Definicja peakoil część 1 - profil produkcji

Cóż, trochę minęło od ostatnich wpisów. Braki czasu dają się we znaki a i dziś czas napięty. Coś jednak wypadałoby napisać w kontekście wczorajszego jump’u na ropie o 10,75 $ w czasie jednej sesji !!!

Tak więc dziś, długo odkładana definicja peakoil, którą rozłożę na kilka wpisów.

Charakterystykę tego zjawiska powinno się wytłumaczyć, tak jak w szkole Austriaków, od skali mikro, a wiec od pojedynczego pola naftowego. Rzućmy najpierw rysunek.

Rysunek przedstawia profil korzystania z pola naftowego. Tak więc najpierw jest odwiert, który w ogóle odkrywa nowe pole, potem są odwierty dodatkowe, dzięki którym szacuje się wielkość pola. Gdy już wiele wiadomo ile ropy jest pod ziemią, projektuje się całą infrastrukturę i buduje kolejne odwierty, tym razem wydobywcze. Dochodzi się do poziomu produkcji, przy którym szacuje się wydobycie jak najwięcej ropy ogółem z pola. Na początku ropa sama tryska z ziemi pod wpływem ciśnienia. Ciśnienie z każdą wydobyta baryłka spada, i w pewnym momencie trzeba wpompowywać w pole wodę, aby utrzymywać stały poziom produkcji. Po pewnym czasie (a patrząc na historyczne profile produkcji to po połowie wydobycia dostępnej ropy z pola) następuję spadek wydobycia. Jest to spadek nie możliwy do rekompensowania poprzez wpompowywanie większej ilością wody w pole (ropa jest wtedy za mocno rozrzedzona z wodą).

Doskonałym przykładem dobrego zarządzania polem jest np. Prudhoe Bay na Alasce.

Dokładnie widać założony profil (linia czerwona) i konsekwentne trzymanie się planowanego poziomu produkcji. Rysunek dobrze obrazuje też charakterystykę wydobycia z regionu, gdzie najpierw wydobywa się ropę z największych pól, a potem spadek próbuje się rekompensować z coraz mniejszych.

Z czasem technologia wydobycia wzbogaciła się o EOR czyli Enhanced oil recovery (ulepszona ekstrakcja ropy). Polega ona na wpompowywaniu różnych gazów (dwutlenku węgla, gazu ziemnego, azotu), ciepła (za pomocą pary wodnej) lub innych chemikaliów (głównie polimerów). Główny cel tej technologii to zmniejszenie gęstości ropy i ułatwienie jej wypompowywania przez odwiert wydobywczy.

Poniżej rysunek gdzie CO2 razem z wodą miesza się w ropą.

Zastosowanie EOR wiele zmieniło w technologii wydobycia. Dało możliwość zwiększania produkcji i szybszy zwrot z inwestycji jaką niewątpliwie jest platforma wiertnicza.

Niestety EOR ma też swoje złe strony. Po osiągnięciu szczytu wydobycia, następuje dramatyczny spadek. Spadek naturalny to wg szacunków CERA jakieś 2,2 proc do 4,5 proc. (szacunki mocno optymistyczne o czym jeszcze będę niebawem pisał). W polach, gdzie zastosowano EOR spadek mieście się od kilkunastu do 30 procent. Świetnym przykładem jest pole Cantarell (trzecie co do wielkości na świecie).

W celu zatrzymania naturalnego spadku wstrzykiwano w Cantarell CO2 i azot. Dziś to pole spada w tempie 14 procent rocznie. Również w innych polach gdzie zastosowano EOR notuje się tak wysokie spadki.

USA i zatoka meksykańska: (GOM to Gulf Of Mexico)

I pola norweskie:

EOR miało zapewnić większe wydobycie z pola i w krótkim terminie zapewnia. Długoterminowo zastosowanie EOR jednak powoduje o wiele większe spadki wydobycia w przyszłości i prawdopodobne uszkodzenia pola naftowego (nie jest ta sprawa rozstrzygnięta) co wpływa na zmniejszenie ogólnej dostępnej ropy do wydobycia.

Co wpływa no to, że EOR jest stosowany?

Cóż, lepiej jest mieć zysk wcześniej niż później. Niestety zmienia to profil produkcji z trapezu na stożek.