Commenti sulla Rivoluzione Petrolifera di Maugeri Prima Parte

Commenti sulla Rivoluzione Petrolifera di Maugeri

                                 Prima Parte

Da “The Oil Drum”.
Traduzione di Dario Faccini
Revisione di Ludovico Pernazza e Dario Zampieri.

Questa è la prima parte di un guest post di Jean Laherrère, collaboratore di
lungo termine per The Oil Drum. Jean ha lavorato 37 anni per la TOTAL
nell'esplorazione e produzione di petrolio e di gas, e dopo il suo ritiro ha
lavorato instancabilmente per analizzare i dati e l'evoluzione del petrolio e del
gas su scala mondiale.

Leonardo Maugeri è un economista che ha lavorato per l'ENI sin dal 1994, da
cui è attualmente in congedo sabbatico. E' anche un senior fellow presso la
Harvard University. Nell'ottobre 2009 ha scritto un articolo su Scientific
American dal titolo "Spremere più petrolio dal sottosuolo: tra gli avvisi di un
possibile 'picco del petrolio', tecnologie avanzate offrono i modi per estrarre
fino all'ultima goccia possibile", che ora si trova con un altro titolo: "Un altro
secolo di Petrolio? Ottenere di più dalle Riserve Attuali ". Al tempo, scrissi
alcune osservazioni su The Oil Drum in risposta: "Osservazioni sullo Spremere
più petrolio dal sottosuolo di L. Maugeri Scientific American Ottobre 2009 "

Recentemente, Maugeri ha pubblicato un nuovo lavoro, "Petrolio la Prossima
Rivoluzione: l'impennata senza precedenti della capacità produttiva petrolifera
e che cosa significa per il mondo". Ancora una volta non sono d'accordo con la
posizione di L. Maugeri secondo cui la capacità produttiva di petrolio è in
aumento, perché i dati sulla capacità produttiva sono completamente
inaffidabili, basati su congetture e non su misurazioni reali. Solo i dati di
produzione di petrolio dovrebbero essere utilizzati a scopi predittivi; anche le
sue previsioni sul petrolio non convenzionale sono sbagliate. L. Maugeri ha una
scarsa comprensione della precisione dei vari dati petroliferi e le sue
dichiarazioni sono, a mio parere, politiche e non scientifiche. Il suo articolo non
merita di essere pubblicato sul sito web dell'Università di Harvard, che è un
centro per la Scienza.

Sommario
La mia analisi evidenzia una serie di errori di analisi e dei fatti nel lavoro di
Maugeri. Tra questi:

   • Nell'effettuare analisi sulla capacità produttiva, in cui i dati sono ben poco
     conosciuti e possono essere tratte solo conclusioni molto deboli
     (Capitolo 2).
   • Nei suoi dati della possibile produzione futura di petrolio per mezzo di
     una " analisi originale di tipo bottom-up campo per campo effettuata sulla

maggior parte dei progetti di esplorazione e sviluppo nel mondo" una
       parte significativa della quantità conteggiata deriva da progetti proposti
       in Iraq, dove la probabilità di una attuazione completa e per tempo è
       dubbia, come Maugeri avrebbe dovuto far notare. (Capitolo 2)
   •   Maugeri utilizza dati OPEC senza indicarne i gravi difetti. (Capitolo 2)
   •   La sua proiezione della produzione canadese da sabbie bituminose è
       significativamente più alta rispetto alle previsioni dell'Associazione
       Canadese dei Produttori di Petrolio (CAPP). (Capitolo 2)
   •   Allo stesso modo, le sue proiezioni per gli Stati Uniti sono superiori a
       quelle della Energy Information Administration (EIA) (Capitolo 3), e nel
       caso della produzione dalla formazione Bakken, ha utilizzato i dati di un
       primo rapporto ottimistico invece dei successivi studi più affidabili
       (Capitolo 5).
   •   Maugeri sbaglia nell'affermare che di recente ci sia stato un aumento
       della produzione di petrolio convenzionale, in quanto [essa] è piatta dal
       2005. [plateau petrolifero] (Capitolo 4)
   •   Se il prezzo del petrolio rimane alto, è vero che si lavorerà molto per
       aumentare il tasso di recupero dai giacimenti esistenti. Ma i dati usati da
       Maugeri circa la crescita delle riserve, sui quali si fonda gran parte del
       suo pensiero e della sua analisi, sono basati in parte su uno studio
       dell'USGS [il Servizio Geologico degli Stati Uniti] dove la crescita
       presumibile delle riserve era quasi interamente derivante da alcuni paesi
       dell'OPEC, i cui dati sono discutibili. Inoltre, sulla crescita delle riserve,
       Maugeri - come molti altri economisti - cita Kern River, senza indicare i
       semplici motivi per i quali le stime delle riserve recuperabili aumentano
       in un giacimento secolare di petrolio pesante, motivi che sono piuttosto
       inapplicabili alla maggior parte dei giacimenti petroliferi . (Capitolo 5 e
       a seguire nella prossima seconda parte)
   •   Infine, Maugeri compie il solito errore nel non comprendere l'evoluzione
       nel tempo dei dati sulle riserve dimostrate,                non capisce la
       sottovalutazione statistica che risulta dalla loro aggregazione, né il fatto
       che, ai sensi delle regole di presentazione della Security Exchange
       Commission       (SEC),   queste    riserve    nel   passato    sono     state
       significativamente inferiori alle riserve "certe e probabili", e quindi ci si
       può attendere una loro crescita. (a seguire nella prossima seconda
       parte)

Nel complesso, queste considerazioni rendono le conclusioni di Maugeri non
sostenibili.

