...”. Sono persone che sanno di energia perché hanno sentito parlare a lungo altri che sanno di energia in riunioni dove tutte queste persone si riuniscono periodicamente e prendono decisioni che riguardano tutti noi, senza avere fondamentalmente nessuna idea comprovata dai fatti di quello di cui stanno parlando.

E' a questi esperti che voglio dedicare il post di oggi. (E non (solo) con l'animo di deriderli ancora di più con questo piccolo post, ma per offrir loro sinceramente alcune linee guida sulla materia che trattano e maltrattano. Si tratta di offrire loro dati comprovati e fonti affidabili perché, anche se non li usano nella loro prossima discussione liturgica, perlomeno vedano che forse c'è un approccio alternativo.

Febbraio 2015: i fallimenti accelerano nel settore petrolifero

Da “The Oil Crash”. Traduzione di MR

di Antonio Turiel

Cari lettori,

potrebbe sembrare che non sta succedendo nulla di particolarmente rilevante sulla scena internazionale, tenendo conto della relativa stagnazione dell'evoluzione del prezzo del petrolio brent durante le ultime settimane. Dopo essere sceso dai 110 dollari al barile del giugno 2014 a meno di 50 dollari al barile nel gennaio del 2015, sembrava che la situazione si invertisse con una ripresa relativamente repentina di 10 dollari al barile a fine gennaio. Tuttavia, quasi un mese più tardi il prezzo del barile continua a rimanere da quelle parti.

In realtà è tutto il contrario: si sta verificando una rivoluzione che non viene percepita dalla maggior parte degli analisti economici, cioè, coloro che guardano solo l'evoluzione dei prezzi senza cercare di capire cosa ci sia dietro. E questa rivoluzione non è una rivoluzione energetica sullo stile di quella che è stato tanto sbandierato che stessero facendo gli Stati Uniti, ma proprio il crollo di questo gigante dai piedi d'argilla. Uno sguardo rapido alle statistiche della società di servizi dell'industria petrolifera Baker Hughes ci mostra il brutale crollo del numero di perforazioni orizzontali (caratteristiche, anche se non esclusive, del fracking) negli Stati Uniti, di più del 30% dal loro massimo dell'ottobre 2014:

E di conseguenza si avvicendano le notizie sulle estrazioni petrolifere e del gas, molte delle quali vincolate dal fracking, che stanno chiudendo per colpa dei propri debiti o licenziando in massa (metto i link delle sole notizie degli ultimi due mesi. Negli ultimi mesi del 2014 c'è una raccolta di queste della stessa dimensione):

• Fallimento della WBH Energy (Gennaio 2015; al link troverete altri fallimenti dello scorso anno).
• Fallimento della GasFrac Energy Services Inc. di Calgary (19 gennaio 2015).
• Baker Hughes licenzierà 7.000 lavoratori (20 gennaio 2015).
• Halliburton licenzierà almeno 5.000 lavoratori (10 febbraio 2015).
• Quicksilver Resources potrebbe fallire (18 febbraio 2015).

Ma questa è solo la punta dell'iceberg, visto che non solo le estrazioni col fracking stanno soffrendo. Dall'altro lato della frontiera, la situazione non è molto meglio per le estrazioni delle sabbie bituminose in Canada:

• Fallimento della Southern Pacific Resources (Gennaio 2015).
• Canadian Oil Sands Ltd. a rischio di fallimento (2 febbraio 2015).
• Fallimento della Sonde Resources Corp (2 febbraio 2015).
• Fallimento della Ivanhoe Energy (20 febbraio 2015).

Il disastro che sta avvenendo nel settore delle sabbie bituminose del Canada dà, sicuramente, un'altra dimensione, economica ed interessata, al recente veto del presidente Obama alla costruzione dell'oleodotto Keystone XL.

E una conseguenza davvero preoccupante: non chiudono solo le estrazioni da fracking negli Stati Uniti, ma anche, e ad un ritmo più rapido, le trivellazioni verticali in quel paese (le quali sono tipiche dell'estrazione di petrolio convenzionale). Come vedrete nel grafico allegato, la caduta in questo caso è di circa il 50%, partendo inoltre da un punto da un numero che era molto più stabile nel tempo:

Nel frattempo, il Dipartimento dell'Energia statunitense, attraverso la EIA, riconosce nel suo rapporto di congiuntura che l'offerta ha superato la domanda già da più di un anno (anziché avere il tipico incrocio di curve stagionale) e non si prevede che le due variabili comincino ad equilibrarsi fino alla prossima estate:

Finora, queste eccedenze di petrolio prodotto, oltre ad abbassare il prezzo, sono servite alle grandi potenze per approvvigionarsi di oro nero. Così, le riserve di petrolio degli Stati Uniti e della Cina sono colme, cosa che alcuni analisti male intenzionati usano per ingannare il profano dicendo – letteralmente – che “le riserve degli Stati Uniti sono ai massimi storici”, confondendo così il petrolio stoccato nei depositi (che serve solo per coprire pochi mesi di consumo) con le riserve geologiche di petrolio. Il grafico del Dipartimento dell'Energia statunitense ci mostra che prevedono che la domanda di petrolio cominci a recuperare verso l'estate. Se tale previsione non si verifica (perché si scatena una recessione su scala globale) e la domanda non sale, essendo oltretutto i depositi di petrolio pieni, la produzione globale di petrolio sarebbe a grave rischio, visto che i prezzi si deprimeranno ancora di più e si chiuderebbero ancora più pozzi e giacimenti, alcuni dei quali non sarebbero tanto facili da riattivare nel caso di una eventuale ripresa economica successiva. 

