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. 

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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 grafico più impressionante del ventunesimo secolo: L'impero colpisce ancora!

 Domenica 27 novembre 2022

Nel 1956, Marion King Hubbert aveva previsto che la produzione di petrolio degli Stati Uniti avrebbe seguito una curva "a campana", iniziando un declino irreversibile intorno al 1970. Aveva sostanzialmente ragione ma, intorno al 2010, la curva di produzione ha ripreso a crescere. Questo brusco rimbalzo è stato un evento sorprendente che ha riportato gli Stati Uniti al ruolo di maggior produttore mondiale di greggio e a diventare sensibilmente più aggressivi in termini geopolitici. Sostenuto dalla sua grande produzione di petrolio, l'Impero sta tornando a colpire, ma per quanto tempo? (immagine di Paul Kedrosky)

Anni fa, James Schlesinger ha osservato che gli esseri umani hanno solo due modalità operative: la compiacenza e il panico. È un'osservazione che suona vera e che possiamo generalizzare in termini di gruppi: alcuni esseri umani sono catastrofisti e altri cornucopiani. Io tendo a schierarmi con i catastrofisti, al punto che ho creato il termine"effetto Seneca" o "precipizio di Seneca" per definire il rapido declino che si verifica dopo l'arresto della crescita. In effetti, le catastrofi sono un evento comune nella storia umana, ma è anche vero che a volte (raramente) un declino catastrofico può essere invertito: ho chiamato questo effetto il "Rimbalzo di Seneca".

Un esempio impressionante di rimbalzo è rappresentato dalla storia della produzione petrolifera statunitense. Probabilmente sapete che nel 1956 Marion King Hubbert propose la sua idea della curva "a campana". La sua previsione si rivelò approssimativamente corretta: la produzione petrolifera statunitense iniziò a diminuire dopo il picco del 1970, seguendo una traiettoria che sembrava irreversibile. All'inizio degli anni 2000, dopo quasi 40 anni di declino, nessun geologo sano di mente avrebbe detto che il declino poteva essere fermato, per non dire invertito. Non si trattava di essere catastrofisti o cornucopiani: i membri di entrambe le categorie erano normalmente d'accordo sul fatto che estrarre grandi quantità di petrolio da fonti "non convenzionali" era semplicemente impensabile in termini economici.

Poi è successo qualcosa che ha cambiato tutto. Ci sono voluti alcuni anni prima che la nuova tendenza fosse chiara ma, a metà degli anni 2010, non poteva più essere ignorata. Nel 2018, la produzione statunitense era tornata ai livelli del picco del 1970. Nel 2019 lo ha superato e ha continuato a crescere. La produzione di gas naturale ha seguito la stessa tendenza, salendo rapidamente a livelli mai visti prima. Nel 2020, la crisi del Covid ha causato un nuovo calo della produzione, attualmente solo parzialmente recuperato. Ma lasciamo perdere il Covid, per il momento. Cosa è successo per cambiare così tanto le cose nell'industria petrolifera statunitense?

Probabilmente sapete che la causa ha un nome e una storia: si chiama "tight oil" o"shale oil", ("petrolio di scisto") estratto tramite "fracking". Di per sé, non è nulla di particolarmente nuovo, il concetto era già noto negli anni 1930. L'idea è quella di utilizzare l'alta pressione per fratturare la roccia che contiene il petrolio. In questo modo il liquido può fluire in superficie. Il problema del fracking è che è costoso. Tanto che si dice comunemente che fino ad oggi nessuno ci abbia guadagnato. Nel 2017, un'analisi del Wall Street Journal è arrivata alla conclusione che, dal 2007, "le compagnie energetiche hanno speso 280 miliardi di dollari in più di quanto hanno generato dalle operazioni sugli investimenti nello scisto". Altri analisti hanno espresso gli stessi concetti: si può estrarre petrolio dagli scisti, ma non aspettatevi di farci soldi sopra. Allora, perché si insiste a buttare denaro buono dentro pozzi cattivi?