1.    Il  problema      dell'uso    di     unità     di    misura     appropriate
Nella pagina 1 del lavoro di Maugeri si legge:

       Sulla base di un'originale analisi di tipo bottom-up, effettuata
       campo per campo, sulla maggior parte dei progetti petroliferi di
       esplorazione e sviluppo in tutto il mondo, questo lavoro
       suggerisce una produzione aggiuntiva non soggetta a restrizioni (il
       livello di produzione cui ogni singolo progetto mira, in base alla
       propria pianificazione, non corretto per il rischio) di più di 49

milioni di barili di petrolio al giorno (greggio e liquidi da gas
       naturale, o NGLs), previsti per il 2020, l'equivalente di oltre la
       metà dell'attuale capacità di produzione mondiale di 93 mbd
       [milioni di barili al giorno].

Nel suo elenco di abbreviazioni, "milioni di barili al giorno" è riportato come
Mbd, quindi perché usare mbd nel testo? In realtà dovrebbe essere Mb/d. L'ENI
deve seguire il SI (Sistema Internazionale di unità di misura), che è la regola in
tutti i paesi al di fuori di Stati Uniti, Liberia e Myanmar. Con il SI, i milioni sono i
mega o M, m è il metro o il milli, d è il giorno (dies) o deci. Quindi mbd sono
millibarili moltiplicati per i giorni!

2. L'imprecisione della stima della Capacità di Produzione

Lo studio campo per campo presentato da Maugeri si basa principalmente su
contratti in Iraq, la cui realizzazione è improbabile a causa di vincoli di ordine
politico. E continua:

    la capacità produttiva aggiuntiva netta entro il 2020 potrebbe essere
    di 17,6 mbd, ottenendo entro tale data una capacità produttiva
    petrolifera mondiale di 110,6 mbd - come mostrato in Figura 1.

Figura 1: capacità produttiva petrolifera mondiale al 2020 (Petrolio greggio e NGLs, esclusi i
biocombustibili)

La capacità di produzione petrolifera è un valore molto mal definito ed i dati
della capacità inutilizzata [spare capacity o capacità di riserva] forniti dalla IEA
e dall'EIA per i paesi OPEC variano ampiamente, come dimostrato da
Rembrandt Koppelaar in questi due grafici dal 2003 al 2009. Nei rapporti
dell'EIA [Energy Information Agency degli USA] la capacità inutilizzata nel
2003 per gli Emirati Arabi Uniti (UAE) varia di poco, mentre nei rapporti IEA
[International Energy Agency dell'OECD] varia più di 2 Mb/d.

Figura 1: la capacità inutilizzata dell'OPEC secondo la EIA e la IEA da Koppelaar 2003-2009

La capacità inutilizzata dell'OPEC è riportata dall'EIA con il grafico seguente,
che mostra una correlazione inversa con l'indice del prezzo del petrolio WTI
corretto per l'inflazione (2010 $/b). E mentre nel grafico viene mostrata la
capacità OPEC, nel titolo invece viene indicata la capacità inutilizzata
mondiale! L'EIA presuppone che la produzione non OPEC non abbia alcuna
capacità inutilizzata.

Figura 2: la capacità inutilizzata dell'OPEC secondo l'EIA nel periodo 2001-2012 e il prezzo del
greggio WTI

L'EIA fornisce i dati a partire dal 1990 e una migliore presentazione può essere
tracciata per il prezzo del WTI, questa volta rappresentato come un valore
negativo. La relazione tra capacità inutilizzata dell'OPEC e il prezzo del WTI può
sembrare buona su base periodica, ma non è molto affidabile. E' evidente che l'
"impennata senza precedenti della capacità produttiva petrolifera" rivendicata
da Maugeri è l'aumento OPEC nel 2009 (da 1 a 5 Mb/d), che è ben correlato con
la diminuzione del WTI a partire da 120 $/b sino a 50 $/b. Il significato è chiaro
per il 2009: bassi prezzi del petrolio sono legati ad una elevata capacità
inutilizzata. Ma, come la gallina e l'uovo, chi è venuto prima? Essendo la
capacità inutilizzata una congettura, è difficile determinare l'istante esatto in
cui aumenta, poiché ciò dipende dalla mente dell'autore!
La capacità inutilizzata OPEC annua, come riportato dalla EIA, è stata 3.05
Mb/d nel 2000 e 2.99 Mb/d nel 2011: significa che è rimasta uguale per un
lungo periodo. Per il periodo 1990-2012 la media EIA è di circa 3 Mb/d, con
massimi fino a 6 Mb/d e minimi fino a 1 Mb/d: di solito un aumento segue una
caduta! Per una previsione a lungo termine, l'estrapolazione dal passato deve
essere svolta sul lungo termine e non sul breve!

Figura 3: la capacità inutilizzata dell'OPEC (EIA / OEA & STEO 1990-2013) e prezzo WTI in scala
negativa

L'OPEC, nel suo rapporto mensile sul mercato del petrolio, non fa menzione di
una capacità inutilizzata dell'OPEC e nella sua relazione annuale c'è solo la
frase: "Per il greggio la capacità inutilizzata dell'OPEC dovrebbe inoltre
rimanere a livelli adeguati", ma non viene fornito alcun valore! Nella (ultima)
edizione 2010-2011 del Bollettino Statistico OPEC annuale, la capacità
inutilizzata è menzionata solo in una nota a pagina 10, citando la Conferenza
OPEC del 2005. E 'solo nel World Oil Outlook dell'OPEC che viene dato un
grafico sulla capacità inutilizzata, dal 2009, affermando che la capacità
inutilizzata dell'OPEC è stata di circa 4 Mb/d nel 2011 (contro i 2 Mb/d stimati
dalla EIA) e dovrebbe essere di 8 Mb/d a medio termine.