Tutti questi indizi fanno prevedere che si avvicina un momento di rottura. O meglio il prezzo del petrolio comincia ad aumentare presto, per rilanciare finalmente la domanda (poco probabile) o perché la caduta della produzione finalmente si incontri con l'attuale livello di domanda, o meglio, una crisi finanziaria col fracking come epicentro è servita. Attendiamo gli eventi.

Saluti

AMT

Affrontare i terremoti indotti dall'iniezione di fluido

Da “Phys.org”. Traduzione di MR (h/t Cristiano Bottone)

Sull'argomento dei terremoti correlati all'iniezione di fluidi nel sottosuolo, vedi anche questo post di Aldo Piombino.

Di Susan Garcia

Sismogramma registrato da un sismografo all'Osservatorio Weston in Massachusetts, USA. Foto da Wikipedia

Un saggio pubblicato oggi su Science fornisce un caso di maggiore trasparenza e raccolta di dati per l'attivazione di strategie per mitigare gli effetti dei terremoti antropogenici causati dall'iniezione di acque reflue associate alla produzione di petrolio e gas negli Stati Uniti. Il saggio è il risultato di una serie di laboratori condotti dagli scienziati dell'USGS in collaborazione con l'Università del Colorado, dell'Oklahoma Geological Survey e del Laboratorio Nazionale Lawrence di Berkeley, suggerisce che è possibile ridurre il rischio di sismicità indotta attraverso la gestione delle attività di iniezione.

Grandi aree degli Stati Uniti che erano soggette a pochi terremoti o a nessuno, negli ultimi anni hanno registrato un aumento notevole dell'attività dei terremoti che ha causato una considerevole preoccupazione e danni alle strutture. L'aumento dell'attività sismica, specialmente negli Stati Uniti centrali, non è il risultato di processi naturali. Piuttosto, l'aumento della sismicità è dovuto all'iniezione di fluido associato alle nuove tecnologie che favoriscono l'estrazione di petrolio e gas da riserve precedentemente improduttive. Queste moderne tecniche di estrazione danno come risultato grandi quantità di acque reflue prodotte insieme a petrolio e gas. Lo smaltimento di queste acque reflue attraverso la loro iniezione in profondità occasionalmente provoca terremoti che sono abbastanza forti da essere percepiti e a volte persino dannosi. L'iniezione in profondità delle acque reflue è la causa principale del drammatico aumento dei terremoti rilevati e del corrispondente aumento del rischio sismico negli Stati Uniti centrali.

Stasera, Luca Pardi in TV!

Da non perdere: Stasera Luca Pardi, presidente di ASPO-Italia, parla di petrolio e di fracking in TV.

___________________________

Stasera seconda puntata di SCALA MERCALLI su Rai3 ore 21:30 :
Carbone, gas, petrolio: sono gli idrocarburi che hanno permesso all'uomo la crescita degli ultimi duecento anni. Ma estrarre risorse naturali è sempre più difficile e costoso.
Inquinamento in Cina, esempio positivo della Danimarca, architettura eco-biocompatibile in Italia.

http://www.scalamercalli.rai.it/dl/portali/site/news/ContentItem-461075e5-4f21-455a-aae5-b05d17b1e4b2.html?refresh_ce
.----
Si possono vedere le puntate già trasmesse qui :

http://www.rai.tv/dl/RaiTV/programmi/page/Page-5b5f6bd2-5128-4d7f-9987-212ab3949511.html?set=ContentSet-e700c6bd-340d-4c48-b0b6-5bddaf753356&type=V

h/t Gianni Tiziano.

La vera causa dei prezzi bassi. Intervista ad Arthur Berman

Da “Energyskeptik”. Traduzione di MR

Di James Stafford

Con tutte le teorie della cospirazione che circondano la decisione dell'OPEC di novembre di non tagliare la produzione, davvero non potrebbe essere solo di un caso di semplici fattori economici? Il boom dello scisto statunitense ha avuto un'enorme propaganda, ma i numeri parlano da soli e un tale straripante ottimismo potrebbe essere stato ingiustificato. Quando si discutono dure realtà nel campo dell'energia, non c'è settore che abbia maggiore necessità di una verifica dell'energia rinnovabile. In una terza ed esclusiva intervista di James Stafford di Oilprice.com, l'esperto di energia Arthur Berman analizza:

• Come si è verificata la situazione petrolifera e cosa c'è realmente dietro la decisione dell'OPEC
• Cosa ha realmente in serbo il futuro per lo scisto statunitense
• Perché le esportazioni statunitensi di petrolio sono insensate per molte ragioni
• Quali lezioni possono essere apprese dal boom dello scisto statunitense
• Perché la tecnologia non ha così tanta influenza sui prezzi del petrolio come si potrebbe pensare
• Come il mix globale di energia è probabile che cambi ma non nel modo in cui molti potrebbero aver sperato

OilPrice: L'attuale situazione del petrolio – qual è la sua valutazione?

