28. mai 2007

BITUMEN, TJÆRESAND (OLJESAND)

Overskriften beskriver hva enkelte oljeselskaper nå betrakter som det neste nye. Skifte fra å lete etter olje til oppkjøp av selskaper med rettigheter til utvinning fra tjæresanden i blant annet Athabasca i Canada. Dette burde være et sterkt signal om hva forventninger en del aktører nå har til fortsatt leting etter olje.

Tjæresanden er en blanding av bitumen, sand og leire som er energikrevende å utvinne. Ulike kilder opererer med en EROEI (Energy Returned On Energy Invested) på 3 - 5 for utvinning fra tjæresandene (med andre ord det kreves 1 energienhet for å få 3 - 5 energienheter tilbake).

NATURGASS I CANADA


Figuren ovenfor viser utviklingen i innenlandsk forbruk av naturgass i Canada og eksport for årene 1970 til 2005 (plottet mot primær y-akse). Den sekundære y-aksen viser utviklingen i gjenværende utvinnbare naturgassreserver for Canada fra 1980 til 2005 i billioner kubikkmeter, og dokumenterer at naturgassreservene ikke blir erstattet i samme tempo som de tappes ned.

Canada var verdens tredje største produsent av naturgass i 2005 med 185 GSm3 (GSm3; milliarder standard kubikkmeter) etter Russland og USA og eksporterer nå omtrent halvparten til sin nabo i sør.

Canada sine gjenværende påviste naturgassreserver var 1 593 GSm3 (omtrent to tredjedeler av Norges naturgassreserver) og R/P var 8,6 ved slutten av 2005, og Canada sin naturgassutvinning hadde en topp i 2002 og har siden falt og ventes fortsatt å falle. I den siste tiden har det fra et voksende mindretall blitt stilt spørsmål om Canada nå burde prioritere å sikre egen energiforsyning for å unngå ”å fryse i mørket” en gang i den nære fremtid.

Nylig ble flere leterigger for naturgass flyttet fra Canada til naboen i sør, noe som kan gi en indikasjon på at det nå er få lønnsomme prospekter igjen å bore opp.

ENERGIBEHOV VED UTVINNING FRA TJÆRESAND

Utvinningen fra tjæresanden foregår nå etter to prinsipielle metoder, åpent dagbrudd og SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage; prosessen innebærer at damp ledes gjennom brønner inn i tjæresanden og gjør denne flytende), som kan utvinne omtrent 50 % av det opprinnelig tilstedeværende bitumen.

De fleste referanser oppgir at det kreves omtrent 1 000 kubikkfot (28 - 30 kubikkmeter) naturgass for å utvinne et fat med tjæresand.

Om alle SAGD prosjektene nå under planlegging skulle bruke naturgass ville dette kreve omtrent 30 milliarder kubikkmeter årlig i 2015.

Matt Simmons har omtalt bruken av naturgass til utvinning av tjæresand som ”Turning Gold into Lead” (omdanne gull til bly).

Det vurderes nå å bruke kjernekraft til å erstatte naturgass for utvinning av bitumen, og noen planer legger nå til grunn oppstart av disse i 2016/2017. Hva som ikke fremkommer klart er hvem som vil investere i disse kjernekraftverkene.

Vil det være eierne av bitumenforekomstene, eller vil det være andre selskaper? I tilfelle med andre selskaper vil nok disse ikke sanksjonere investeringer uten at de har tilstrekkelige langsiktige kontrakter til å rettferdiggjøre oppstart av bygging.

Ifølge en representant for Energy Alberta Corporation kreves det 4,4 GW elektrisitet for å utvinne 1 Mb/d, med andre ord kreves det 0,9 GW for 0,2 Mb/d. Om kjernekraft fullstendig skulle erstatte naturgass for utvinning av 3 Mb/d med bitumen ville det kreve 6 kjernekraftverk på 2,2 GW.

Det er nå under bygging 30 kjernekraftverk globalt, og mange av disse har erfart forsinkelser og voksende investeringer.

Til kjernekraftverk trengs Uran som i 2001 kostet USD7/pund (1 pund =0,4536 kg) og er nå oppe i USD120/pund. Økt energietterspørsel og klimagasshensyn har ført til en sterk fornyet interesse for kjernekraftverk som også har påvirket prisene på Uran. En del røster stiller nå spørsmål om det vil være tilstrekkelig Uran til å dekke behovet til eksisterende, planlagte og/eller kjernekraftverk under bygging.

Et annet alternativ er å hente energien til tjæresandutvinningen fra utvunnet bitumen.