Figure 4: capacità inutilizzata dell'OPEC (World Oil Outlook OPEC 2011)

Per stimare la capacità inutilizzata, è necessario conoscere esattamente la
produzione. Ma sembra che i paesi OPEC non siano d'accordo su quanta sia la
loro produzione. Questo grafico utilizza fonti secondarie di dati, ma dovrebbe
essere molto diverso se utilizzasse i dati comunicati direttamente dai membri!
Ci sono anche differenze sulla capacità e la produzione tra presentazioni OPEC:

   •   Pres. Khelil "Capacità di produzione petrolifera", seminario OPEC,
       settembre 2006.
   •   Dott. B. Nimat Abu Al-Soof "Upstream Oil Industry Analyst OPEC", maggio
       2007.

Per il 2003, Khelil riporta una capacità produttiva dell'OPEC di 29 Mb/d, mentre
al-Soof la pone a 31 Mb/d. L'imprecisione sulla capacità produttiva OPEC è
superiore a 2 Mb/d.

Figura 5: Capacità inutilizzata OPEC secondo Khelil 2007

Figura 6: Capacità inutilizzata OPEC secondo al-Soof 2006

In effetti, l'affidabilità della produzione di petrolio OPEC è molto scarsa (perché
i paesi membri barano sulle quote, e barano su dati di produzione o sulla loro
definizione). L'OPEC riporta soprattutto la sua produzione a partire da fonti
secondarie, il che significa che il valore riportato dai suoi membri (chiamato
comunicazione diretta) è meno affidabile. La differenza tra le fonti secondarie e
la comunicazione diretta varia (dal -7% nel 1997 al 4% nel luglio 2012), in
particolare per il Venezuela (dal -25% nel 1997 al 19% nel luglio 2012). I dati da
comunicazione diretta sono spesso superiori rispetto a quelli da fonti
secondarie, ma non sempre a causa delle quote di produzione.

Tabella: fonti della produzione di greggio: AR 1998 & MOMR Ap 2012

                                           Comunicazione
                        Fonte
         Mb/d                              diretta tra paesi         Differenza %
                      secondaria
                                               membri
      OPEC
      1997                     27.228                      25.384              -7
      1998                     27.726                      28.100               1
      2010                     29.254                      29.020              -1
      2011                     29.776                      29.942               1
      Feb 2012                 31.176                      32.107               3
      July 2012                31.619                      32.964               4
      Venezuela
      1997                      3.228                        2.411            -25
      1998                      3.137                        3.409              9
      2012                      2.338                        2.779             19
      2011                      2.380                        2.795             17
      Feb 2012                  2.379                        2.785             17
      July 2012                 2.370                        2.831             19

I dati per la produzione di greggio OPEC variano anche nel tempo tra le diverse
relazioni annuali OPEC (AR) e gli annuali bollettini statistici (ASB). Per il 2005, i
dati l'OPEC variano da 29,9 Mb/d (AR 2005) a 32,3 Mb/d (ASB 2007 e 2008),
mentre il dato riportato dalla EIA è 30.8 MB/d. Per il periodo dal 2006 al 2008,
c'è una differenza di circa 1 Mb/d tra i valori da AR 2009 e ASB 2009. I dati
OPEC sono prossimi se comparati alla produzione di petrolio greggio pubblicata
dall'EIA sino al 2009 (l'EIA ha cessato di pubblicare tali dati nel gennaio 2011 a
causa di tagli di bilancio).

Figura 7: produzione di greggio OPEC secondo rapporti AR & ASB OPEC, confrontati con i dati
EIA (1980-2009)

Sembra che l'accuratezza della produzione petrolifera dell'OPEC sia di circa 2
Mb/d!
La capacità produttiva petrolifera mondiale è mal conosciuta e del tutto
inaffidabile, e il suo uso dovrebbe essere evitato. Solo il CERA [Cambridge
Energy Research Associates] effettua previsioni sulla capacità produttiva,
mentre le agenzie affidabili stimano solo la produzione petrolifera. Già i dati
sulla fornitura petrolifera mondiale differiscono ampiamente tra le varie fonti
(EIA, IEA, OPEC), principalmente a causa delle diverse definizioni. Per il periodo
1991-2012 la discrepanza potrebbe essere più o meno 2 Mb/d, con un
eclatante cambiamento repentino all'inizio dell'anno, a causa di un
cambiamento di definizione. I dati mensili non si accordano con i dati annuali:
ciò mostra l'incertezza con cui si ha a che fare, che varia anche in funzione del
tempo e degli autori!

Figura 8: la differenza della fornitura mondiale di petrolio (mensile e annuale) tra USDOE / EIA,
IEA e OPEC

I dati EIA sono pubblicati in ritardo e non sono soggetti a molta revisione.
Questa agenzia ha avvertito che potrebbe interrompere la pubblicazione delle
statistiche internazionali a causa dei tagli di bilancio!