Arthur Berman: L'attuale situazione dei prezzi del petrolio è molto semplice. La domanda è bassa a causa di un prezzo alto del petrolio per troppo tempo. L'offerta è alta a causa del petrolio di scisto statunitense e del ritorno della produzione della Libia. Diminuzione della domanda e aumento dell'offerta uguale prezzo basso. In quanto all'Arabia Saudita e a suoi motivi, è a sua volta molto semplice. I sauditi sono bravi coi soldi e l'aritmetica. Di fronte alla dolorosa scelta fra perdere soldi mantenendo l'attuale produzione a 60 dollari al barile e togliere 2 milioni di barili dal mercato perdendo molti più soldi, la scelta è facile: prendere la strada meno dolorosa. Se ci sono ragioni recondite come danneggiare i produttori statunitensi di petrolio di scisto, l'Iran o la Russia, benissimo, ma si tratta solo di una questione di soldi. L'Arabia Saudita si è incontrata con la Russia prima dell'incontro di novembre dell'OPEC ed ha proposto che se la Russia avesse tagliato la produzione, l'Arabia Saudita avrebbe a sua volta tagliato e avrebbe portato almeno il Kuwait e gli Emirati a farlo con lei. La Russia ha detto “No”, quaindi l'Arabia Saudita ha detto “Bene, forse cambierete idea fra sei mesi”. Penso che la Russia e forse Iran, Venezuela, Nigeria ed Angola cambieranno idea al prossimo incontro dell'OPEC a giugno.

La crisi del picco del petrolio

Da “Resilience”. Traduzione di MR

Di Tom Whipple

Lo so che è sempre più difficile credere che ci sia una “crisi del picco del petrolio” in agguato la fuori in attesa di ingolfare la nostra civiltà e creare ogni sorta di devastazione. Quasi ogni giorni ora i prezzi del petrolio e della benzina stanno crollando. Ci viene sempre detto che l'America è prossima all'indipendenza energetica dalle fonti energetiche straniere, che il mondo ha ancora decenni di roba da bruciare, di qualsiasi cosa stiamo bruciando, e il cambiamento climatico è una cosa di cui si preoccuperanno i nostri bis-bis-bisnipoti. Negli ultimi 5 mesi, i prezzi del petrolio sono crollati di 40 dollari al barile, cosicché noi americani ora abbiamo circa 800 milioni di dollari in più da spendere ogni giorno in qualcosa che non siano prodotti petroliferi. A coronamento di tutto ciò, quei popoli i cui governi non ci amano granché – Russia, Iran e Venezuela, per esempio – sono davvero nei guai mentre scivolano in problemi economici più profondi.

Lasciando da parte per il momento la possibilità che qualche fonte di energia esotica e non ancora pienamente compresa emergerà nel prossimo futuro, salvandoci dal cambiamento climatico, ravvivando l'economia globale e permettendoci di volare più lontano nello spazio, le prove che ci troviamo ancora sull'orlo di una crisi sono molto forti. Di fatto probabilmente ci siamo già dentro, semplicemente non la riconosciamo per quella che è. E' molto più facile dare la colpa dei problemi alle tasse alte o alle regole di governo che ammettere che le carenze di risorse naturali stanno facendo salire i prezzi e/o tagliando la crescita.

I trivellatori accumulano più debito che petrolio cercando fortuna nello scisto

Da “Bloomberg”. Traduzione di MR (h/t Luìs De Souza)

Nota: questo articolo è di circa un mese fa (8 settembre) ma il recente calo dei prezzi petroliferi lo rende ancora più attuale (UB)
 

Foto: Michael Friberg/Bloomberg Markets

Halcon Resources sta trivellando nello scisto di Tuscaloosa Marine. Lo strato di roccia, due miglia sottoterra, frammista a sabbia e detriti. La formazione si allunga dal confine occidentale della Louisiana al Mississippi sudoccidentale.

Floyd Wilson tamburella con le dita sul tavolo liscio della conferenza. Gli hanno appena chiesto, per una seconda volta, come ha reagito quando la sua Halcon Resources Corp. (HK) ha cancellato 1,2 miliardi di dollari dopo i deludenti risultati in due esplorazioni chiave. Wilson una volta ha detto agli investitori che la superficie potrebbe contenere l'equivalente di 1,2 miliardi di barili di petrolio. Fissa il suo interlocutore con i suoi occhi blu e si sporge in avanti. A 67 anni solleva 250 libbre (110 chilogrammi) e lo guarda. Fuori dalle ampie finestre della sua suite da dirigente al 67mo piano, Houston è immersa nel vapore del suo smog di luglio. Risponde, serio, con un'oscenità di una sillaba: “Vaff....”.

Foto: Michael Friberg/Bloomberg MarketsL'amministratore delegato di Halcon Resources Corp. Floyd Wilson ha venduto la sua compagnia precedente, Petrohawk Energy Corp., per 15,1 miliardi di dollari nel 2011. Sta inseguendo la sua prossima grande scoperta petrolifera con Halcon.