Ci sono buone ragioni. Quelli che hanno scartato la possibilità di estrarre il tight oil erano perfettamente in grado di valutare la convenienza economica del processo, ma non hanno considerato che il "mercato" è un'astrazione che non funziona sempre, anzi, non funziona quasi mai. Quindi, le entità finanziarie che forniscono denaro per l'esplorazione petrolifera fanno parte di un mix di interessi che comprende l'industria petrolifera, l'industria aerospaziale, l'industria militare e altri. Questo mix è ciò che tiene in vita l'economia statunitense. Ma non ci sarebbero industrie aerospaziali o militari se l'industria petrolifera non fosse in grado di produrre petrolio in abbondanza.

È impossibile dire come sia stata presa la decisione di riversare immense quantità di denaro nel tight oil. Forse è stata una decisione strategica presa dalla lobby militare del governo statunitense (si può anche notare una curiosità: perché gli Stati Uniti sono stati l'unico Paese a investire nell'estrazione di shale oil? Dopo tutto, ci sono giacimenti di petrolio di scisto in molti altri Paesi. Mi viene in mente una spiegazione, ma lascio ai commentatori il compito di tirar fuori teorie cospirazioniste). O forse, la lobby finanziaria si è resa conto di poter sopravvivere alle perdite dei propri investimenti nel petrolio se questi investimenti mantenevano altri settori dell'economia in grado di generare profitti. O, forse anche, è stata una decisione collettiva nata dal grande panico del 2008, quando il prezzo del petrolio è schizzato a 150 dollari al barile. Quell'evento ha spaventato tutti a sufficienza da convincere alcuni dei protagonisti che investire nel petrolio era una buona idea. In ogni caso, con il secondo decennio del XXI secolo, il mondo è cambiato.

L'immagine qui sopra è di Michael Roscoe. Non è aggiornata agli ultimi livelli di produzione di petrolio, ma mostra come gli Stati Uniti abbiano dominato il mercato petrolifero (e il mondo) fino agli anni Sessanta. Per un certo periodo sono stati sfidati dalla Russia e dall'Arabia Saudita, ma ora gli Stati Uniti stanno tornando al comando. Come tutti i sistemi complessi, l'impero americano dipende dall'afflusso di energia dall'esterno. Non sorprende quindi che l'impero stia ritornando a colpire!

Una delle conseguenze visibili del ritorno dell'Impero è l'abbandono dell'Afghanistan, che aveva invaso 20 anni fa alla ricerca di nuove risorse petrolifere in Asia centrale. Queste risorse si sono rivelate evanescenti, forse inesistenti, ma gli Stati Uniti hanno insistito ostinatamente per rimanere nell'area. Poi, con il tight oil, i poteri forti si sono resi conto che gli Stati Uniti non avevano più bisogno di quelle risorse. E che potevano concentrarsi su obiettivi più succosi, muovendosi in modo aggressivo per spingere il suo principale concorrente, la Russia, fuori dal mercato europeo del gas. Gli Stati Uniti si stanno comportando in modo aggressivo anche nei confronti della Cina, che considerano giustamente il loro principale concorrente a lungo termine. Se questo porterà a una guerra ancora peggiore di quella che è in corso è tutto da vedere. Ma è l'energia che rende possibili le guerre.

Ma quanto durerà l'abbondanza creata dagli scisti? Come sempre, il futuro è oscuro, ma non del tutto. Il petrolio di scisto rimane una risorsa limitata, per quanto spesso si senta dire che ci regalerà secoli di prosperità o addirittura che la tecnologia lo ha reso illimitato. Dopo lo tsunami del Covid, la produzione di shale oil ha ripreso a crescere, ma non ha ancora raggiunto il livello del 2019. Inoltre, la sua crescita sta chiaramente rallentando, mentre l'Impero sta affrontando nuovi vincoli in termini di risorse sovrasfruttate: terra, acqua, cibo, suolo fertile e altro ancora.