Figura 9: la produzione mondiale di liquidi da USDOE / EIA, IEA e OPEC con il prezzo del petrolio
Brent

L'utilizzo della capacità di produzione petrolifera aggiunge maggiore incertezza,
ma è un trucco per rivendicare in futuro che la previsione era corretta proprio
grazie alla manipolazione dei dati. Infatti, la produzione mondiale di greggio più
quella di NGL secondo la EIA è aumentata di 7,7 Mb/d nel periodo 2000-2011,
contro i 13 Mb/d di capacità di produzione nella figura 1 di Maugeri. Ma se la
capacità inutilizzata dell'OPEC secondo la EIA è rimasta circa costante e la
produzione non-OPEC è pari o prossima alla piena capacità (EIA Newell 23 Feb
2011), questi 13 Mb/d appaiono sbagliati! Non vi è stato alcun aumento nella
produzione di greggio ed NGL degli Stati Uniti dal 2000 al 2011.

            EIA Mb/d           2000    2011     incremento 2000-2011
            World
            crude oil (&
                                68.522 74.030
            condensate)
            NGPL                 6.376 8.571
            crude oil & NGL     74.898 82.601                          7.7
            US
            crude oil            5.881 5.659
            NGPL                 1.911 2.183
            crude oil & NGL      7.792 7.832                             0

A pagina 3 del suo documento, Maugeri produce il seguente grafico in cui
confronta la capacità di produzione tra il 2011 e il 2020.

Passiamo ora a confrontare l'aumento 2011-2020 secondo Maugeri con le
previsioni di produzione ufficiali in Mb/d. Siamo in grado di vedere la differenza
tra le previsioni di Maugeri e quelle della Canadian Association of Petroleum
Producers (CAPP): Maugeri stima 1,2 Mb/d in più per il 2020. Allo stesso modo,

anche le sue previsioni per gli Stati Uniti sono di 1,2 Mb/d superiori a quelle
della Energy Information Administration.

          Canada Mb/d Maugeri CAPP June 2012 Maugeri/CAPP
          2011            3.2               3          1.07
          2020            5.6             4.7          1.19
          increase        2.4             1.7          1.41

Figura 10: previsioni di produzione per il Canada 2010-2030 (CAPP giugno 2012)

        USA Mb/d Maugeri EIA/AEO2012 production Maugeri/EIA
                          crude NGL crude + NGL
        2011           8 5.68 2.16          7.34         1.09
        2020        11.6 6.73 2.79          9.52         1.21
                                                         1.64
        increase     3.6                      2.2

Figura 11: previsioni sulla produzione di petrolio greggio degli Stati Uniti 1990-2035 (EIA AEO
2012)

E 'importante ribadire che Maugeri potrà sempre affermare in seguito che ha
avuto ragione perché la sua previsione è stata sulla capacità, che è una mera
congettura, giacché nessuno potrà affermare quale [essa] sia stata, neppure in
retrospettiva! Da osservare i numeri per l'OPEC riportati sopra. Ogni previsione
affidabile si basa sulla produzione.

3. La produzione petrolifera negli Stati Uniti

A pagina 4 del documento di Maugeri si legge:

       Pertanto, gli Stati Uniti potrebbero produrre 11,6 mbd di greggio e
       NGLs entro il 2020, facendo del paese il secondo più grande
       produttore di petrolio al mondo dopo l'Arabia Saudita. Aggiungendo
       i biocarburanti a questo numero, la capacità globale di liquidi degli
       Stati Uniti potrebbe superare i 13 mbd, che rappresentano circa il
       65 per cento del consumo corrente USA.

Nella figura 2 a pagina 3, mostrata sopra, Maugeri indica per gli USA 11,6 Mb/
d di capacità di produzione entro il 2020, ma a pagina 4 lo stesso valore è
indicato come produzione. Maugeri prevede che gli Stati Uniti al 2020
avranno una capacità di produrre liquidi pari a 13 Mb/d, considerando in ciò i
biocarburanti ma dimenticando i guadagni di raffineria, che per gli Stati Uniti
sono stati 1 Mb/d nel 2010. Questi sono una parte non trascurabile della
produzione statunitense di liquidi, che potrebbe derivare dal petrolio importato,
ma anche dal gas naturale nazionale usato per fare prodotti più leggeri,
divenendo una sorta di trasformazione del gas in combustibili liquidi (GTL, Gas
to liquids)

previsioni in Mb/d (AEO 2012 tabella A11)
              Produzione domestica Mb/d 2010 2020 2035
              greggio                             5.47 6.70 5.99
              NGL                                 2.07 2.91 3.01
              Guadagni nei processi di
                                                  1.07 0.94 0.85
              raffinazione
              etanolo                             0.85 1.04 1.65
              biodiesel                           0.01 0.12 0.13
              trasformazione carbone in liquidi      0      0 0.28
                                                              11.06
              totale                              9.34 11.62

Nelle previsioni dell'AEO 2012, l'EIA comprende una categoria "altro" che sono
principalmente i guadagni di raffineria.

Figura 12: previsioni sulla produzione statunitense di liquidi 1990-2035 (EIA AEO 2012)

Le previsioni di Maugeri di una capacità produttiva USA di 13 Mb/d entro il
2020 sembrano nettamente superiori alla ultime previsioni dell'EIA!
Maugeri sostiene inoltre che "nel primo trimestre 2012, la produzione media
mondiale di petrolio ha costantemente raggiunto o superato i 91 mbd".
Tuttavia, i dati disponibili pubblicamente mostrano altrimenti ,con una
produzione mondiale di petrolio nel primo trimestre 2012 che per l'EIA si
attesta sugli 88,8 Mb/d, per la IEA 90,7 Mb/d e per l'OPEC 89,2 Mb/d.