Wilson ha ragione a maledire, la rivista Bloomberg Markets ne riferirà nel suo numero di ottobre. Sul muro dietro di lui sono appesi dei certificati incorniciati delle quatrro compagnie energetiche pubbliche che ha messo in piedi nella sua carriera di 44 anni. La Petrohawk Energy Corp., che ha scoperto lo scisto di Eagle Ford, in questo momento la seconda formazione di petrolio più prolifica del paese. Ha venduto Petrohawk tre anni fa per 15,1 miliardi. Poi è venuta la Halcon. Da quando Wilson ha rilevato come presidente e amministratore delegato nel febbraio 2012, le quote della compagnia sono scese di circa la metà, scambiate a 5,67 dollari il 5 settembre. La Halcon ha speso 3,4 dollari per ogni dollaro guadagnato dalle operazioni nei 12 mesi fino al 30 giugno. Ciò è il massimo, ma 60 compagnie elencate dal Bloomberg Intelligence North America Independent E&P Valuation Peers index. La compagnia ha perso 1,4 miliardi di dollari in quei 12 mesi. Il debito di Halcon era di circa 3m2 miliardi di dollari il 5 settembre, o 23 dollari per ogni barile di petrolio di riserve provate, più di qualsiasi altro concorrente.

‘Ah’

Wilson va avanti imperterrito. “Cosa fate se avete torto? Andate a casa a piangere?” Scuote la testa.
“Ah”. Un decennio dentro al boom dello scisto che ha reso fracking una parola famigliare e Wilson un uomo ricco, i trivellatori che sostengono il sogno dell'indipendenza energetica statunitense. Mentre la produzione di petrolio tocca il record in 28 anni, gli investitori e i politici si stanno bevendo la visione di un rinascimento energetico interno.

Le compagnie stanno pagando un prezzo pesante per i guadagni. Come la Halcon, la maggior parte stanno spendendo soldi più in fretta di quanti ne facciano, una media di 1,17 dollari per ogni dollaro guadagnato nei 12 mesi finiti il 30 giugno. Solo sette delle ditte statunitensi elencate nell'indice di Intelligence E&P di Bloomberg hanno fatto in quel periodo più soldi di quello che gli è costato continuare a trivellare. I risultati di due compagnie comprendono solo i primi sei mesi del 2014.

Carenza di contante

Foto: Michael Friberg/Bloomberg Markets 

Dei bestioni collegano il tubo che è attaccato ad 

una testa perforante a 12.000 piedi sottoterra 

in un sito della Halcon Resources 

nella Contea di Wilkinson, in Mississippi.

Queste compagnie stanno tamponando le carenze di cassa con debito spazzatura. Dovevano 190,2 miliardi di dollari alla fine di giugno, dai 140,2 miliardi di dollari della fine del 2011. (Sei delle sessanta compagnie che non hanno registrazioni disponibili per l'intero periodo, non sono state incluse). Standard & Poor valuta il debito di 41 delle compagnie, compreso quello della Halcon, inferiore all'investment grade, il che significa che i fondi pensione o le compagnie di assicurazione non possono investirci. S&P valuta le obbligazioni Halcon  CCC+, che la compagnia di rating descrive come passibili di non pagamento. Il gestore finanziario Tim Gramatovich vede un disastro incombente sull'industria. “Non ho prestato soldi a nessuno in questo lasso di tempo e non credo che lo farò. Questa cosa sta andando assolutamente alle stelle”, dice Gramatovich, responsabile degli investimenti della Peritus Asset Management LLC di Santa Barbara, in California. La ditta gestisce investimenti di circa 1 miliardo di dollari, compreso il debito e il patrimonio netto di compagnie petrolifere e di gas che non stanno trivellando lo scisto.

Riserve provate

I recenti risultati pessimi della Halcon mostrano quanto rapidamente un futuro brillante possa sfumare. Come molte delle sue simili, la Halcon usa due gruppi di numeri per descrivere la sua prospettiva. Alla Commissione per le Sicurezze e lo Scambio (CSS), la compagnia riporta ciò che è conosciuto come riserve provate. La CSS richiede un conteggio annuale e limita questi calcoli a ciò che la ditta è ragionevolmente certa di poter estrarre dai pozzi esistenti e da altre proprietà in procinto di essere trivellate entro cinque anni, sulla base di fattori come la geologia, l'ingegneristica e la produzione storica.

A investitori e prestatori, la Halcon evidenzia anche una cifra molto maggiore che chiama potenziale di risorsa. Queste stime, pur se liberamente definite da linee guida industriali, non seguono la regola della CSS o la linea temporale, come rivela la Halcon all'inizio delle sue presentazioni. Di fatto, come osserva la Halcon, la CSS proibisce alle compagnie di fare dichiarazioni di potenziale di risorsa nei rapporti ufficiali sulle riserve. L'agenzia non regolamenta ciò che le compagnie dicono alle conferenze per gli investitori, nei comunicati stampa o nei loro siti web. Nessuno lo fa.

