Il suicidio del fracking

[Amati75]

Metabo gia' rimandato di altri due anni?

Non doveva scoppiare a Maggio 2014? Ah per certo, siamo già a Maggio 2014.

Eventualmente un limite strutturale lo si raggiungerà, come ogni fonte non rinnovabile, ma se fra due ani non si raggiungerà' tale limite strutturale, che fa, posterà un articolo che lo rinvia di altri due anni come fa di solito?

[Metabo]

Il «gas di shale»: una bolla finanziaria pronta a scoppiare




di Ugo Bardi • La «nuova era» dei combustibili fossili è stata la notizia dell'anno nel 2012, con la promessa di decenni di abbondanza. L'ottimismo sulla disponibilità di risorse fossili, tuttavia, è stato quasi tutto basato sulle tendenze in crescita della produzione di idrocarburi «non convenzionali» (e in particolare del «gas di shale») negli Stati Uniti. Nel 2013, tuttavia, stiamo vedendo l'inizio di un'inversione di tendenza. I decenni di abbondanza promessi potrebbero rivelarsi soltanto una bolla finanziaria di breve durata
•• Gli ultimi anni hanno visto un'inversione di tendenza con gli idrocarburi fossili negli Stati Uniti con una rapida crescita dell'estrazione di risorse «non convenzionali», sia in termini di gas come di liquidi combustibili. In particolare, ha destato molto interesse il «gas di shale», ovvero gas naturale intrappolato nelle formazioni di scisti bituminosi. Questa crescita produttiva generalizzata ha generato valutazioni molto ottimistiche, come per esempio nel «World Energy Outlook»[i] dell'IEA, ma anche molte critiche[ii],[iii],[iv]. Stiamo veramente vedendo una «nuova era» nella produzione di idrocarburi, come alcuni hanno sostenuto? Oppure stiamo semplicemente osservando una tendenza a breve termine, una «bolla finanziaria»? Vediamo per prima cosa di esaminare i dati disponibili. Nella figura 1, i dati per il petrolio e il gas sono espressi in unità omogenee di energia, ovvero in exajoule (EJ), uguale a 10¹⁸ joule. Un piede cubico di gas si assume come corrispondente a1.1x10⁶ J (joule) e un barile di petrolio come equivalente a 6.1x10⁹ J. Figura 1. Produzione di gas naturale e petrolio greggio negli Stati Uniti (Alaska inclusa). [Dati Energy Information Agency]

La produzione di petrolio negli Stati Uniti ha seguito una curva che corrisponde abbastanza bene alle previsioni fatte con il «modello di Hubbert» già nel 1956[v], un modello che si è rivelato approssimativamente valido in molti casi[vi],[vii]. Tuttavia la produzione ha mostrato un'inversione di tendenza nel 2008, dovuta quasi esclusivamente all'entrata in produzione di liquidi non convenzionali ottenute dai depositi di scisti. Per quanto riguarda il gas, la produzione ha cominciato a deviare dalle previsioni di Hubbert già nel 1985. La rapida crescita che vediamo oggi è cominciata nel 2006-2007. Come possiamo spiegare queste tendenze? Come sempre, i modelli sono approssimazioni. Il modello di Hubbert prevede che l'estrazione di una risorsa minerale segua una curva «a campana» sulla base di assunti piuttosto semplificati che tengono conto principalmente dell'aumento dei costi di estrazione via via che la risorsa si esaurisce[viii],[xiv]. Ma ci sono dei fattori sia tecnologici che economici che possono cambiare le cose. L'interpretazione prevalente, oggi, è che siano state le nuove tecnologie a causare la deviazione dalla curva. Tuttavia, se esaminiamo le cose in dettaglio, vediamo che queste tecnologie non sono poi tanto nuove. Per esempio, il «fracking» si usava già nell'800[x]. Viceversa le deviazioni della produzione di gas dalla curva di Hubbert sono ben correlate con la variazione dei prezzi[xi]: a ogni aumento di prezzo del gas è corrisposto subito dopo un aumento degli «exploratory rigs»[xii] (figura 2) e un aumento produttivo un certo tempo dopo. Figura 2. Andamento dei prezzi del gas naturale negli Stati Uniti. I prezzi sono corretti per l'inflazione. [Dati Energy Information Agency]