Il tight oil raggiungerà di nuovo un picco e, questa volta, per sempre? Non possiamo dirlo. Possiamo solo dire che l'impero americano sta seguendo il flusso e il riflusso delle risorse che lo fanno esistere. Questo è il potere dell'energia, e gli imperi non sono che schiavi delle forze che governano l'universo!

 

Cosa? Io preoccuparmi del picco del petrolio?

Da “artberman.com”. Traduzione di MR

Postato su The Petroleum Truth Report il 27 dicembre 2015

Di Art Berman

Il Congresso la settimana scorsa ha messo fine al divieto di esportazione di petrolio greggio degli Stati Uniti. Apparentemente non c'è più una ragione strategica per conservare il petrolio perché la produzione da scisto ha reso di nuovo grande l'America, O perlomeno questa è la storia che i politici allergici alla realtà e i loro elettori preferiscono. La legge di politica e conservazione energetica del 1975 (EPCA) che ha proibito l'esportazione di petrolio greggio è stata la cosa più prossima ad una politica energetica che gli Stati Uniti abbiano mai avuto. La legge è stata approvata dopo che il prezzo del petrolio è aumentato da 21 dollari a 51 dollari (in dollari del 2015) in un mese (il gennaio del 1974) a causa dell'embargo arabo sul petrolio.

La EPCA non ha solo proibito l'esportazione di petrolio greggio ma ha anche istituito la Riserva Petrolifera Strategica. Entrambe le misure erano intese a mantenere più petrolio internamente per rendere gli Stati Uniti meno dipendenti dalla importazioni petrolifere. E' stato stabilito un limite di velocità nazionale di 90 km/h per spingere alla conservazione ed è stata fondata la IEA per controllare meglio e prevedere la fornitura globale di petrolio e le tendenze della domanda. Soprattutto, il divieto di esportazione riconosceva il declino dell'offerta interna e l'aumento delle importazioni che avevano reso vulnerabile la nazione alla disgregazione economica. La sua abrogazione, la scorsa settimana, suggerisce che non c'è più alcun rischio associato alla dipendenza da petrolio straniero.

Addio 'tight oil'! la verità sul numero delle piattaforme

Da “petroleumtruthreport”. Traduzione di MR (h/t Antonio Turiel)

Di Arthur Berman

La produzione statunitense di tight oil dai giacimenti di scisto crollerà più rapidamente di quanto non si creda. Perché? Gli alti tassi di declino dei bacini di scisto sono un dato di fatto. Le ragioni più interessanti sono gli effetti combinati del pad drilling sulla quantità di piattaforme e le prestazioni medie dei pozzi nel tempo. La produttività delle piattaforme è aumentata ma la produttività media dei pozzi è diminuita. Ogni piattaforma usata nel pad drilling ha circa il triplo di impatto sul tasso di produzione quotidiana di quella di una piattaforma prima del pad drilling. Allo stesso tempo, la produttività media dei pozzi è diminuita di circa un terzo. Ciò significa che i tassi di produzione crollano ad un tasso molto maggiore oggi che durante i periodi di crollo del numero delle piattaforme. Gran parte dei pozzi di scisto oggi vengono trivellati da rampe. Una piattaforme trivella molti pozzi dalla stessa posizione in superficie, come mostrato sotto.

Il giacimento di scisto di Eagle Ford nel sud del Texas è uno dei maggiori responsabili dell'aumento della produzione petrolifera statunitense. Pochi grafici provenienti dal giacimento di Eagle Ford dimostreranno il perché credo che la produzione statunitense crollerà prima e più bruscamente di quanto prevedono molti analisti. Il primo grafico mostra che il numero di piattaforme di trivellazione attive (scala di sinistra) nel giacimento di scisto di Eagle Ford si è stabilizzato a circa 200 man mano che il pad drilling è diventato comune. Il numero di pozzi in produzione (scala in basso), tuttavia, ha continuato ad aumentare. Ciò avviene perché una singola piattaforma può trivellare molti pozzi senza perdere tempo per smobilitare e reinstallare. In altre parole, la trivellazione è diventata più efficiente in quanto serve meno tempo per trivellare un maggior numero di pozzi.