“Tradizione onorata”

Le discrepanze fra le riserve provate e il potenziale di risorsa sono comuni nell'industria e gli investitori possono rimanere fregati, dice  Ed Hirs, un direttore di gestione alla Hillhouse Resources LLC di Houston , una compagnia energetica indipendente che insegna anche economia energetica all'Università di Houston. “Ci sono molti modi per fare soldi nel settore del petrolio e del gas e non tutti comportano il trivellare per il petrolio”, dice. “Basta trivellare il portafogli degli investitori. Quando gli investitori sono disposti a tirarvi i soldi, si possono fare soldi da questo affare. E' una tradizione lungamente onorata”. La presentazione agli investitori di Halcon di agosto per la Conferenza su Petrolio e Gas di Denver di EnerCom Inc. illustra quanto le cifre possano essere lontane. La compagnia ha detto agli investitori che aveva un potenziale di risorsa pari a 1,3 miliardi di barili di petrolio. Si tratta di circa 10 volte le riserve provate che ha riportato alla CSS alla fine del 2013. Quando gli è stato chiesto quanta fiducia dovrebbero riporre gli investitori sulle stime delle risorse, Wilson ha detto: “Non dovrebbero riporne alcuna. Dovrebbero solo fare entrare in testa che là ci sono dei rialzi. E se i professionisti sono bravi a fare quello che fanno o sono fortunati, quel rialzo potrebbe essere trasformato in valore”.

Successo spettacolare

Sarebbe più facile respingere le stime ottimistiche di Halcon se Wilson non avesse avuto un successo così spettacolare in passato. Nato in una base militare in Georgia, si è guadagnato una laurea in ingegneria all'Università di Houston ed ha fatto i primi passi nel mercato del petrolio nel 1970. Wilson dice di essere stato un cattivo impiegato, quindi si è messo in proprio. Ha venduto la prima compagnia che ha reso pubblica, la Hugoton Energy Corp., alla Chesapeake Energy Corp. (CHK) per 326 milioni di dollari nel 1998, mostrano le registrazione della CSS sotto. La sua seconda, 3TEC Energy Corp., è stata comprata da Plains Exploration & Production Co. 417.6 milioni di dollari nel 2003. riporta la CSS sotto. Wilson si è trasferito alla Petrohawk nel 2004, sicuro che avrebbe venduto la compagnia in tre anni. Non essendoci riuscito, ha portato la Petrohawk in nuove e non sperimentate attività nello scisto. La scommessa ha pagato.

Premiare gli azionisti

Nel 2008, sotto la pressione degli azionisti per tagliare le spese e ridurre il debito, Wilson e la sua squadra hanno fatto la scoperta della vita – la formazione di Eagle Ford, che ora pompa 1,5 milioni di barili di greggio e 6,5 miliardi di piedi cubici (184 milioni di metri cubi) di gas naturale ogni giorno. La sua vendita di Petrohawk nel 2011 alla BHP Billiton Ltd. è stata la seconda transazione più grande nell'industria del petrolio e del gas in Nord America in più di 5 anni, che segue solo l'acquisto della XTO Energy Inc. da parte della Exxon Mobil Corp. Per 35 miliardi di dollari nel 2010, secondo i dati compilati da Bloomberg. “Ho fatto davvero bene per tutti gli azionisti in ogni momento”, dice Wilson. “Quei numeri sono pubblici, non li devo dimostrare”. Incoraggiato dal trionfo di Petrohawk, Wilson e i suoi partner hanno messo insiem 55 milioni di dollari ed hanno rilevato la RAM Energy Resources con base a Tulsa, in Oklahoma, nel febbraio del 2012. Ulteriori 550 milioni di dollari sono venuti da EnCap Investments LP, una ditta patrimoniale privata che precedentemente aveva sostenuto Wilson. In onore dei suoi recenti successi, Wilson e i suoi partner hanno rinominato la compagnia Halcon, falco in spagnolo.

Le più grandi prospettive

Sei settimane dopo, nell'aprile del 2012, Wilson ha detto agli investitori presenti alla conferenza dell'Associazione Indipendente Americana del Petrolio all'Hotel Sheraton vicino a Time Square, New York, che il potenziale complessivo di risorsa della Halcon era di 1,4 miliardi di barili. Il numero è stato sosprendente perché era 66 volte maggiore delle riserve provate della Halcon riportate alla CSS nel marzo del 2012. La presentazione della Halcon ha evidenziato le due prospettive maggiori: 875 milioni di barili nello scisto di Utica, che si estende lungo la Pennsylvania, l'Ohio e la Virginia Occidentale e ulteriori 306 milioni a Woodbine, nel Texas orientale. Le note finali dicono che Halcon ha già trivellato un unico pozzo in entrambi i siti. Gli investitori erano impazienti di sostenere la Halcon. Sono stati raccolti 2,1 miliardi di dollari in obbligazioni nei 12 mesi che hanno seguito la presentazione di aprile. Il Canada Pension Plan Investment Board, un fondo di 227 miliardi di dollari che gestisce i beni pensionistici di 18 milioni di canadesi, ha pagato 300 milioni di dollari per una quota di partecipazione del 11.4% nell'ottobre 2012. Mei Mavin, una portavoce del fondo pensionistico, ha rifiutato di commentare.