4. Aspettative sulla portata del petrolio non convenzionale

A pagina 6 del documento di Maugeri, egli afferma:

        Nel complesso, la produzione di petrolio convenzionale è in
        crescita in tutto il mondo ad un ritmo inaspettato, anche se in
        alcune aree del mondo (Canada, Stati Uniti, Mare del Nord), si
        assiste ad un declino apparentemente irreversibile della
        produzione convenzionale. La Tecnologia può tramutare il petrolio
        costoso di oggi nel petrolio a buon mercato di domani.

Non vi è consenso sulla definizione di petrolio convenzionale; per alcuni è il
petrolio che scorre facilmente, per altri è il petrolio da serbatoi geologici di tipo
continuo. Maugeri a pagina 14 riporta la definizione EIA per il petrolio
convenzionale: "prodotto da un pozzo perforato in una formazione geologica in
cui il serbatoio e le caratteristiche del fluido consentono al petrolio e al gas
naturale di fluire facilmente verso il pozzo". Ma la EIA non fornisce i dati di
produzione del cosiddetto petrolio convenzionale e nemmeno lo fa Maugeri.
Egli semplicemente afferma che attualmente stia avvenendo una crescita
inaspettata della produzione mondiale.

I petroli extra-pesanti (Athabasca e Orinoco) non sono, ovviamente,
convenzionali e la produzione di greggio totale meno la quota dovuta ai petroli
extra-pesanti, così come riportata dall'EIA, mostra un aumento nel periodo
1982-2005, ma dal 2005 è piatta (plateau) a 72 Mb/d, contrariamente a
quanto sostenuto da Maugeri che la produzione di petrolio
convenzionale sia in crescita.

Figura 13: produzione di greggio mondiale meno i petroli extra-pesanti 1970-2011

Scorrendo in avanti a pagina 8 del report si legge:

     L'aumento inaspettato e rapido della produzione di petrolio dal
     precursore di shale/tight oil (la formazione Bakken Shale nel Nord
     Dakota) è sorprendente: la produzione è passata da qualche barile
     nel 2006 a più di 530.000 barili nel dicembre 2011. Questo sviluppo
     sembra coerente con il miglior studio mai condotto sulle
     caratteristiche geologiche e la produttività potenziale di Bakken
     (Price, 1999), che ha stimato il petrolio massimo
     originariamente sul posto di tutta la formazione a più di
     500 miliardi di barili, con un probabile tasso di recupero di
     circa il 50 per cento.

I dati di produzione per Bakken (Nord Dakota) ad oggi sono:

•     2006 - produzione totale di 2,3 milioni di barili in tutto l'anno;
•     Dicembre 2006 – una portata media di 10 kb/d;
•     Dicembre 2011 - 14.6 milioni di barili per tutto il mese;
•     December 2011 – una portata media di 510 kb/d

Maugeri, che alcuni indicano essere un esperto mondiale di petrolio, dovrebbe
conoscere la differenza tra b e b/d, in altre parole le scorte[stocks] e le
portate[flow rate]. Avrebbe dovuto essere coerente con quanto ha scritto a
pagina 47 del proprio documento, dove scrive, nonostante ancora una volta
confonda bd, b/d e b:

      Grazie alla formazione Bakken Shale, la produzione di petrolio nel
      Nord Dakota è salita alle stelle, da circa 110.000 bd nel 2006 (di
      cui 7.600 boe/d nel Bakken Shale) a quasi 264.000 boe/d nel 2010
      e più di 530.000 barili a dicembre 2011.

La confusione può essere fatta risalire al fatto che la formazione Bakken
attualmente in fase di produzione non è la parte di scisto, ma quella di calcare
arenaceosabbioso (o dolomite per Elm Coulee) al suo interno. Chiamare il
Bakken un campo a scisti [shale play] è scorretto. È un approccio di recupero
strutturale/stratigrafico a seconda della qualità del serbatoio e il prodotto si
chiama ora “light tight oil”.

5. Riserve e risorse di petrolio non convenzionale

Continuando la lettura a pagina 8 troviamo:

      Nell'aprile 2008, un rapporto del Dipartimento delle Risorse
      Minerarie del Nord Dakota (NDDMR) ha stimato che la porzione in
      Nord Dakota del Bakken contenesse fino a 167 miliardi di barili, e
      che circa 2,1 miliardi di barili di quel petrolio (il recupero finale
      stimato, o estimated ultimate recovery), meno del 2 per cento,
      potrebbero essere recuperati utilizzando la tecnologia disponibile

nel 2008. In ogni caso, il rapporto ha anche riconosciuto che
      l'evoluzione tecnologica può aumentare notevolmente il fattore di
      recupero.

A pagina 8 Maugeri cita la cifra di 500 Gb (al massimo) riferendosi al petrolio in
posto del Bakken con un fattore di recupero del 50%. Ma perché scegliere un
documento obsoleto (1999) e controverso quando esistono molte stime più
recenti dall'USGS, e in particolare dal Dipartimento delle risorse minerarie del
Nord Dakota , e perché parlare di loro solo a pagina 48? Nel libro scritto dai
geochimico dell'USGS Leigh C. Price “Origins and characteristics of the basin-
centered continuous-reservoir unconventional oil-resource base of the Bakken
Source System, Williston Basin" (1999/2000) si può leggere:

      Nel capitolo 10.0, presentiamo i calcoli preliminari del bilancio di
      massa per quanto riguarda il totale della quantità di petrolio
      generata dagli scisti del Bakken nel “Bakken HC kitchen” del
      bacino Williston (North Dakota e Montana). I nostri calcoli
      indicano che sono stati generati 413 miliardi di barili di
      petrolio, con un potenziale massimo di 503 miliardi di barili
      e uno minimo di 271 miliardi di barili. Questi numeri sono più
      grandi delle tre stime precedentemente pubblicate di 92, 132, e
      150 miliardi di barili.