Ron Patterson: il picco del petrolio è arrivato

Da “Peak Oil Barrell”. Traduzione di MR (rev. Luca Pardi)

Di Ron Patterson

In questa vita non c'è niente di certo. Pertanto non sto dichiarando che siamo al picco del petrolio in modo assoluto, ma solo che si tratta di una quasi certezza. Sto mettendo la mia reputazione in gioco facendo l'affermazione che il periodo settembre 2014 – agosto 2015 sarà l'anno del picco del petrolio. Sotto trovate le ragioni di quest'affermazione.

Per prima cosa, il picco del petrolio non è una teoria. L'affermazione secondo la quale il picco del petrolio è una teoria è del tutto assurda. Gli idrocarburi fossili sono stati creati dai corpi di alghe sepolte milioni di anni fa e sono presenti in quantità limitata. E finché continuiamo ad estrarli a milioni di barili al giorno, è solo buon senso affermare che un giorno raggiungeremo il punto in cui la loro estrazione comincerà a declinare. Di fatto molti paesi in cui viene estratto il petrolio sono già in declino. Quindi, ovviamente, se i singoli paesi possono sperimentare il picco del petrolio, allora il mondo nel suo complesso può a sua volta sperimentarlo.

Tutti i grafici sotto sono in migliaia di barili al giorno di Greggio + Condensato con gli ultimi dati aggiornati a settembre 2014.

Per prima cosa voglio affrontare la porzione del mondo che ha raggiunto il picco del petrolio circa quattro anni fa, nel gennaio 2011. Cioè ovunque tranne Stati Uniti e Canada. Non sto dicendo che ogni altro paese al di fuori di Stati Uniti e Canada abbiano raggiunto il picco del petrolio, ma che nel complesso lo hanno raggiunto. Il mondo al di fuori di Stati Uniti e Canada è rimasto ormai per diversi anni su un plateau accidentato ed ora, anche con l'aumento di settembre 2014, è ancora di 1.670.000 barili al di sotto del picco di gennaio 2011. Tuttavia solo pochi paesi sono responsabili di questo plateau. Il plateau accidentato è in realtà iniziato nel 2005 col picco in luglio. Da allora, al di fuori di Stati Uniti e Canada, ci sono stati 15 paesi con aumenti di produzione e 21 paesi con declini di produzione. Ecco una panoramica dei 15 vincitori al di fuori di Stati Uniti e Canada.

Affrontiamo i vincitori uno alla volta:

Iraq: La EIA ha dati solo fino a settembre , ma l'Iraq ha in realtà aumentato la produzione di circa 300.000 barili al giorno fino a dicembre, ma si dice che sia leggermente in diminuzione a gennaio. Ciò mette l'Iraq in attivo di circa 1,5 milioni di barili al giorno da quando hanno cominciato il loro programma di trivellazione a riempimento (si tratta di una tecnica di recupero avanzato) nel 2009. L'Iraq ha ancora un po' di potenziale di crescita, ma il suo rischio di diminuzione ora è anche maggiore.

Russia: La Russia ha raggiunto il picco, anche secondo gli analisti russi. Declinerà solo leggermente nel 2015 ma il suo declino accelererà in seguito.

Brasile: Il Brasile ha un po' di potenziale di crescita e molto potenziale di declino. Le finanze di Petrobras sono un gran casino. Moody's l'ha declassata a Baa3, appena sopra lo stato di 'spazzatura' e presto ci si attende un ulteriore declassamento. Aumentare molto di più la loro produzione 'pre-salt' richiederà molti più prestiti in denaro. Cosa che non è molto probabile.

Qatar: La EIA dice che la produzione C+C è aumentata di 598.000 barili al giorno fra il luglio 2005 a il settembre 2014. Il Rapporto Mensile sul Mercato del Petrolio dell'OPEC dice che la loro produzione di greggio è declinata di 78.000 barili al giorno durante quel lasso di tempo. Il grafico sopra è stato fatto coi dati EIA che conteggiano il condensato come petrolio. Il rapporto dell'OPEC solo il greggio. Nel grafico sotto i dati EIA sono fino a settembre, quelli dell'OPEC fino a dicembre 2014.