“Molto entusiasta”

Col passare dei mesi, la Halcon ha avuto problemi nel trasformare il potenziale di riserva in riserve provate. Wilson sembrava ottimista. Durante un appello a una conferenza dell'agosto 2013, ha detto: “Siamo molto entusiasti dell'attività a Utica/Point Pleasant”. Wilson dice che un pozzo della Halcon era uno dei più importanti del bacino e, anche se parte della sua superficie era “pascolo per le capre”, la compagnia si stava preparando per lo sviluppo su piena scala di Utica. Tre mesi dopo, la compagnia ha riportato una perdita di 1,2 miliardi, ampiamente collegata ai bacini di Utica e Woodbine. La Halcon ha venduto la propria superficie di Woodbine per 450 milioni di dollari nel febbraio del 2014. Dopo quasi due anni di trivellazione, la Halcon ha riportato alla CSS, nel marzo del 2014, di avere 16,4 milioni di barili di riserve provate ad Utica e Woodbine – la stessa superficie in cui nell'aprile del 2012 Wilson aveva detto che conteneva il potenziale per 1,2 miliardi di barili. L'abbondanza stimata era semplicemente evaporata – suscitando l'oscenità di Wilson. “Il potenziale di risorsa, che significa 'Chi lo sa?'”, dice nella sua intervista di luglio. “Ma è possibile. Il potenziale di risorsa ad Eagle Ford nel sud del texas è aumentato di 10 volte nel tempo. Quindi il nostro mestiere può essere difficile. Può andare in entrambe le direzioni”.

Praterie delle terre scure

Le ultime prospettive della Halcon stanno al di sotto delle querce e sotto le praterie delle terre scure a nord di Houston, nella sua esplorazione di El Halcon, e sotto gli aridi altipiani del North Dakota occidentale, dove la compagnia sta trivellando lo scisto di Bakken. I due bacini costituiscono la maggior parte della produzione di Halcon. La più grande scommessa di Wilson è sui 315.000 acri (127.000 ettari) dello scisto non verificato di Tuscaloosa Marine, conosciuto come TMS, uno strato di roccia che si estende dal confine occidentale della Louisiana al Mississippi sud-occidentale. “Deve funzionare per loro”, dice Leo Mariani, un analista esperto della RBC Capital Markets LLC di Austin, in Texas. “Se la superficie non funzionasse e non potessero abbassare i costi, si troverebbero in un grande problema”.

Sfida ingegneristica

Strizzare petrolio dal TMS è una sfida ingegneristica. La formazione si trova 2 miglia sottoterra nella roccia frammista a sabbia e detriti. In un umida mattina di luglio, un segno sull'argilla rossa della contea di Wilkinson, nel Mississippi, annuncia il pozzo Fassmann 9H-1 della Halcon. Un impianto della Helmerich & Payne Inc. Flex3 si erge sopra la radura. Un monitor nella roulotte del supervisore con l'aria condizionata mostra che la punta perforatrice ha raggiunto una profondità di 12.000 piedi (3.660 metri). La progressione è lenta. Nella cabina dell'operatore dell'impianto, 30 piedi più in alto, un uomo manovra una punta circolare avvitata alla fine di una tubazione di 2 miglia, monitorando la progressione su un banco di monitor lampeggianti. La punta deve perforare il TMS orizzontalmente nel punto giusto. Il suo margine di errore: 5 piedi.

Luna calante

Sbaglia. La frustrazione è forte mentre la temperature sale a 91°F (33°C). Le ore passano, misurate in piedi di tubo. Mentre una luna quasi piena sorge, una squadra di soccorso vestita con tute ignifughe emerge, già sudata, dai dormitori al margine della radura. Lampi di calore sulle nuvole purpuree verso sud. Sono oltre le 9 di sera quando un supervisore riceve un messaggio. La trivella ha deviato dal suo corso. E' tempo di riprovare. A più di 13 milioni di dollari l'uno, i pozzi della Halcon nel TMS sono quelli più costosi della compagnia. La Halcon ha abbandonato i suoi primi pozzi nel bacino. Altri tre sono in arrivo. Wilson dice che la Halcon ha abbastanza contante per continuare a provare e nessun pagamento di debiti imminente. I fondi associati ad Apollo Global Management LLC (APO), una ditta di equity privata con base a New York, ha impegnato 400 milioni di dollari a giugno per aiutare la Halcon a pagare per le trivellazioni nel TMS in cambio del 12% del ritorno e di un 4% delle royalties su quanto viene prodotto. Questo è stato ridotto al 2% dopo che è stata soddisfatta una soglia di ritorno, dice la Apollo.

“Potrebbe funzionare”

“Non so quante volte ci si possa sbagliare”, dice Wilson. “Non ho mai sbagliato così tante volte. Se il tuo concetto è che il  Tuscaloosa Marine Shale possa funzionare o meno, ce ne sono molti nell'industria che lo percepiscono così. Ma ce ne sono molti che pensano che funzionerà”. Wilson non ha bisogno di guardare lontano per vedere cosa succede quando le cose vanno male. Il suo ufficio apparteneva a dirigenti del grossista di elettricità che ha fatto bancarotta Dynegy Inc. (DYN), che è emersa dal Capitolo 11 nel 2012. I pannelli in legno su misura, troppo lussuosi per i suoi gusti, sono stati tappezzati con mappe colorate delle prospettive di perforazione. Presi insieme, il milione di acri della Halcon potrebbero coprire Rhode Island. Wilson chiede a un visitatore di non guardare da vicino; non vuole far scoprire la sua prossima mossa.

