Peak Oil und die Folgen - Älteste Beiträge zuerst (Seite 1250)

[Kettenfett]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.125.674 von Helmut112 am 20.02.15 10:03:32

Zitat von Helmut112: Ölproduktion in den USA steigt weiterhin deutlich:
http://www.eia.gov/petroleum/supply/weekly/
Hat jemand von euch zuverlässige Angaben zu folgenden Zeitrahmen:
Ölproduktionsbeginn von Beginn einer typischen Frackingbohrung?
Ölproduktionsbeginn nach Fertigstellung der Bohrung (Abbau Rig) also der Zeitrahmen den das Fracking und das drum herum benötigt?
Diese Werte sind wichtig um den Zeitpunkt zu bestimmen an dem sich der stark gefallene Rig-count in der Ölproduktion bemerkbar machen müsste.

[a_bit_fishy]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.125.674 von Helmut112 am 20.02.15 10:03:32

Würde die frage dem user mx5184. Er scheint viele informationen aus der praxis zu haben und bewegt sich in diesem thread:

http://www.wallstreet-online.de/diskussion/1205072-2641-2650…

[Kettenfett]

Hier ein Artikel über den kontinuierlichen Verbesserungsprozess, der bei den Frackern so einiges Drilling kompensiert.

How U.S. Oil Drillers Spend Less, Produce More
By Wolf Richter at Wolf Street

The oil-price plunge hit the industry when it was drunk on its own exuberance and awash in money. At the time, over-indebted junk-rated drillers had no trouble borrowing even more to drill more, efficiently or not. Dreadful IPOs flew off the shelf. Misbegotten spin-offs made Wall Street a ton of money. But in July, everything started to go awry. By October, it was clear that the oil-price plunge wasn’t a blip. By November, oil was in free fall.

Soaring production in the US, reaching 9.2 million barrels per day in January, and lackluster demand have caused US inventories to balloon. The “oil glut” was born.

So the industry adjusted by announcing waves of layoffs, whittling down operating costs, renegotiating prices with suppliers, and slashing capital expenditures. The number of rigs actively drilling for oil – a weekly gauge that indicates what’s going on in the oil field – has plummeted by 553 rigs, or 34%, since the peak in October. Never before has it plummeted this fast this far.

The crashing rig count was supposed to curtail production, and lower production would bring supply and demand into balance and allow the price of oil to recover. But the opposite is happening. And Devon Energy Corp. just told us why.

With total operating revenues of nearly $6 billion in the fourth quarter 2014, Devon isn’t the largest oil company out there, but it’s one of the larger players in the US shale revolution.
It reported Q4 results on Tuesday evening. According to its own measure of “core earnings,” it made $343 million. According to GAAP, it lost $408 million, after writing off “asset impairments” of $1.95 billion “related to the recent drop in oil prices.”

Stuff happens when the price of oil plunges.

But production soared – and will continue to soar. CEO John Richels explained the phenomenon in the press release:
We expect to sustain operational momentum in 2015 with the significant improvements we have seen in our completion designs and a capital program focused on development drilling. With strong results from our enhanced completions and a focus on core development areas, we expect growth in oil production to be between 20 and 25 percent in 2015, even with a projected reduction of approximately 20 percent in E&P capital spending compared to 2014.
So, despite slashing the capital expenditure budget by 20%, the company’s oil production in 2015 would grow 20% to 25%.

And in Q4 2014, production of oil, gas, and natural gas liquids from Devon’s “retained assets” had soared to an average of 664,000 oil-equivalent barrels (Boe) per day. This included record oil production of 239,000 barrels per day, up 48% year over year. While bitumen production in Canada grew more slowly, oil production from fracking in the US soared 82%!

This chart shows Devon’s oil production for the last five quarters:



Oil production is projected to grow another 20% to 25% in 2015. This is how Devon explained the phenomenon:
The strong growth in U.S. oil production during the quarter was largely attributable to prolific well results from the company’s world-class Eagle Ford assets. Net production in the Eagle Ford averaged 98,000 Boe per day in the fourth quarter, a 100 percent increase compared to Devon’s first month of ownership in March 2014.
And in 2015, it expects a 50% increase in production from the Eagle Ford shale.

Devon liberally praised its “significant scale in core plays,” “a consistent focus on efficient operations,” and “significant improvements in completion design.” In other words, it would spend less, it would use fewer rigs, but it would spend more efficiently– and produce more oil.