La EIA dice che il Qatar ha aumentato la produzione di condensato dai sui enormi giacimenti di gas. La produzione di petrolio greggio del Qatar è in declino dal 2008. Il greggio del Qatar continuerà a declinare ed è probabile che anche il loro condensato raggiunga il picco.

Angola: L'Angola ha raggiunto il picco nel 2009 e 2010 ed ora è in declino. Tuttavia, parte del declino è causato da problemi politici. E' probabile che quei problemi peggiorino.

Colombia: La produzione della Colombia è raddoppiata negli ultimi 8 anni ma ha raggiunto il suo picco nel 2013 e si è mantenuta quasi piatta negli ultimi due anni. La Colombia ha raggiunto il picco e declinerà, anche se il declino sarà probabilmente molto lento. Ho incluso la Colombia nel grafico sotto che mostra quattro paesi che hanno di recente raggiunto il picco.

Kazakistan: Il Kazakistan è al picco dei suoi giacimenti attualmente in produzione. E probabile che la produzione diminuirà finché non entra in produzione Kashagan, circa nel 2017. Questo giacimento che un tempo prometteva di produrre oltre un milione di barili al giorno ora si pensa che produrrà a malapena 300.000 barili al giorno... se entrerà mai in produzione. Ma non ci si attende niente di spettacolare dal Kazakistan, specialmente in considerazione del fatto che ci si aspetta che i suoi vecchi giacimenti comincino a declinare presto.

Cina: La Cina ha raggiunto il picco nel 2010 e si è mantenuta stabile da allora. Mi aspetto che la Cina cominci a declinare presto.

Azerbaijan: L'Azerbaijan ha raggiunto il picco nel 2010 e da allora è stato in declino costante.

Emirati Arabi Uniti, Oman e Kuwait: Tutti e tre questi paesi del Medio oriente hanno implementato massicci programmi di trivellazione a riempimento nell'ultimo decennio, più o meno. Ma tutti e tre ora hanno raggiunto il picco. Queste tre nazioni, insieme alla Colombia, mostrano un bell'aumento di produzione poi un picco di arrotondamento al vertice.

Questi quattro paesi sono responsabili di 1,5 milioni di barili al giorno dell'aumento dal 2005. Tutti e quattro ora hanno raggiunto il picco, o perlomeno vi si trovano molto vicini.

Arabia Saudita: L'Arabia Saudita ha portato il suo ultimo giacimento non sfruttato in produzione, Manifa. Ora non ne hanno più. I sauditi stanno producendo a pieno regime. Potrebbero, con grande sforzo, produrre qualche barile in più al giorno, ma fondamentalmente sono al picco proprio in questo momento.

E guardate i 21 perdenti.

Ho cambiato i numeri negativi in numeri assoluti per renderne più facile la lettura. Ma fondamentalmente, queste sono le nazioni che hanno raggiunto il picco e sono in declino. Un paio, Iran e Libia, a causa di problemi politici, hanno declinato molto di più di quanto avrebbero fatto senza quei conflitti. Tuttavia è improbabile per entrambi che recuperino presto. Siria e Sudan, compreso il sud del Sudan, e Yemen sono altri paesi che non recupereranno in questo decennio, o molto dopo che saremo nella fase di discesa del picco del petrolio.

Ciò porta a Stati Uniti e Canada.

Stati Uniti e Canada sono responsabili di circa il 120% dell'aumento della produzione mondiale dal 2005, anche se hanno iniziato la loro grande ascesa solo nel 2009. L'aumento di oltre 400.000 b/g del Canada a settembre è responsabile dell'ultimi picco di crescita. Ma questa cosa può andare avanti?
In una parola...no. L'aumento è stato quasi tutto in LTO (Light Tight Oil) e sabbie bituminose. Ed ora il calo dei prezzi li sta uccidendo entrambi. Se i prezzi rimangono bassi sia Canada che Stati Uniti cominceranno a declinare nella seconda metà di quest'anno. Ma anche se i prezzi tornassero entro una forbice di 70-80 dollari (è improbabile che crescano più di così), la loro produzione non crescerà comunque abbastanza velocemente da compensare il declino del resto del mondo.