La stessa tendenza non la si vede con il petrolio, ma c'è una spiegazione. Il petrolio si trasporta facilmente sul mare per lunghe distanze ed è più facile rifornire il mercato americano importando petrolio da altri paesi, piuttosto che imbarcarsi nei grandi investimenti necessari per sfruttare risorse non convenzionali sul territorio nazionale. L'inverso vale per il gas naturale, che può trasportare sul mare soltanto per mezzo di un costoso e complesso processo di liquefazione criogenica. Quello che stiamo vedendo oggi, quindi, non è tanto una «nuova era» degli idrocarburi che la tecnologia ci ha portato, quanto un caso in cui fattori di mercato hanno consentito di incanalare considerevoli risorse nell'industria, che ha potuto mantenere la produzione, e anche incrementarla, nonostante l'aumento dei costi di estrazione. Ma non ci dobbiamo dimenticare che il gas negli USA sta venendo estratto a ritmi mai visti prima e questo significa che le riserve si stanno esaurendo anch'esse a questi ritmi. I dati più recenti indicano che il numero degli «exploratory rigs» negli USA è calato rapidamente[xiii]. Dato che le risorse vanno scoperte prima di poter essere estratte, questo calo indica un imminente declino produttivo. L'andamento dei prezzi nettamente al ribasso sembra anche indicare che ci troviamo di fronte a un fenomeno di breve durata: una «bolla finanziaria» destinata a scoppiare in tempi brevi[xiv]. Questa interpretazione è confermata dagli ultimi dati disponibili[xv]. La produzione di gas naturale negli Stati Uniti è stata complessivamente superiore nel 2012 rispetto al 2011, ma la curva è rimasta sostanzialmente piatta: la produzione a dicembre del 2012 è praticamente uguale a quella del dicembre del 2011. Questo appiattimento della curva di crescita è un'indicazione di un imminente declino, in accordo con i dati sul declino dei pozzi esplorativi. Figura 3. Produzione di gas naturale negli Stati Uniti nel 2011-2012. Dati in milioni di piedi cubici

Il «gas di shale» è abbastanza rappresentativo del comportamento di quasi tutte le risorse non convenzionali e il caso degli Stati Uniti è rappresentativo della situazione generale, con risorse di entità simile che esistono anche in Cina e, in quantità molto minore, in Europa[xvi]. Siamo in grado di estrarre da queste risorse, ma a costi superiori a quelli delle risorse convenzionali. In aggiunta, l'estrazione genera grossi danni all'ecosistema, sia per questioni inerenti alle procedure stesse (il caso del fracking) sia per quanto riguarda la scarsa efficienza del processo, che si traduce in emissioni di gas serra più alte a parità di energia prodotta. In sostanza non abbiamo davanti una vera «nuova era» dei combustibili fossili, ma soltanto un breve periodo di apparente abbondanza che stiamo pagando molto caro sia in termini di costi sia in termini di impatti sull'ecosistema.

[Amati75]

Allora quando scoppia?

Un articolo che aveva postato parlava di Maggio, siamo a Maggio, nulla.

ORa mette articolo che parlano che e' "pronta" a scoppiare? Bene... quando? Domani? Fra un mese? Fra un anno?

Sa, anche un orologio rotto da l'ora esatta due volte al' giorno, ma non perhce' l' orologia faccia il suo lavoro, ma solo per casualita', ovvero PRIMA o POI, il limite strutturale sara' raggiunto, com'e' ovvio, si parla dopo tutto di una risorsa finita... ma QUANDO?

Senza ovviamente far notre l'ovvio, l'articolo si basa sui dati al 2010, peccato pero' che nel mentre s'e' sviluppato il Fracking senz'acqua, si e' aumentata la produttivita' e l'efficenza, almeno posti articoli aggiornati, no?