Potenziale di risorsa

Wilson dice che i numeri delle riserve provate non sono importanti quanto il potenziale di risorsa della compagnia. “E' ciò che c'è in futuro che ci importa realmente”, dice. Quindi il potenziale di risorsa è tutto ciò che siamo”. Se il TMS funziona, la Halcon prevede una ricompensa enorme. Nel settembre 2012, una presentazione per la conferenza degli amministratori delegati della Energy-Power di Barclay Capital ha mostrato il potenziale di risorsa delle proprieta della Halcon nel TMS come equivalenti a 373 milioni di barili di petrolio. Wilson dice che la stima ora è molto più alta. La compagnia dice che non fornisce più stime di risorse per bacino. Con l'inclinazione degli Stati Uniti verso l'indipendenza energetica e gli investitori che inseguono le ricchezze del boom del fracking, c'è un altro numero da considerare. Le riserve provate della Halcon del TMS riportate al CSS: zero.

I pozzi di petrolio abbandonati emettono livelli significativi di metano: uno studio

Da “Resilience”. Traduzione di MR

Di Andrew Nikiforuk, pubblicato originariamente su The Tyee

Uno studio dell'Università di Princeton ha scoperto che le perdite dai pozzi di petrolio e gas abbandonati pongono non solo un rischio alle falde acquifere, ma rappresentano una minaccia crescente al clima. Fra 200.000 e 900.000 pozzi abbandonati nello stato della Pennsylvania è probabile che contribuiscano dal 4 al 7% delle emissioni antropogeniche di metano in quella giurisdizione, una fonte della quale prima non si teneva conto, dice lo studio. La Pennsylvania, come l'Alberta in Canada, è la più vecchia produttrice di petrolio e gas negli Stati Uniti e la scena di una forte controversia ambientale dovuta all'impatto della fratturazione idraulica sul suo panorama abbondantemente trivellato. Di conseguenza, le perdite dalle infrastrutture di gas di scisto e da quelle convenzionali potrebbe rendere questa industria più sporca di quella della produzione di carbone.

Gli scienziati del campo hanno coerentemente rilevato che i modelli usati dall'industria del petrolio e del gas e dai legislatori sottostimano significativamente le perdite di metano da valvole, pompe, gasdotti, impianti di gas e pozzi produttivi. Ora sono stati aggiunti all'elenco anche i pozzi abbandonati. L'esperto di metano ed ecologista dell'Università di Cornell Robert Howarth ha detto che il nuovo studio è importante perché illustra che le emissioni delle attività di petrolio e gas sono molto maggiori di quanto stimino il governo e l'industria. Il problema dei pozzi abbandonati che perdono “non è stato studiato bene nel passato e non viene considerato affatto dalla statunitense EPA nelle sue stime delle emissioni di gas serra, né viene considerato da altri studi accademici come il mio. E' un ulteriore esempio di quanto poco sappiamo in realtà sulle emissioni di metano da parte dell'industria del gas e del petrolio e una ragione in più per credere che l'EPA abbia gravemente sottostimato le emissioni totali”, ha detto.

Non c'è niente di terribilmente unico riguarda la Pennsylvania, ha aggiunto Howarth, “quindi mi aspetterei che questo sia un problema che colpisce gran parte se non tutti i giacimenti di gas e petrolio”. Il problema della perdita dei pozzi, tuttavia, è diffuso e globale e coinvolge milioni di pozzi di petrolio e gas. I guasti dei pozzi nei giacimenti in alto mare della Norvegia, per esempio, avevano una media del 24% in un'analisi, mentre i guasti dei pozzi appena fratturati in Pennsylvania hanno una media del 6,4%. Saskatchewan mostra i  tassi di guasti come corrispondenti al 20%. Perdite estese da pozzi di petrolio pesante (fino al 45%) sono risultate in contaminazione di acqua di falda documentate dell'area di Lloydminster al confine fra Alberta e Saskatchewan.

Fuga di gas

Le scoperte della Kang rafforzano le scoperte di uno studio dell'Università di Waterloo che ha chiamato i 500.000 pozzi che perdono della nazione una minaccia alla sicurezza pubblica e all'ambiente  a causa del “potenziale deterioramento della qualità dell'acqua di falda, dei contributi in emissioni di gas serra e ai rischi di esplosione se il gas metano si accumula in aree non adeguatamente ventilate”.