KVALIFISERT ARBEIDSKRAFT

Aktivitetene rundt Fort McMurray krever et voksende antall med kvalifiserte mennesker og beliggenheten har medført en sterk vekst i lønningene for å sikre dette. En fortsatt vekst i aktivitetene i området vil nok bidra til ytterligere lønnspress.

FERSKVANN

En studie gjennomført i samarbeide mellom universitetene i Toronto og Alberta fant at det ikke ville være tilstrekkelig ferskvann tilgjengelig for den voksende utvinningen av tjæresand og samtidig bevare et tilfredstillende vannivå i elven Athabasca gjennom hele året. Utvinningen av tjæresand krever to til fire fat ferskvann for hvert fat utvunnet tjæresand. Med SAGD brukes ferskvannet til dampgenerering.

Vannføringen i Athabasca har i følge forskere blitt redusert de siste årene på grunn av klimaendringer.

ØKONOMI

Det franske oljeselskapet TOTAL kjøpte Deer Creek Energy i 2005 (for USD/CAD?1,7 milliarder) og planla utvinning fra 2010 og i fjor ble dette skjøvet til 2012/2013. Det er ventet at TOTAL vil investere USD15 milliarder over de neste årene for anlegg for utvinning og oppgradering av 0,2 Mb/d med tjæresand.

En pris på USD2 milliarder for et selskap med rettigheter til påviste reserver på 2,2 milliarder fat med et utvinningsprofil oppgitt til 0,1 Mb/d i 2015 voksende til 0,2 Mb/d i 2020 gir en oppkjøpspris på USD4 - 5/fat ved 7 % diskontering.

Riktignok vil en udiskontert pris for disse reservene være rundt USD1/fat, men skal det være god forretning legges det normalt til grunn en diskontering av den fremtidige inntekts og utgiftsstrømmen. 7% reflekterer forutsibare forhold, og det er sjelden at oljeselskaper legger til grunn en lavere diskonteringssats. En høyere diskonteringssats vil resultere i en høyere oppkjøpspris for hvert fat.

Ulike kilder oppgir de spesifikke investeringene i anlegg for utvinning fra tjæresand til å være USD100 - 120 000 USD/fat/dag, dette tilsvarer rundt USD20 - 24 milliarder for anlegg med en kapasitet på 0,2 Mb/d.

Ved 7 % diskontering utgjør dette en enhetskostnad på 45 - 50 USD/fat.

Ulike kilder oppgir at utvinning av et fat fra tjæresanden krever rundt 1 000 kubikkfot (Mscf) naturgass som nå omsettes til rundt USD8/Mscf på Henry Hub. Naturgassprisene i Nord Amerika ventes fortsatt å vise sterk vekst i årene fremover.

Før øvrige kostnader til drift, administrasjon, transport, forsikringer, kapitalkostnader etc. synes utvinningen fra tjæresand (med data og forutsetninger brukt her) å gi prosjektøkonomisk lønnsomhet ved en oljepris over USD 60 - 70/fat ved 7 % diskontering. Den lave diskonteringssatsen (7 %) kan rettferdiggjøres på grunn av gode og forutsigbare forhold for investeringer i Canada. En høyere diskonteringssats (som gjenspeiler en høyere risiko) ville resultert i en høyere enhetspris for lønnsomhet.

Andre publiserte og ikke verifiserte estimater for SAGD oppgir USD80/fat for tilfredstillende lønnsomhet.

Uansett synes satsingen på utvinningen fra tjæresanden i Canada å indikere hva fremtidige prisforventninger en del oljeselskaper nå har.

OLJEPRISUTVIKLING

Det å spå om den fremtidige utviklingen i oljeprisen er vanskelig. Konvensjonelle markedsliberalistiske oppfatninger tilsier at når tilbudet synker (som etter Peak Oil) så vil prisen bevege seg ensidig i motsatt retning, det vil si oppover.

Dett lille innsynet jeg har opparbeidet meg omkring Peak Oil innebærer at jeg ikke er fullt overbevist om at dette vil være realiteten. Peak Oil vil skape en del kaskadeeffekter det er vanskelig å forutse rekkeviddene av, men det er bred konsensus om at det vil krympe økonomiene og i en slik prosess kan også etterspørselen etter olje bli berørt inntil tilbudet igjen for en periode blir større enn etterspørselen og dermed danne grunnlag for en temporær nedgang i oljeprisen.

En slik utvikling vil synliggjøre risikoen(e) av investeringer i kostbare utvinningsmetoder for olje.

OPPSUMMERING

Investeringer i utvinning fra tjæresand i Canada har med bakgrunn i den siste tids kraftige prisøkninger for olje vist en voksende interesse, da den høye oljeprisen har endret lønnsomhetsbildet. Imidlertid kommer fortsatt utvinningen til å være knyttet til risikoer som:

  • Tilgjengelighet til og pris for energi enten i form av naturgass eller kjernekraft.
  • Tilgjengelighet til kvalifisert arbeidskraft og kapasitet hos leverandører, noe som kan påvirke fremdrift og investeringer.
  • Tilgjengelighet til ferskvann.
  • Oljeprisutvikling.