L'assunzione di un fattore di recupero del 50% è ben al di sopra del recupero
possibile in un campo convenzionale e sembra irrealistica. Il documento di
Price del 1999 è controverso secondo Julie LeFever e Lynn Helms in "Bakken
Formation Reserve Estimates Julie LeFever" (ND DMR 2006):

      La Natura della Controversia

      I metodi utilizzati da Price per determinare la quantità di
      idrocarburi generati dal Bakken e l'idea che il petrolio non sia
      migrato fuori dal Bakken sono oggetto di controversia.
      Price (non pubblicato) ha utilizzato un database più completo e ha
      valutato che il Bakken era in grado di generare tra i 271 e i 503
      BBbls di petrolio con una media di 413 BBbls. Nuove stime della
      quantità di idrocarburi generati dal Bakken sono state presentate
      da Meissner e Banks (2000) e da Flannery e Kraus (2006). Il primo
      di questi documenti ha testato un modello al calcolatore di nuova
      concezione con i dati disponibili per il Bakken per stimare una
      generazione di petrolio di 32 BBbls. Il secondo studio ha utilizzato
      un programma per computer più sofisticato con una vasta
      immissione dei dati forniti dall' ND Geological Survey and Oil and
      Gas Division. I primi numeri generati con tali informazioni hanno
      posizionato il valore a 200 BBbls successivamente rivisto a 300
      BBbls quando il documento è stato presentato nel 2006.
      Quanto del petrolio generato sia recuperabile resta da
      determinare. Sono state pubblicate stime del 50%, 18%, e dal 3 al
      10%.
      Quanto, del petrolio che è stato generato, sia tecnicamente

recuperabile è ancora da determinare. Price pone il valore sino al
     50% delle riserve recuperabili. Un fattore di recupero primario pari
     al     18% è stato recentemente presentato dalla compagnia
     petrolifera Headington per i loro pozzi della Richland County,
     Montana. I valori presentati nelle audizioni della ND Industrial
     Commission Oil and Gas hanno spaziato dal 3 al 10%. Lo
     sfruttamento del Bakken nella parte del bacino in Nord Dakota è
     ancora nella curva di apprendimento. I pozzi del Nord Dakota sono
     ancora in una fase di adattamenti e modifiche sia per quanto
     riguarda la perforazione, sia per le pratiche di completamento
     utilizzate per questa formazione. E 'evidente che saranno la
     tecnologia e il prezzo del petrolio a dettare ciò che è
     potenzialmente recuperabile da questa formazione.

Un articolo di Wikipedia dal titolo Storia delle stime delle risorse petrolifere
della formazione Bakken contiene ulteriori dettagli:

      Un documento di riferimento da parte di Dow ed un articolo
      collegato di Williams (1974) hanno riconosciuto la formazione
      Bakken come la principale fonte per il petrolio prodotto nel bacino
      Williston. Questi documenti suggeriscono che il Bakken fosse in
      grado di generare 10 miliardi di barili (1,6 × 109 m3) di petrolio
      (BBbls). Webster (1982, 1984) come parte di una tesi di Master
      presso l'Università del Nord Dakota, ha effettuato ulteriori
      campionamenti ed analisi del Bakken, calcolando idrocarburi
      potenziali per 92 BBbls. Questi dati sono stati aggiornati da
      Schmoker e Hester (1983) che hanno stimato che il Bakken
      potrebbe contenere risorse per 132 BBbls di petrolio nel Nord
      Dakota e nel Montana. Uno studio di ricerca del geochimico Leigh
      Price dell'USGS nel 1999 ha stimato che la quantità totale di
      petrolio contenuto nel scisto Bakken varierebbe da 271 a 503
      miliardi di barili (8,00 × 1010 m3), con una media di 413 miliardi
      di barili (6,57 × 1010 m3). [14] Mentre altri prima di lui avevano
      cominciato a rendersi conto che il petrolio generato dagli scisti del
      Bakken era rimasto all'interno della Bakken, fu proprio Price, che
      aveva trascorso gran parte della sua carriera studiando il Bakken,
      a sottolineare in particolare questo aspetto. Se avesse ragione, la
      grande quantità di petrolio che rimane in questa formazione la
      renderebbe un obiettivo primario per l'esplorazione petrolifera.
      Tuttavia, Price è morto nel 2000, prima che la sua ricerca
      potesse essere sottoposta a peer-review e pubblicata.
      Comunque, i successi nella perforazione e produzione in gran
      parte del Bakken, a partire dalla scoperta dell'Oil Field Elm Coulee
      nel 2000, hanno dimostrato corretta la sua affermazione che il
      petrolio generato dallo scisto del Bakken fosse ancora lì. Nuove
      stime della quantità di idrocarburi generati dal Bakken sono stati
      presentati da Meissner e Banks (2000) e da Flannery e Kraus
      (2006). Il primo di questi documenti ha testato un modello al
      calcolatore di nuova concezione che utilizza i dati disponibili per il
      Bakken per stimare una generazione di petrolio di 32 BBbls. Il

secondo studio ha utilizzato un programma per computer più
sofisticato con una vasta immissione dei dati forniti dall' ND
Geological Survey and Oil and Gas Division. I primi numeri generati
con tali informazioni hanno posizionato il valore a 200 BBbls
successivamente rivisto a 300 BBbls quando il documento è stato
presentato nel 2006. [15] Nell'aprile 2008, un rapporto pubblicato
dal Dipartimento delle risorse minerarie dello stato del Nord
Dakota ha stimato che la porzione del Bakken in Nord Dakota
contenesse 167 miliardi di barili (2,66 × 1010 m3) di petrolio. [6]