Ma che ne è di quelle enormi riserve ancora sottoterra? Molti dicono che non abbiamo ancora prodotto le Ultime Riserve Recuperabili (URR) e finché non siamo almeno a metà strada, non possiamo trovarci al picco del petrolio. Be', ci sono alcuni problemi molto seri in questa logica. Primo, cosa si intende con la parola “recuperabile”? E a quale prezzo? Guardiamo un grafico molto importante.

I punti dei dati sul grafico sotto rappresentano la media da gennaio a novembre.

Qui c'è un grafico dei prezzi storici del petrolio greggio. Il prezzo medio, la linea blu, è il prezzo medio del petrolio di quell'anno. La linea arancione è il prezzo medio dal 1946 ad ogni punto della linea. Per esempio il prezzo medio del petrolio dei 34 anni dal 1947 al 1973 è stato di 23,68 dollari. E questo in dollari di oggi. Dal 1946 al 1973 le società petrolifere ricevevano una media di 23,68 dollari al barile per il loro petrolio e facevano montagne di soldi con quel prezzo. Oggi, il prezzo è più del doppio di quello e molte di loro stanno perdendo montagne di soldi.

Torniamo quindi alle riserve. Le riserve prodotte nel 1973 e negli anni precedenti erano molto redditizie a meno di 24 dollari al barile. Poi si è scatenato l'inferno in Medio oriente e i prezzi sono schizzati alle stelle. Quindi nella successiva dozzina di anni le società petrolifere hanno fatto profitti eccezionali. Ma nel 1986 i prezzi sono tornati alla norma. Fra il 1986 e il 2002 o prezzi del petrolio hanno avuto una media di 30,42 dollari al barile. (Non mostrati nel grafico). Anche a quel prezzo, le società petrolifere facevano ancora enormi profitti. Ma oggi stanno perdendo soldi a 50 dollari al barile.

Il problema sono quelle “riserve”. Le riserve di oggi semplicemente non sono le stesse di quelle di prima. Tutta la roba buona ed economica è già stata risucchiata. Ora non ci resta che raschiare il fondo del barile. Tutto il petrolio nuovo di oggi è difficile da trovare, si esaurisce molto prima e costa molte volte di più da produrre. Non è rimasto niente della roba economica, eccetto per qualche vecchio super giacimento nel quale si sta praticando la trivellazione a riempimento come se non ci fosse un domani.

Ancora una volta, ci troviamo al picco del petrolio proprio in questo momento. Il picco si svilupperà nella linea temporale dal 2014 al 2015. Il 2016 sarà il primo anno di calendario pienamente post picco. Non importa realmente quanti barili di petrolio rimangano nel sottosuolo. Il punto è che non lo estrarremo mai dal sottosuolo allo stesso ritmo al quale lo estraiamo ora.

Gli Sweet Spots di Bakken stanno svanendo

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.

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 tecniche di recupero di petrolio migliorate sono limitate sullo scisto

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. 

Inversione di tendenza: l'OPEC mostra ai produttori degli Stati Uniti chi è il boss