[Metabo]

Acqua | Economia ecologica | Energia | Geopolitica

Grossi rischi per ambiente, clima e soprattutto acqua
Shale gas? Nuovi allarmanti studi

[28 marzo 2014]


Due recenti studi confermano la pericolosità ambientale del fracking per lo shale gas. Researching Fracking in Europe (ReFine) un consorzio di ricerca indipendente che si occupa proprio di fracking per lo shale gas ed il petrolio, ha pubblicato il documento di ricerca “Oil and gas wells and their integrity: Implications for shale and unconventional resource exploitation”, redatto da ricercatori di Durham University (UK), Duke University (USA) e British Geological Survey, che mette in evidenza i grossi rischi dei pozzi di idrocarburi sfruttati con la fratturazione idraulica.
Lo studio presenta alcuni esempi in tutto il mondo ed inizia dalla Gran Bretagna, dove tra il 1902 ed il 2013 sono stati trivellati a terra 2.152 pozzi di idrocarburi, soprattutto convenzionali. Tra 50 e 100 di questi pozzi sono “orfani” (cioè la società che li ha trivellati ha cessato l’attività ed è fallita, quindi nessuno è più responsabile del pozzo), e fino al 53% dei 2.152 pozzi sono stati trivellati da una compagnia che non esiste più o che è stata acquisita o si è fusa. In 143 pozzi attivi in Gran Bretagna alla fine del 2000 si evidenziavano grossi problemi di integrità.