Mentre questi numeri sembrerebbero indicare risorse petrolifere
molto vaste, la percentuale di questo petrolio che potrebbe essere
estratta utilizzando l'attuale tecnologia è un'altra questione. Le
stime del petrolio tecnicamente recuperabile dal Bakken
sono variate da un minimo dell'1% - in quanto gli scisti del
Bakken sono generalmente a bassa bassa porosità e a bassa
permeabilità, rendendo il petrolio difficile da estrarre – sino alla
stima di Leigh Price di un 50% recuperabile [16]. I rapporti emessi
insieme dall'USGS e dallo stato del Nord Dakota nell'aprile 2008
sembrano indicare che l'intervallo inferiore delle stime del petrolio
recuperabile siano più realistiche con le attuali tecnologie.

La raffica di attività perforative nel Bakken, insieme con l'ampia
gamma di stime del petrolio in posto e recuperabile, ha portato il
senatore Byron Dorgan, del Nord Dakota, a chiedere all'USGS di
condurre uno studio del petrolio potenzialmente recuperabile dal
Bakken. Nell'aprile 2008, l'USGS ha rilasciato questa rapporto, che
ha stimato la quantità di petrolio ancora da scoprire e
tecnicamente recuperabile nella formazione Bakken tra i 3,0 e i
4,3 miliardi di barili (680 milioni m3), con una media di 3,65
miliardi. [5] Più tardi nello stesso mese, il rapporto dello
Stato del Nord Dakota[6] ha stimato che dei 167 miliardi di
barili (2,66 × 1010 m3) di petrolio in posto nella porzione
in Nord Dakota del Bakken, 2,1 miliardi di barili (330
milioni m3) siano tecnicamente recuperabili con le attuali
tecnologie.

Nel 2011, un senior manager della Continental Resources Inc.
(CRI) ha dichiarato che il giacimento del Bakken nel bacino
Williston potrebbe diventare la più grande scoperta del mondo
negli ultimi 30-40 anni", visto che il recupero finale complessivo è
ora stimato sui 24 miliardi di barili. Questo aumento considerevole
è stato reso possibile dall'uso combinato della perforazione
orizzontale, del fracking, e di un gran numero di pozzi perforati.
Mentre queste tecnologie sono state costantemente in uso sin dal
1980, Bakken è il luogo dove vengono più utilizzate: 150 impianti
attivi e un tasso di 1.800 pozzi aggiunti all'anno. CRI ha sviluppato
una tecnologia che consente ai suoi impianti di spostarsi di
qualche centinaio di metri su “piedi” idraulici, aumentando la
velocità di completamento del pozzo.

Per aumentare la confusione, il rapporto USGS 2012-1118 "Variability of
Distributions of Well-Scale Estimated Ultimate Recovery for Continuous
(Unconventional) Oil and Gas Resources in the United States" riporta un
EUR (la stima del recupero finale) in Mb quando dovrebbe essere in Gb. Il
petrolio intrappolato in )rocce a bassa permeabilità (shale oil) non è
chiamato “tight oil”, ma continuous oil (“petrolio continuo”). Parlano di
“petrolio continuo” (cioé diffuso in tutta la formazione), ma si riferiscono
ovviamente a campi discreti.

Figura 14: Stima recupero finale in Mb (USGS 2012-1118 Tabella 4)

L'EUR medio per ogni unità di stima del “petrolio continuo” nel bacino Williston
é:

   •   Eastern expulsion threshold - 0.241 Mb or 241 Mb?
   •   Nesson-Little Knife structural - 0.185 Mb or 185 Mb?
   •   Northwest expulsion threshold - 0.151 Mb or 151 Mb?
   •   Elm-Coulee-Billings Nose - 0.135 Mb or 135 Mb?
   •   Central Basin-Poplar Dome - 0.064 Mb or 64 Mb?

Un precedente rapporto dell'USGS del Williston Basin Province Assessment
Team: “Assessment of undiscovered oil and gas resources of the Williston Basin
Province of North Dakota, Montana, and South Dakota, 2010”, U.S. Geological
Survey Digital Data Series 69–W, 7, 2011, mostra una mappa che indica le
principali caratteristiche strutturali.
Figura 15: mappa delle caratteristiche del bacino di Williston (USGS 2011 DGS 69-W)

Questo rapporto stima le risorse ancora da scoprire per le principali unità,
mettendo le caratteristiche strutturali (naso, duomo) alla voce risorse di
“petrolio continuo” e gas.

Figura 16: risorse ancora da scoprire in Mb e Gcf [miliardi di piedi cubi]
(USGS 2011 DGS 69-W)

E 'sorprendente vedere che la media da scoprire per la Elm Coulee- Billings
nose è valutata a 410 Mb, mentre nella relazione 2012-1118 dell'USGS il
recupero stimato finale (EUR) è riportato a 135 Mb. Sembra che l'EUR non sia
assegnato per l'area, ma per i campi già scoperti (di fatto Elm Coulee). Ma
l'estrapolazione del declino petrolifero per Elm Coulee (in Montana) presenta
un calo del 12%/anno dal 2007 al 2011, che punta verso 190 Mb (e non 135
MB), mentre l'operatore segnala 270 Mb.