Det kan være at de lokale selskapene som nylig har solgt seg ut til utenlandske og større aktører gjennom tid har fornemmet en krevende fremtid for utvinningen fra tjæresanden og valgt å bytte ut denne risikoen med………kontanter.

Uansett blir det interessant å følge hvordan norske aktører vil klare seg i spillet med åpenbare innslag fra ”the law of diminishing returns” som utvinningen fra tjæresanden er.

Har leserne synspunkter de ønsker å dele?

KILDER:

[1] BP STATISTICAL REVIEW 2006
[2] THE GLOBE AND MAIL “Massive project get started in oil sand” May 8, 2007
[3] THE GLOBE AND MAIL “Choke point for oil sands may be water shortage” May 11, 2007
[4] THE OIL DRUM “A Mckenzie Valley Pipe Dream?” December 10, 2006
[5] THE OIL DRUM CANADA “Nuclear Power for the Oilsands” May 26, 2007

13 kommentarer:

Anonym sa...

Nytt knallinnlegg, verd sin vekt i "bly".
En pitteliten kommentar : Det er U3O8 uranoksid som har steget så dramatisk. I skrivende stund 125 $/lb.
Det jeg spør meg om er, hva kan vi gjøre konkret for å begrense virkningene av peak oil. Det å grave seg ned eller spise ishockey-pukker med anti-depressiva er jo ikke no særlig alternativ?
Forøvrig var den anbefalte linken: www.abc.com.au/science/crude/. Knallgod.

Mvh Isotopen

Rune Likvern sa...

Hallo Isotopen

Takk for presiseringer omkring uran/uranoksid.

Det første steget for å planlegge for effektene fra Peak Oil er etter mitt syn å sørge for at en kritisk masse viser interesse for og etablerer en egen forståelse for at Peak Oil innevarsler store endringer. Det er herifra at det vil være mulig å starte en debatt og planlegge for ”nedsiden”.

Nå er omfanget av og interessen for Peak Oil (eller den gryende tilstramningen i energiforsyningen) på et nivå som tilsier at anti-depressiva på størrelser med ishockeypucker kommer til å bli den etablerte kuren (med talløse såre halser fra svelging av disse (……..disse skal som kjent ikke tygges)).

Derfor gjelder det nå å posisjonere seg for aksjer i selskaper som selger anti-depressiva og………. halstabletter. Det finnes da lyspunkter og muligheter til å tjene penger på Peak Oil……….. for de som er orienterte. ;-)

Når vil vi nå Peak Anti-depressiva?

…………………..

MER OM UTSIKTENE TIL PETROLEUMSUTVINNINGEN FRA NORSK SOKKEL


”Om 20 år vil olje- og gassproduksjonen ha falt 63 prosent, dersom man ikke finner nye olje- og gassfelt på norsk sokkel.”

Viser ferske prognoser fra Oljedirektoratet i følge NRK.

Det kan da være passende å vise til prognosen jeg presenterte her på ”Kveldssong……”
i figuren til innlegget NORSK PETROLEUMSUTVINNING - ET BLIKK MOT 2020 fra september 2006.

Jeg planlegger å oppdatere og utvide denne prognosen til 2030 senere i sommer eller tidlig i høst.

Det synes nå som at avvikene mellom ODs ferskeste prognoser og den som tidligere var presentert på ”Kveldssong……” er av akademisk karakter.

Sett i en slik sammenheng synes løftene om videre vekst i utvinningen fra norsk sokkel for enkelte selskap………underlig.

Per Gunnar Sætre sa...

I ein tabell over dei ulike oljefraksjonane kan ein lese om bitumen, den lavaste fraksjonen:

Bitumen
Karbonatom >80
Kokepunkt >580 grader celsius
Bruksområde: Veg og takdekke

Dette skulle vel seie sitt.

Men eg har lese ein stad at det skal vere mogleg å nytte den tyngste delen av bitumenen som drivstoff til å omforme sirupen til pumpbar olje. Med andre ord å ete av lasset i staden for å nytte gass eller atomkraft. Er dette fullstendig uaktuellt i stor målestokk?

yahoo sa...

Glimmrende dragninger her -

Olja-sand på horisonten og eroei på 3-5, varsler febrilisme (nytt ord?) og nedtrapping, også kaldt Peak-oil, i sære kretser.

Big-oil ergrer seg over at dyrebar gass må til for å få likningen til å gå opp - og kikker over på nuke-spøkelset for å sjekke om der er en håndsrekning å få fra den kanten .... og det er det tilsynelatende.