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Degli 8.030 pozzi di fracking ispezionati nel Marcellus shale, in Pennsylvania, tra il 2005 e il 2013, il 6.3% presentava violazioni per quanto riguardava la “barriera” o l’integrità dell’impianto.
I dati pubblici sullo stato dei contenimenti dei pozzi di gas e petrolio onshore in Europa sono scarsi.
Lo studio, pubblicato su Marine and Petroleum Geology, è uno dei più completi sull’integrità dei pozzi e sullo stato delle loro “barriere” (le valvole o l’involucro in acciaio all’interno del pozzo che non permette il rilascio di liquido nell’ambiente. Un termine può anche essere indicato come una perdita interna), ed ha cercato di determinare la classificazione dei pozzi (produzione, abbandonato, gestione al minimo, e “orfano”) e di rivedere le statistiche sul numero di pozzi noti per avere avuto crolli o incidenti che ne hanno compromesso l’integrità.
Analizzando i dati provenienti da Australia, Austria, Bahrain, Brasile, Canada, Gran Bretagna, Olanda, Polonia, ed Usa, ReFine ha scoperto che in tutto il pianeta sono stati trivellati almeno 4 milioni di pozzi di idrocarburi onshore. Il team di ricercatori anglo-americano ha poi esaminato altri 25 datasets da fonti tecnico-scientifiche pubblicate e online che riportano gli incidenti che, tra il 1989 e il 2013, hanno compromesso l’integrità dei pozzi, sia onshore che offshore, trivellati negli ultimi 100 anni. I dati variano notevolmente in termini di numero di pozzi esaminati, secondo la loro età e progettazione, per questo la percentuale di pozzi che hanno una qualche problema alla “barriera” o di integrità è molto variabile, tra l’1,9% e il 75%, ma sempre preoccupante, visto l’aumento dei pozzi “orfani”.
Partendo da qui ReFine ha formulato delle raccomandazioni sul futuro sfruttamento degli scisti che in molti vorrebbero estendere a tutta l’Europa: «I dati del monitoraggio sistematico dei pozzi attivi in tutta Europa dovrebbero essere di dominio pubblico; Devono essere avviate indagini periodiche dei siti abbandonati e le loro conclusioni devono essere rese pubbliche.
Secondo il project leader di ReFina, Richard Davis, dell’Università di Durham, «I risultati di questa ricerca confermano che il cedimento della barriera del pozzo e il danneggiamento dell’integrità nei pozzi di idrocarburi è un problema e che su questo i dati a disposizione dell’opinione pubblica in Europa sembrano essere dispersi. I dati del monitoraggio dei pozzi attivi e la realizzazione di indagini periodiche dei pozzi abbandonati potrebbero aiutare a valutare l’impatto dello sfruttamento degli scisti ed è importante che l’opinione pubblica abbia accesso a queste informazioni».
L’altro studio, “Hydraulic Fracturing & Water Stress: Water Demand by the Numbers” è stato realizzato da Ceres ed analizza il costante e sempre più impattante aumento della richiesta di acqua per rifornire il fracking di gas e petrolio negli Usa, e in Canada. Un impatto che potrebbe tradursi in un vero disastro in regioni povere di risorse idriche, come il Medio Oriente e diversi Paesi europei, africani ed asiatici con scarse risorse idriche ma che vogliono lanciarsi nel business del fracking. The Guardian, che ha ripreso lo studio Ceres, fa notare che «Nei primi 10 Paesi del mondo con le maggiori riserve di petrolio e di gas di scisto, tra cui Cina e Sud Africa, oltre il 60% di tali riserve si trovano in regioni che hanno in media una competizione estremamente elevata competizione per le risorse idriche».
Ma dato che i driver fisici, normativi ed economici dell’utilizzo delle risorse idriche variano notevolmente da Paese a Paese, per compagnie petrolifere e gasiere, agenzia di regolamentazione ed Ong ci sarebbe molto da imparare dalla non sempre positiva esperienza Usa. I due problemi più grossi del fracking sono l’utilizzo di risorse limite scarse ed i rischi di contaminazione delle acque superficiali e di falda, come dimostrano i grossi problemi in Colorado e Texas, segnati da aridità e ricorrenti siccità e con una crescente competizione per l’acqua. Problemi che si ripresenterebbero puntualmente in Paesi come Cina, Algeria ed anche in Sudafrica che sta puntando a sviluppare il fracking nel bacino del Karoo, un’area desertica con scarse risorse idriche sotterranee.
Ceres fa notare che i politici di tutti questi Paesi rima di dare iol via libera al fracking dovrebbero farsi e fare all’industria degli idrocarburi q alcune domande: «Quanta acqua sarà necessaria? Da dove verrà? Quanta m ne potrà essere potenzialmente riciclata? Quali fonti idriche alternative sono disponibili? Quale impatto avrà l’utilizzo dell’acqua da arte dell’industria sull’idrologia locale e sugli altri utenti dell’acqua concorrenti?» Se non si è in grado di rispondere a queste domande in anticipo allora si andrà incontro ai grossi guai che sta provocando negli Usa il boom dello shale gas.
Tra i problemi che individua il rapporto Ceres (che non è ostie al fracking) c’è quello dell’enorme volume di acque reflue contaminate che vengono re-iniettate nel sottosuolo, ma questa pratica a basso costo potrebbe subire forti restrizioni perché ci sono prove sempre più evidenti che sia legata a terremoti locali.
Nell’Ue, fortunatamente, le più severe norme ambientali, compresa la direttiva sulle acque sotterranee e la possibilità di una “direttiva combustibili non convenzionali” potrebbero sbarrare la strada al fracking selvaggio stile Usa. The Guardian fa però notare che «Mentre gran parte della pubblicità negativa su fracking si è concentrata sui rischi di contaminazione delle acque sotterranee, un’altra sfida è la perdita delle risorse idriche sotterranee. In tutto il mondo, risorse idriche sotterranee sono state sfruttate eccessivamente e spesso mal misurate e gestite. Numerosi studi dimostrano che i livelli delle acque sotterranee in molte parti del mondo sono in calo e che la ricarica di alcune falde acquifere può durare anni, decenni, anche secoli. Il fracking potrebbe accelerare queste pressioni, come stiamo già vedendo negli Stati Uniti». Infatti Ceres dice che il 36% della produzione fracking negli Usa avviene in regioni con livelli delle falde freatiche in significativo calo dopo decenni di sfruttamento eccessivo e spesso molto localizzato nelle contee più interessate dal fracking.
Il rapporto evidenzia che le decisioni devono essere prese sulla base di considerazioni locali, non sull’ utilizzo dell’acqua in una regione o in un intero Paese e che ovunque le autorizzazioni per il fracking o dovrebbero seguire le stesse regole tratta di impatti sull’acqua, un bene prezioso e vitale per tutti.