Da “Resource insight”. Traduzione di MR

Di Kurt Cobb

Parafrasando Mark Twain: le voci della morte dell'OPEC sono state ampiamente esagerate. La copertura mediatica asfissiante dell'ascesa della produzione petrolifera statunitense negli ultimi anni ha portato alcuni a dichiarare che il potere dell'OPEC nel mercato del petrolio ora stia diventando irrilevante in quanto l'America probabilmente si sta avviando verso l'indipendenza energetica. Questa copertura mediatica, tuttavia, ha oscurato il fatto che quasi tutto l'aumento della produzione è venuto da tight oil ad alto costo trovato in profondi depositi di scisto. L'ipotesi piuttosto stupida è stata che i prezzi del petrolio avrebbero continuato ad aggirarsi al di sopra dei 100 dollari al barile a tempo indeterminato, rendendo l'estrazione di quel tight oil redditizia a tempo indeterminato. Chiunque abbia capito l'economia di questo tipo di produzione e le dinamiche del mercato del petrolio ne aveva una migliore percezione. Ed ora, la narrazione super pubblicizzata dell'autosufficienza petrolifera americana sta per ricevere un duro colpo. Dopo settimane di speculazione sui veri motivi che stanno dietro alla decisione dell'OPEC di mantenere la produzione di fronte al declino della domanda mondiale – che ha portato ad un grande calo dei prezzi del petrolio – il cartello petrolifero ha dichiarato, durante il suo recente incontro, che sta cercando di distruggere la produzione di tight oil statunitense rendendolo non redditizio.

Una delle cose che può fare un cartello – se controlla una fetta sufficiente di mercato – è distruggere la competizione attraverso una guerra dei prezzi. In qualche modo il pubblico e  i decisori politici si sono fissati sulla capacità dell'OPEC di ridurre la produzione in modo da aumentare i prezzi ed ha dimenticato la sua capacità di inondare il mercato mondiale di petrolio, non solo di stabilizzare i prezzi, ma di causarne il crollo. L'industria sostiene che gran parte dei giacimenti di tight oil statunitense siano redditizi al di sotto degli 80 dollari. E i trivellatori dicono che stanno abbassando i costi e che possono sostenere prezzi inferiori. La mossa dell'OPEC ora metterà alla prova queste dichiarazioni. L'attuale riferimento americano dei prezzi di circa 65 dollari al barile suggerisce che l'OPEC ha preso in considerazione i punti di pareggio citati nell'articolo linkato sopra. E' in gran parte l'Arabia Saudita che permette all'OPEC di avere una flessibilità di produzione, visto che il suo regno conserva una significativa capacità di riserva, che si dichara sia fra gli 1,5 e i 2 milioni di barili al giorno (Mb/g). L'OPEC dice, ne suo “World Oil Outlook 2014” che tutta l'OPEC ha circa 4 MB7g di capacità di riserva, anche se un analista di recente a fissato la cifra a 3,3 Mb/g. Qualsiasi sia il numero preciso, in termini pratici l'Arabia Saudita è la Walmart del mercato mondiale del petrolio, capace di condizionare un calo del prezzo girando qualche valvola o non chiudendole di fronte al calo della domanda. In questo caso, il paese non ha chiuso nessuna delle proprie produzioni in risposta all'indebolimento della domanda mondiale. Né lo hanno fatto gli altri membri dell'OPEC. Avendo incrociato braccia sufficienti nel recente incontro dell'OPEC, l'Arabia Saudita l'ha avuta vinta con un impegno dei membri dell'OPEC a mantenere la produzione stabile, mettendo così ulteriore pressione sul prezzo del petrolio sull'onda del calo della domanda. Entrambi i principali contratti future sono scesi del 7% dopo l'annuncio.