Her er etterhvert mange EROEI'er som må summeres sammen - for å få den endelige og sanne EROEI.En framtidig avvikling av eventuelle nuke-stasjoner må jo inn i denne likningen, for å få fram sannheten - akk.

Det er to, tre ting som slår meg -
1 - oljesanden vil hovedsaklig entre tanken på biler,ved effekt 15%
2 - elektriske biler er nærmere 90% effektive med regenerativ bremsing
3 - nuke-stasjoener er max 50% effektive, ved dampturbin => el, er usikker på om spillvarmen inngår i prosessen ... uansett
4 - CO2 problemet er "helmax" ved oljesand, samt at sluttproduktet føyer seg vel inn sammen med vanlig råolje-forurensing.

Ved en rask "tommelfinger-kikk - riktig, slik som landskapsmalere gjør - ser jeg at de kan skippe hele sand-stuntet"

ved å - bruke Nuke-elektrisiteten direkte for "lette såm to-setere av noen el.biler"

NB- dette var ingen vitenskaplig påstand - men min meget raske subjektive "tommelfinger-kikk" ...
PS- Ferdig-kokingen av shales (oljeskifer) i Utah er vel toppen av smarthet ... den gjengen fornekter seg ikke- hehe

Anonym sa...

http://www.peakoilclock.com/images/poc2.swf


Her er en artig liten sak.

Mvh isotopen

elgisolnedgang sa...

For å vri litt på eit Tomtønna-sitat:

Artig og artig...
Kanskje meir interessant enn artig.

Men rett og slett skummelt visualiserande

Anonym sa...

MSM begynner såvidt å våkne opp i forhold til produksjonsfallet på den norske sokkelen.

Her er en interessant artikkel om produksjonsfall CO2-utslipp.

http://pub.tv2.no/nettavisen/na24/energi/article1096490.ece

Anonym sa...

Interessant artikkel! Jeg er imidlertid uenig i antakelsene dine om at vi vil kunne se en prisnedgang på olje pga av generell økonomisk nedgang forårsaket av oljemangel. Så sant ikke hele sivilisasjonen vår gå under, vil etterspørselen etter en oljeproduksjon som etterhvert blir en brøkdel av det den er i dag, være langt over tilbudet. Det vil naturligvis gi skyhøye priser. Det er derfor ingen risiko for at ikke oljesandproduksjon blir lønnsom. Det er vel heller andre av begrensningene du nevner som kan sette kjepper i hjulene. I tillegg vil det være svært uforenlig med kraftig kutt i co2. Utslippene er jo langt høyere ved denne type oljeproduksjon enn tradisjonell oljeboring.

Eirik C

Rune Likvern sa...

Eirik C,

Jeg skrev;

"Det lille innsynet jeg har opparbeidet meg omkring Peak Oil innebærer at jeg ikke er fullt overbevist om at dette vil være realiteten. Peak Oil vil skape en del kaskadeeffekter det er vanskelig å forutse rekkeviddene av, men det er bred konsensus om at det vil krympe økonomiene og i en slik prosess kan også etterspørselen etter olje bli berørt inntil tilbudet igjen for en periode blir større enn etterspørselen og dermed danne grunnlag for en temporær nedgang i oljeprisen."

Jeg holder mao muligheten åpen for en temporær svekkelse av oljeprisen post PO.

syklist sa...

Jeg tror ikke det er helt umulig med tidvis lavere prisnivåer enn dagens i et post-peak-oil scenario. Ved et globalt krakk, som ikke er helt utenkelig, kan etterspørselen raskt falle betydelig. Oljeproduksjonen er derimot veldig stiv. Geologiske begrensinger gjør det vanskelig å øke produksjonen og økonomiske føringer gjør det vanskelig å redusere den. Jeg tror vi kan se ganske ville oljepriser i begge retninger.

De fleste frykter høy oljepris, men konsekvensene av lav oljepris vil såvidt jeg har forstått være enda verre.

Rune Likvern sa...

En lav oljepris tror jeg også vil være verre, da den kan akselerere nedstengning av ”dyr” produksjon/utvinning, og dermed på sikt bidra til villere svingninger i oljeprisen.

Det kan være at noen aktører nå har begynt å posisjonere seg for slike scenarioer.

syklist sa...

DN har trykket et par peak oil aktuelle artikler i det siste som i hvertfall innrømmer deler av problematikken:
Tror på all time high i august
Oljen i hundre

utlegd sa...

Interessant at de fleste kommentatorene til sistnevnte dn.artikkel ser ut til å være kjent med peak oil. Når får vi et førstesideoppslag?

Legg inn en kommentar