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Shale gas? Nuovi allarmanti studi - Greenreport: economia ecologica e sviluppo sostenibile

[Metabo]

LA CASA BIANCA MENTE ALL'UE SULLE FORNITURE DI GAS DAGLI USA
LA CASA BIANCA MENTE ALL'UE SULLE FORNITURE DI GAS DAGLI USA








Su Nexus New Times n. 105 abbiamo pubblicato, l'estate scorsa, un articolo di William Engdahl sull'implosione imminente della bolla finanziaria del gas di scisto, ottenuto tramite la fratturazione idraulica (fracking). Questo articolo ne è un aggiornamento, con riferimento al tentativo statunitense di vendere ai paesi europei questo tipo di gas in luogo delle forniture russe. [Redazione]

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La Casa Bianca e il dipartimento di Stato con faccia di bronzo hanno fatto promesse ai governi dell’UE sulla capacità degli Stati Uniti di fornire abbastanza gas da sostituire quello fornito dai russi. Le recenti dichiarazioni del presidente degli Stati Uniti Obama e del segretario di Stato John Kerry sono così palesemente false da tradire una disperazione incredibile a Washington sulla situazione in Ucraina contro Mosca. O suggerisce che Washington è così al di fuori da qualsiasi realtà fattuale, che semplicemente ignora ciò che dice. In entrambi i casi, si dimostra un partner diplomatico inaffidabile per l’UE. Dopo il suo recente incontro con i capi dell’UE, Obama ha fatto una dichiarazione incredibile sul Transatlantic Trade and Investment Partnership (TTIP) segretamente negoziato, a porte chiuse, dalle grandi multinazionali per facilitare agli Stati Uniti l’esportazione di gas in Europa contribuendo a ridurne la dipendenza dall’energia russa:

“Una volta attuato l’accordo commerciale, i titoli dei progetti d’esportazione del gas naturale liquefatto per l’Europa saranno molto più semplici, qualcosa di ovviamente rilevante nel contesto geopolitico attuale“,

ha dichiarato Obama. Quel po’ di opportunismo politico per cercare di sostenere i colloqui in stallo sul TTIP, giocando sui timori europei di perdere il gas russo dopo il colpo di Stato orchestrato in Ucraina il 22 febbraio, ignora il fatto che il problema d’inviare il gas di scisto dagli Stati Uniti all’UE non riguarda l’alleggerimento delle procedure di autorizzazione del GNL negli USA e nell’UE. In altre recenti dichiarazioni, riferendosi al recente boom del gas di scisto non convenzionale negli Stati Uniti, Obama e Kerry hanno affermato che gli Stati Uniti potrebbero sostituire tutto il gas russo per l’UE, una bugia irrealistica. Alla riunione di Bruxelles, Obama ha detto ai capi europei che dovrebbero importare gas di scisto dagli Stati Uniti sostituendo quello russo. Ma qui c’è un problema enorme.
La fallimentare rivoluzione del gas di scisto
Numero uno, la “rivoluzione dello shale gas” negli Stati Uniti è fallito. Il drammatico aumento della produzione di gas naturale degli Stati Uniti con il “fracking” o l’estrazione del gas dalle formazioni di roccia di scisto è stato abbandonato dalle maggiori compagnie energetiche come Shell e BP, essendo antieconomico. Shell ha appena annunciato una forte riduzione della sua esposizione nello sviluppo del gas di scisto negli Stati Uniti. Shell vende i suoi contratti di locazione su circa 700000 ettari di terre di gas di scisto, nelle principali aree di gas di scisto di Texas, Pennsylvania, Colorado e Kansas, e dice che può sbarazzarsene di altri per fermare le perdite dovute al gas di scisto. Il CEO di Shell, Ben van Beurden, ha dichiarato:

“La gestione finanziaria non è francamente accettabile… alcune delle nostre puntate esplorative non hanno semplicemente prodotto nulla“.

