Dagens Nyheter rapporterar om ett stort oljefynd i Israel.
I DN’s text står att läsa att fyndet är i samma storleksordning som Saudiarabiens reserver, dvs uppemot ett par hundra miljarder fat. Texten nämner också att det rör sig om skifferolja. Vad man inte nämner är att sådan skifferolja är betydligt mer kostsam och svår att utvinna.
Om man nu skall tillskriva wikipedia någon trovärdighet så kan man där läsa att olja utvinns ur oljeskiffer genom att skiffern bryts, precis som i gruvdrift. Sedan krossas den ned och hettas upp till mellan 300 och 600 grader celcius, i frånvaro av syre. Därvid förångas kolvätena ur skiffern, och kan kondenseras och samlas upp. Detta förfarande kallas ”ex situ”. Det finns också ”in situ” där man värmer upp skiffern i borrhål där den ligger under jord, vilket kan ta månader för ett enda borrhål. Exempelvis IEA’s World Energy Outlook rapporterar att in-situ skifferolja kan ha EROEI motsvarande 1-2:1, dvs man får ut mellan ett och två fat olja för varje fat som går åt. Ex-situ (mao. gruvbrytning) är lite bättre och kan ge uppemot 5:1 i energiutbyte. En utvinning av skifferolja på exempelvis 2.5 miljoner fat/dag kräver vatten i storleksordningen 2.5 miljoner fat/dag upp till 7.5 miljoner fat/dag. Vattnet behövs för diverse olika process-steg, och endast personalen med samhällets vanliga infrastruktur behöver betydande mängder. Detta i en region där vatten redan idag är en omtvistad knapp resurs. Detta jämför DN alltså med mellanösterns lätta olja som ger/har gett en energi-payback på kanske 50 eller 100 ggr investerad energi, möjligen ännu mer. Förvisso förbrukar den Saudiska oljeutvinningen stora mängder vatten, men det är salt havsvatten som pumpas ned i reservoiren med det enda syftet att upprätthålla trycket vid utvinningsbrunnarna. Saudiarabiens Ghawar-fält producerar i storleksordningen 5 miljoner fat/dag, vilket gör fältet till världen i särklass största. Fältet upptäcktes 1948, för 65 år sedan.
Kan skifferolja göra Israel självförsörjande på olja? Kanske, men att utvinningen kommer att nå sådana volymer att en betydande export kan komma igång inom en snar framtid, är osannolikt. Åtminstone fram till för några år sedan var Estland världens största producent av skifferolja, men en utvinning på ca 7000-8000 fat / dag, mindre än en hundradel av Norges oljeutvinning.
/Mats Lindqvist/ASPO Sverige/
Tillägg: I Jean Laherrrère’s senaste artikel på theoildrum anges några siffror på reserver (tekniskt och kommersiellt utvinningsbar) olja jämfört med hur mycket kolväten det finns i marken, för olika oljeskiffer-fyndigheter:
http://www.theoildrum.com/node/10009#more
”Shale oil is now called light tight oil because the production in Bakken is not from a shale reservoir, but a sandy dolomite reservoir between two shale formations. It has huge resources when estimated simply by the amount of hydrocarbons generated by the source-rocks within the oil kitchen. In the 1994 report “Undiscovered petroleum potential” (Laherrere, Perrodon, Demaison) the efficiency factor (percentage of ultimate reserves versus hydro-carbons generated from source-rocks in the kitchen) was estimated as being very low:
1.4 % in the Arab-Iranian Petroleum System (most of the Middle East);
1% in the North Sea
0.8 % in the Saharan Triassic
0.6% in the Niger Delta
0.4 % in Gippsland
0.3 % in Kutei & Putamayo
0.03 % in the Paris Basin.
Most of the oil generated is either lost, diffused in the sediments or still within the source-rocks among the fractures. Huge volumes of hydro-carbons still exist in source-rocks, but the recovery factor should be quite low: a few % at best!
In Montana, production from Bakken is mainly coming from the stratigraphic field called Elm Coulee, which is decline since 2008. In North Dakota, production from Bakken has sharply increased from 50 kb/d in 2008 to 715 kb/d in March of 2013, but it may be close to peak by lack of further sweat spots to drill. Another reason to expect a peak in North Dakota still this year is the decline of rigs in activity, from a peak of 200 in June of 2012 to 176 in April of 2013.”
Dessa låga procenttal sätter problemet med ”peak oil”-prognoser i blixtbelysning. Om man kan utvinna exempelvis 0.5% just nu, så gör teknikförbättringar som ökar detta procenttal lätt enorm skillnad. Vid 5% så har man 10 gånger mer olja att utvinna. Nu fick vi en teknisk revolution inom tight oil, och peak oil sköts plötsligt på framtiden ett okänt antal decennier. Och utvecklingen stannar inte där.
Maj-siffrorna för Bakken är 745 kbpd, apropå det, mars 719 kbpd. Det motsvarar en ökningstakt på årsbasis om 24%. Om Bakken fortsätter i den takten kommer man lätt landa på över 800 kbpd i slutet på året.
https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/historicalbakkenoilstats.pdf