Figura 17: Elm Coulee (Montana & Bakken) declino petrolifero 2000-2011

La produzione di petrolio in Montana mostra un interessante picco aguzzo nel
1968 a 130 000 b / g ed un secondo picco, anch'esso acuminato, nel 2006 a
100 000 b / d.

Figura 18: produzione di petrolio in Montana (da Montana State & EIA)

E' probabile che il Nord Dakota seguirà lo stesso schema del Montana, con un
aumento repentino e un repentino calo. Ma è difficile indovinare il livello del
picco, che dipende dal numero di pozzi perforati: potrebbe essere quest'anno o
il prossimo, anche se dubito che possano continuare ad aggiungere pozzi
produttori ad un tale tasso, raddoppiandone continuamente il numero dal 2005.
Contrariamente a quanto detto, non è un accumulo di tipo “continuo”, ma con
zone di accumulo preferenziale Il modo migliore per capirlo è quello di guardare
il video dell'EIA sull'attività di perforazione Bakken 1985-2010.

Figura 19: produttori e produzione di petrolio dal Nord Dakota

In "Mercati 2011 a medio termine di petrolio e gas " la IEA prevede una
produzione di petrolio dal Bakken (chiamato light tight oil) di 472 kb/d nel 2012
(quando è già di 575 kb/d solo per il Nord Dakota nel maggio 2012) ed a 752
kb/d nel 2016.

Figura 20: produzione di tight oil negli Stati Uniti 2010-2016 (IEA medium-term oil & gas
markets 2011)

L'attuale produzione di petrolio dal Bakken è in un aumento così rapido che non
poteva essere prevista correttamente ed è probabilmente insostenibile. La resa
per pozzo rimane intorno a 140 b/d /w[barili al giorno per pozzo], ma cadrà non
appena le perforazioni rallenteranno. Il numero di pozzi nel Bakken è passato
da 200 nel 2005 ai 4000 di oggi.

Figura 21: Nord Dakota. la produzione mensile di petrolio Bakken e il numero dei pozzi

Il Dipartimento delle Risorse Minerali del Nord Dakota (ND DMR) ha descritto
nel 2008 il Bakken assegnando un recupero dell'1,4% del petrolio in posto (149
Gb). In un report dal titolo "State of North Dakota Bakken Formation Resource
Study Project", gli autori M. Bohrer, S. Fried, L. Helms, B. Hicks, B. Juenker, D.
McCusker F. Anderson, J. LeFever, E. Murphy e S. Nordeng scrivono:

      Il petrolio originario in posto nella formazione Bakken all'interno
      della porzione termicamente matura dello Stato del Nord Dakota è
      stimato in 149,2 miliardi di barili. Le stime sono presentate per
      Contea e separate all'interno della formazione Bakken, membro
      superiore scistoso di Bakken, membro intermedio di Bakken e
      membro inferiore scistoso di Bakken, per renderli più utili per la
      valutazione e la pianificazione delle risorse (Tabelle 1-4) e (Figure
      3-6
                                                                          ).
      E' stato stimato anche l'EUR (recupero finale) della formazione
      Bakken usando le attuali tecniche di perforazione e di
      completamento, all'interno della porzione termicamente matura
      dello stato del North Dakota . Il recupero stimato finale, è di

circa l'1,4% di petrolio in posto, che è pari a 2,1 miliardi di
      barili.

Le caratteristiche strutturali sono esposte per la produzione Bakken/Three
Forks. La formazione Three Forks è solo un serbatoio al di sotto dello scisto
inferiore di Bakken . È il membro intermedio della formazione Bakken che
produce, perché non è uno scisto ma un calcare sabbioso.

Figura 22: caratteristiche bacino Williston e Bakken (ND DMR 2008)

Questo rapporto presenta il petrolio in posto nella formazione Bakken
disaggregato per Contea, per un totale di 149 Gb con 2,1 Gb di petrolio
recuperabile.

Figura 23: petrolio in posto e riserve del North Dakota Bakken (ND DMR 2008)

In un successivo rapporto, "Three Forks Assessment", pubblicato nel 2012, il
DMR mostra che la distribuzione geografica del petrolio Three Forks è molto
diseguale, con pochi zone di accumulo preferenziale.

Figura 24: volume del petrolio in posto nel Nord Dakota Three Forks in acri-piede[1 acri-
piede=1233 m3] (ND DMR 2010 )

L'EUR totale è di 2,1 Gb per il Bakken e 1,9 Gb per i Three Forks, con un totale
di 3,9 Gb.

Figura 25: petrolio in posto & EUR per il Nord Dakota nel Bakken & Three forks (DMR 2010)

Maugeri sta citando delle valutazioni irrealistiche e obsolete per le riserve del
Bakken, riportando 500 Gb di petrolio in posto con un fattore di recupero del
50% (o 250 Gb di riserve). Egli trascura gli studi più recenti, in particolare
l'agenzia che ha una maggiore conoscenza, il Dipartimento delle Risorse
Minerarie del Nord Dakota.

Nella seconda parte di questo articolo Jean affronta le previsioni di Maugeri
sulla crescita delle riserve, con l'analisi di diversi campi petroliferi giganti e di
alcuni dei maggiori paesi esportatori di petrolio.

Riconoscimenti

Grazie a Roger Bentley per la revisione dell'articolo e l'aiuto con il sommario.