Una sintesi utile dell’illusione sul gas di scisto viene da una recente analisi dei risultati di diversi anni di estrazione di gas di scisto negli Stati Uniti da parte dell’analista David Hughes, che osserva,

“la produzione di gas di scisto è cresciuta in modo esplosivo arrivando a quasi il 40 per cento della produzione di gas naturale degli Stati Uniti. Tuttavia, la produzione è stagnante dal dicembre 2011; l’ottanta per cento della produzione di gas di scisto proviene da cinque campi, molti dei quali in declino. I tassi molto elevati del declino dei pozzi di gas di scisto richiedono input continui di capitale stimati in 42 miliardi dollari all’anno per perforare più di 7000 pozzi, solo per mantenere la produzione. In confronto, il valore del gas di scisto prodotto nel 2012 è stato di appena 32,5 miliardi di dollari“.

Quindi Obama è stato ingannato dai suoi consiglieri sul vero stato delle forniture di gas di scisto negli Stati Uniti, o mente volontariamente. Il primo è più probabile.
Il secondo problema con l’”offerta” degli Stati Uniti di gas all’UE per sostituire il gas russo, è il fatto che richiede una enorme e costosa infrastruttura costruendo nuovi terminali per il gas naturale liquefatto, in grado di gestire le enormi supercisterne di GNL per portarlo negli altrettanto enormi terminali GNL nei porti dell’UE. Il problema è che a causa di varie leggi statunitensi sull’esportazione di beni energetici e l’approvvigionamento nazionale, non esistono terminali di liquefazione di GNL operativi negli Stati Uniti. L’unico attualmente in costruzione è il terminale ricevente Sabine Pass GNL, a Cameron Parish in Louisiana, di proprietà della Cheniere Energy, dove John Deutch, ex-capo della CIA, siede nel CdA. Il problema con il terminale Sabine Pass GNL è che la maggior parte del gas è stato pre-contrattato da coreani, indiani ed altri clienti asiatici, non dall’UE. Il secondo problema è che anche vi fosse un’enorme capacità nei porti da poter sostituire le forniture russe di gas all’UE, ciò aumenterebbe i prezzi sul mercato interno del gas naturale superiore, riducendo il mini-boom produttivo alimentato dall’abbondante gas di scisto a buon mercato. Il costo finale per i consumatori europei del GNL degli Stati Uniti sarà molto più elevato del gas russo inviato tramite la pipeline Nord Stream o l’Ucraina. Il problema successivo è che non ci sono le supercisterne specializzate in GNL per rifornire il mercato comunitario. Tutto ciò richiederà, compresi autorizzazioni ambientali e tempi di costruzione, circa sette anni in media e nelle migliori condizioni.
L’UE oggi riceve circa il 30% del suo gas, la fonte energetica in più rapida crescita, dalla Russia. Nel 2007 la russa Gazprom ne ha fornito il 14 per cento alla Francia, il 27 per cento all’Italia, il 36 per cento alla Germania. Finlandia e Stati baltici ricevono il 100 per cento di gas importato dalla Russia. L’Unione europea non ha alcuna alternativa realistica al gas russo. La Germania, la maggiore economia, ha stupidamente deciso di eliminare gradualmente l’energia nucleare e la sua “energia alternativa” eolica e solare è un disastro economico e politico dai costi dell’elettricità per i consumatori che esplodono, anche se quelle alternative sono una parte minuscola del mercato totale. In breve, l’idea chimerica di chiudere il gas russo e aprire invece il gas degli Stati Uniti, è priva di senso economico, energetico e politico.