L'effetto in Nord Dakota è stato di gran lunga maggiore di quanto l'attuale calo dei prezzi dei future del petrolio indichi. Quello stato, che è al centro del boom del tight oil statunitense, è lontano da raffinerie ed oleodotti. I produttori di petrolio usano trasporti ferroviari costosi per portare il loro petrolio sul mercato. Il risultato è che i produttori del Nord Dakota sono di fronte ad una diminuzione significativa alla bocca di pozzo. In ottobre, la diminuzione media è stata di 15,40 dollari a barile al di sotto del riferimento statunitense dei prezzi dei future del greggio leggero. Se prendiamo quella diminuzione e la applichiamo alla chiusura dello scorso venerdì, ciò implicherebbe che i produttori del Nord Dakota ora ricevono 50,59 dollari a barile – un livello che è improbabile che sia redditizio eccetto che per i pozzi più prolifici. Se i prezzi rimangono bassi, l'OPEC raggiungerà quasi sicuramente il proprio obbiettivo di impedire un investimento significativo in nuova produzione nello stato. Un'altra grande produzione di tight oil si trova in Texas, vicino agli oleodotti e quindi non soggetta a diminuzioni di questa grandezza. Tuttavia, con il petrolio intorno ai 65 dollari al barile, è probabile che la produzione aumenterà pochissimo in Texas nei giacimenti di tight oil, sempre che aumenti. I i depositi che non siano “sweet spots” che vengono attualmente trivellati sono quasi sicuramente antieconomici con dei prezzi del genere. Se un prolungato prezzo basso del petrolio porta a perdite dolorose e permanenti per i possessori di azioni ed obbligazioni dei trivellatori del tight oil – e per quelli investiti direttamente in pozzi veri e propri – ci sarà meno appetito fra gli investitori a gettarsi nella mischia anche quando il prezzo del petrolio recupera. E' esattamente ciò su cui conta l'OPEC. Sa che il flusso libero di contanti (il contante guadagnato da operazioni meno le spese di capitale) dei trivellatori indipendenti è stato fortemente negativo dal 2010. Le trivellazioni forsennate degli ultimi anni sono state finanziate in gran parte da emissione di titoli e debito, piuttosto che dai guadagni dei pozzi precedenti.

Con questi nuovi prezzi bassi del petrolio, è improbabile che molti investitori saranno disposti a mettere più soldi per lavorare nei depositi di tight oil americani. Ciò renderò arduo per i trivellatori finanziare nuove trivellazioni, visto che non hanno contante sufficiente generato dalle attuali operazioni. In aggiunta, coi prezzi del petrolio significativamente bassi, molti trivellatori indipendenti potrebbero avere difficoltà a ripagare i loro debiti, a parte pagare i costi di trivellare un gran numero di nuovi pozzi. E coi tassi di declino annuali della produzione nelle aree di tight oil di circa il 40% - che significa semplicemente che non trivellare per un anno avrebbe come conseguenza un declino del 40% - i trivellatori devono trivellare un gran numero di pozzi solo per compensare i declini di produzione dei pozzi esistenti PRIMA che ottengano nuovi pozzi che si aggiungano realmente al tasso generale di produzione. Un calo significativo del tasso di trivellazioni nei giacimenti di tight oil statunitensi potrebbe in effetti risultare in una produzione complessiva generale più bassa. Prezzi del petrolio più bassi tendono ad aumentare la domanda di petrolio, in quanto le persone si possono permettere più energia a scopo industriale e di consumo. Così, l'OPEC  si aspetta in pieno l'aumento della domanda e quindi l'aumento dei prezzi sul medio termine – ma no, spera, sufficientemente presto da salvare i trivellatori di petrolio. Se le cose restano come sono, prezzi del petrolio bassi tendono ad aumentare l'attività economica e potrebbero aiutare l'Europa e l'Asia ad evitare la recessione abbassandone i costi energetici in modo significativo. Ma le cose potrebbero non rimanere come sono, visto che almeno un analista crede che rotta nei mercati petroliferi potrebbe portare a dei default a cascata che cominciano con i titoli spazzatura del debito dei trivellatori e passano attraverso le banche pesantemente coinvolte nel debito delle compagnie petrolifere. Questo, a sua volta, potrebbe causare un collasso generale delle borse. Così, anziché promuovere la crescita economica, i bassi prezzi del petrolio sarebbero la causa del prossimo crollo in borsa e della prossima recessione mondiale. Una tale recessione farebbe ulteriormente sprofondare i prezzi del petrolio, mettendo un'estrema pressione finanziaria sui membri dell'OPEC meno ben forniti dell'Arabia Saudita. E sconvolgerebbe il programma dell'OPEC per il ritorno a prezzi e profitti più alti – ritardandolo forse per anni. Metterebbe anche un altro chiodo sulla bara della storia dell'indipendenza economica americana – di quelli che persino il sempre ottimista Dipartimento per l'Energia degli Stati Uniti non avrebbe mai pensato coi prezzi alti – spostando molti dei giacimenti di petrolio statunitensi precedentemente ritenuti praticabili nella categoria degli antieconomici.