Lo studio di Waterloo ha anche fatto appello ai legislatori e all'industria perché monitorizzino e misurino immediatamente le emissioni da decine di migliaia di pozzi abbandonati nel Canada occidentale. Ha anche osservato che le emissioni di gas documentate dai pozzi rappresentano solo una parte di quello che sta uscendo sottoterra verso le acque di falda o verso altre formazioni. In Pennsylvania, la Kang ha scoperto che i pozzi abbandonati perdono in media circa 96 metri cubi all'anno, ma potrebbero esserci da 280.000 ai 970.000 di tali pozzi in quel solo stato. Circa il 16% di tutti i pozzi non perdevano piccole quantità, ma sembrano essere dei “super emettitori” o sputa metano. Il pozzo più inquinante emetteva 3,2 metri cubi di gas al giorno, o 1.168 metri cubi di gas all'anno. E' quasi il corrispettivo di 300 dollari all'anno. In confronto, secondo Enbridge, un residente tipico canadese usa 3.064 metri cubi di gas all'anno per riscaldare la propria casa e la propria acqua. Circa il 10% di tutti i pozzi nella Columbia Britannica  perdono, ma non viene fatto alcun monitoraggio sul tasso di perdite dai 10.000 pozzi inattivi o abbandonati della provincia. Alcuni pozzi di gas di scisto da fracking in produzione sono diventati super emettitori e perdono 3.000 metri cubi all'anno.

Altre scoperte sorprendenti

La Kang ha anche fatto diverse altre scoperte sorprendenti. Le perdite di metano dai pozzi chiusi, che vengono adeguatamente sigillati con cemento al momento del loro abbandono, avevano dei tassi alti quanto quelli non chiusi. I pozzi collegati alle formazioni di arenaria perdevano di più dei pozzi di altre formazioni. La Kang ha trovato anche etano, propano e n-butano mescolati al metano – tutti indicatori che il gas proveniva da zone mirate dall'industria anziché da paludi e fonti naturali. L'impulso di metano che finisce in atmosfera è anche cambiato nel tempo. Durante l'inverno le perdite diventavano minori, mentre durante l'estate usciva sempre più metano dai pozzi. Le scoperte drammatiche dello studio di Princeton illustra ancora una volta che i sigilli di cemento nei dei pozzi abbandonati ed attivi si spaccano, riducono e fratturano col tempo, permettendo al metano di fuoriuscire e trovare il percorso di minore resistenza, come le fratture naturali. Il gas vagante può percorrere distanze fino a 14 km di distanza e fuoriuscire in fiumi e case. Per fare in modo che i legislatori e l'industria affrontino il problema, la Kang ha suggerito nella sua tesi di dottorato che “I gas, compresi metano ed altri idrocarburi, emessi da pozzi di petrolio e gas” dovrebbero essere considerati “come una risorsa energetica alternativa”.

Più abbandonati che bonificati

L'inquinamento dell'acqua potabile col metano è stata documentata in Pennsylvania, Colorado e Texas, o dovunque la fratturazione idraulica e la trivellazione intensiva abbia avuto luogo. Ma in molti casi, i legislatori hanno messo da parte le prove scientifiche e concluso che il metano fuoriesce naturalmente. Il Legislatore Energetico dell'Alberta conserva un database delle perdite di 316.439 pozzi riportate dall'industria a a pertire dal 1910. Ma non è di pubblico dominio e il legislatore non ha alcuna politica per testare le perdite di gas dai pozzi una volta che vengono abbandonati. Attualmente, la responsabilità per l'abbandono e la bonifica dei pozzi, dei gasdotti e degli impianti inattivi assomma a 32 miliardi di dollari nell'Alberta. Eppure il legislatore ha 279 milioni di dollari in obbligazioni per ripulire il pasticcio. Le compagnie di petrolio e gas stanno abbandonando i pozzi ad un ritmo molto più veloce di quanto non li stiano bonificando, un processo che comprende una valutazione del cemento e il posizionamento di uno sfiato in cima al pozzo.

Concentrazione di pozzi attivi ed abbandonati in Nord America. Un numero fra l1,9 e il 75% di questi perde metano. Fonte: Richard Davies / Marine and Petroleum Geology Journal.

Theresa Watson, una ex legislatrice dell'Alberta, ha osservato in una presentazione del 2013 che un numero sempre maggiore di pozzi multi-livello fratturati idraulicamente stavano entrando in contatto con pozzi preesistenti col “potenziale di colpire i possedimenti (altre proprietà dell'industria) e le acqua di falda”. Ad oggi, ci sono stati più di 20 casi di industrie che eseguono lavori di fratturazione ad alta pressione che si sono congiunti a pozzi vicini, risultando in eruzioni di fluidi tossici in superficie. Alcuni cosiddetti “successi del fracking” hanno viaggiato per 2.400 metri attraverso fratture o anomalie naturali o provocate dall'uomo prima di giungere in superficie. Più di 30 eventi del genere sono accaduti nella Columbia Britannica. Tutte mettono a rischio le falde acquifere. “Gli scheletri stanno uscendo dall'armadio”, ha detto. La Winston nella sua presentazione. La Kang ha concluso che i governi devono fare un lavoro migliore nel riportare e monitorare i pozzi abbandonati, perché sembrano essere una fonte significativa ed inaspettata di emissioni di metano di cui non si tiene conto. “Servono misure supplementari per caratterizzare e determinare la distribuzione dei flussi di metano dai pozzi abbandonati di petrolio e gas in Pennsylvania ed in altre regioni”, ha scritto. Un grande studio del 2014 del ricercatore britannico Richard Davies su Marine and Petroleum Geology è giunto alla stessa conclusione ed ha richiesto un monitoraggio sistematico e a lungo termine si dei pozzi attivi si di quelli abbandonati.