Articolo di William Engdahl, New Oriental Outlook, 04/07/2014
F. William Engdahl è consulente sul rischio strategico e docente, laureato in politica alla Princeton University, è autore di best-seller su petrolio e geopolitica, in esclusiva per la rivista online “New Oriental Outlook“.
Fonte in lingua originale: journal-neo.org
Fonte in lingua italiana: aurorasito.wordpress.com

[Metabo]

Petrolio: lo shale oil è un fallimento commerciale
Petrolio: lo shale oil è un fallimento commerciale, poco sostenibile nel lungo termine

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Lo shale oil? Un fallimento commerciale. È quanto emerge dal 125° meeting annuale della Geological Society of America che si è concluso ieri a Denver, in Colorado. Secondo l’associazione, che riunisce 25 mila geologi, “dopo 10 anni di produzione, lo shale oil negli Stati Uniti non può essere considerato commercialmente valido”.
Nonostante lo sfruttamento delle c.d. fonti non convenzionali possa fornire “un importante contributo all’approvvigionamento energetico” non è sostenibile nel lungo termine e “non consentirà agli Usa di diventare un esportatore netto di petrolio”.
“È improbabile che la maggior parte del petrolio che c’è sotto terra possa essere estratto con un utilizzo di energia conveniente, e quindi traendone un profitto”, ha detto Charles Hall, professore emerito presso l’Università di Scienze Ambientali e Forestali dell’Università di Stato di New York.
Gli fa eco Arthur E. Berman, consulente della texana Labyrinth Consulting, secondo cui i 10 anni di storia dell’estrazione di shale gas negli Usa sono “un fallimento commerciale”. Berman ritiene che i prezzi saliranno “fino ad arrivare al costo marginale di produzione”.
“Il declino della produzione probabilmente inizierà prima della fine del decennio”, è la profezia J. David Hughes, presidente della canadese Global Sustainability Research.

Tags: fracking, petrolio, shale oil, usa

[Amati75]

Metabo e' tutto una questione di prezzi, come fattoti notare.... i prezzi sono al presnete troppo bassi (dato che il mercato interno e' stato inondato, non avendo "sbocchi"), potendo indirizzare parte della produzione all' estero,quindi grazie alle esportazioni, i prezzi tenderanno ad aumentare, poi oh, anche alla TOTAL devono essere "scemi" evidentemente:

Total has become the first major energy company to invest inthe U.K's budding shale industry as the country prepares to exploit its unconventional gas reserves.

Oil major Total invests in U.K. shale push - Jan. 13, 2014

[Amati75]

Un esempio di come l'avanzamento tecnologico permette di diventare piu' produttivi e veloci:

Innovation has also speeded up the work of drill bits, seismic tools, telemetry systems, proppants, pumps and many other technologies that are needed to extract hydrocarbons. Back in 2007, it took about 57 days to drill an average well in the Cana Woodford Shale, for example. By 2012, it took just 30 days.
The fruits of innovation can be seen in the production data. In 2012, U.S. oil output rose by 790,000 barrels per day, the biggest annual increase since the business began in 1859. Domestic natural gas production is also at record levels.

Oil's Bright Future - Bloomberg View

[paulhowe]

Come sempre Metabo "ha ragione" !!!

U.S. crude oil production on pace to set records - UPI.com



Che macchietta !!!

[Amati75]

Drilling Pioneer Sees Fracking From Sea to Shining Sea

Where others see purple mountain majesties, Kent Bowker sees buried treasure.
The 58-year-old geologist was part of a team that first extracted significant amounts of gas from a dense rock formation near Fort Worth, Texas, in the late 1990s. Now Bowker says he’s identified a sweet spot in the Rocky Mountains that, along with untapped shale in California, will add to output from Pennsylvania to Texas that’s already propelled the U.S. to No. 1 in the world for combined oil and gas production.
It’s time for the shale revolution to push west, Bowker said. Pressed to reveal a more specific location for his “super-secret” potential bonanza, Bowker joked, “Is this guy a landman?”
“We know where we can drill thousands and thousands and thousands of additional wells,” Bowker said. “I don’t think we need another gigantic breakthrough. I don’t think that’s necessary to keep the ball rolling in the shale plays.”
Bowker’s vision of drilling from sea to shining sea might need to become a reality for the U.S. to achieve energy self-sufficiency, which BP Plc says could happen by 2035. The industry is straining to keep up the pace because production in shale wells declines quickly.
Even tougher to overcome might be political headwinds. Fracking, the process of using water and chemicals to blast gas and oil free from rocks that can lie a mile or more underground, has been banned by some towns. A proposed ballot measure in Colorado would prohibit the practice.
Source: Kent BowkerGeologist Kent Bowker.

Colleagues Doubted

Bowker has proved naysayers wrong before. As a geologist atChevron Corp. in the 1990s, he calculated that Texas’s Barnett Shale held more natural gas than the government and other companies estimated. Bowker shrugged off the doubts of colleagues convinced that the dense rock could never be drilled.
He joined Mitchell Energy & Development Corp., the company leasing land in the area, in 1998 and was part of the team that first used horizontal drilling and hydraulic fracturing to extract significant gas supplies from shale by 2001.
Other companies adopted Mitchell’s techniques, pushing gas production to new highs in each of the past eight years. The U.S. overtook Russia and Saudi Arabia as the largest combined producer of oil and gas last year, the Energy Department estimated.
Now Bowker heads Houston-based Bowker Petroleum LLC.
“I enjoyed making fun of people that pooh-poohed, even when I was at Chevron, that there was anything left in the U.S.,” Bowker said. “That was back in ’92.”
As producers try to extend gains, they face wells that deplete faster than conventional production. When new drilling stops, gas output drops by about 50 percent in about three years, according to the International Energy Agency.
Production Declines

The decline rates for oil are even steeper. Shale production drops more than 80 percent in four years, more than three times faster than a conventional well, the IEA estimates. The Paris-based organization expects U.S. output to peak in 2025.
Oil production growth from shale will slow to 5 percent in five years from 56 percent last year, Steven Farris, the chairman and chief executive officer of Houston-based Apache Corp., said in an April 29presentation. Capital spending must increase and new basins must be discovered, he said.
The declines are over-dramatized because the wells are so productive to begin with, according to Bowker. Companies can re-frack old wells to re-stimulate production, such as in the Barnett formation, where it all began, he said.
“It’s not as drastic as what people think,” Bowker said. “You listen to all the naysayers saying we’re running out of oil, we’re running out of gas, there’s not going to be anything left. We’re always running out of oil, we’re always running out of gas. But obviously that’s not the case.”
Eagle Ford

EOG Resources Inc., the Houston-based company that helped discover Texas’s productive Eagle Ford formation and is known for quietly buying acreage to drill, said May 5 that its land in the DJ and Powder River basins in Colorado and Wyoming may hold the equivalent of 400 million barrels of oil.
“There is still plenty of room to grow, especially in the West,” Bowker said.
Developing those regions will have to overcome political lobbying. Billionaire environmentalist Tom Steyer, founder and former chief executive officer of San Francisco-based investment manager Farallon Capital Management LLC, is pushing California to tax oil output and require two-thirds of a county’s voters to approve fracking before companies can use the controversial technology.
Bowker said fracking has gotten a bad name -- literally. He said the word shouldn’t have that ugly K, since there’s no K in hydraulic fracturing, the origin of the term, and the added letter makes it look like another word that begins with F.
“All of a sudden everyone gets a hold of it and bastardizes this very pretty word,” he said.
To contact the reporter on this story: Isaac Arnsdorf in New York at iarnsdorf@bloomberg.net
To contact the editors responsible for this story: Bob Ivry at bivry@bloomberg.net Millie Munshi, Joe Richter


Drilling Pioneer Sees Fracking From Sea to Shining Sea - Bloomberg