Oil – not natural gas. The price of natural gas has been a fiasco for years, and Devon has been moving away from it by selling assets and focusing its resources on oil-rich plays. Hence, natural gas production has actually edged down over the last three quarters even on a retained assets basis.

Devon will plow $1.1 billion in capital expenditures into the ground to achieve its oil production goals. It will use fewer rigs but accomplish more with them: drill times, thanks to innovation, have improved by 47% over the last three years. And these rigs will be focused “almost exclusively” in DeWitt County, its most productive play in the Eagle Ford shale.

Other drillers are doing the same. Innovation, design improvements, efficiencies, and a relentless focus on the most productive plays will see to it that production continues to rise, despite the plunging rig count, despite the evaporating capital expenditures, despite the layoffs.

They will lose money. They have a lot of debt because the fracking boom was funded by debt. To stay alive, they must meet their interest costs. But if they slow down drilling, and production tapers off in line with the steep decline rates of fracked wells, their interest costs might eat up 50% or more of their operating profits, and the risk of default would soar – turning off the money-spigot entirely. Default might be next.

This is the brutal irony: drillers are hoping that rising production achieved with greater efficiencies allows them to meet their interest costs; but rising production pressures the price of oil to a level that may not be survivable long-term for many of them. They can lose money, burn through cash, and keep themselves above water through asset sales for only so long. And this is the terrible fracking treadmill they’ve all gotten on and now can’t get off.

Courtesy Wolf Richter at WolfStreet.com (EconMatters archive here)

The views and opinions expressed herein are the author's own, and do not necessarily reflect those of EconMatters.

Quelle: http://www.econmatters.com/2015/02/how-us-oil-drillers-spend…

[keepitcool]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.165.451 von Kettenfett am 24.02.15 21:54:38

Abwärtsspirale

Dein Post zeigt die Abwärtsspirale, in der sich die Frackingindustrie befindet. Kosten senken und möglichst viel produzieren, damit Geld zum Bedienen der Kredite reinkommt. Die erhöhte Produktion hält die Preise für Rohöl unten, die Lager werden immer voller. Also weiter auf Teufel komm raus produzieren. Irgendwann platzt die Blase.

Man vergleiche das mit 2008/2009, als die Förderer des Mittleren OStens die Produktion um 3,5 Mrd Barrel senkten und damit die Preise stabilisierten.

[keepitcool]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.165.451 von Kettenfett am 24.02.15 21:54:38

EROI

Das der EROI für Fracking kümmerlich ist, war mir schon lange klar. Wie grottenschlecht er aber tasächlich ist, ist mir erst seit kurzem klar. Zwei Effekte waren mir bisher nicht bewusst: Zum Raffinieren und Verteilung/Transport wird ja noch mehr Exergie benötigt, wie zum Fördern des Öls schon erforderlich ist. Zweitens ist der Unterschied zwischen Energie (thermisch nutzbar) und Exergie (technisch nutzbar) zu berücksichtigen. Während man bei der Inputenergie die EROI-Berechnung immer die Exergie genommen hat, war beim Output bisher die Energie genommen worden. Da muss natürlich auch die Exergie genommen werden, die für Öl irgendwo zwischen 62% und 71 % der Energie liegt. Näheres bei der Hillsgroup:
http://www.thehillsgroup.org/depletion2_022.htm
Schwer zu lesen, um es zu verstehen, muss man die Kommentare von shortonoil bei peakoil.com verfolgen.

[TheDienstbote]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.166.750 von keepitcool am 25.02.15 07:26:31

Zitat von keepitcool: Das der EROI für Fracking kümmerlich ist, war mir schon lange klar. Wie grottenschlecht er aber tasächlich ist, ist mir erst seit kurzem klar. Zwei Effekte waren mir bisher nicht bewusst: Zum Raffinieren und Verteilung/Transport wird ja noch mehr Exergie benötigt, wie zum Fördern des Öls schon erforderlich ist. Zweitens ist der Unterschied zwischen Energie (thermisch nutzbar) und Exergie (technisch nutzbar) zu berücksichtigen. Während man bei der Inputenergie die EROI-Berechnung immer die Exergie genommen hat, war beim Output bisher die Energie genommen worden. Da muss natürlich auch die Exergie genommen werden, die für Öl irgendwo zwischen 62% und 71 % der Energie liegt. Näheres bei der Hillsgroup:
http://www.thehillsgroup.org/depletion2_022.htm
Schwer zu lesen, um es zu verstehen, muss man die Kommentare von shortonoil bei peakoil.com verfolgen.

Das könnte man natürlich machen. Man könnte diese "Augenkrebsseite" aber auch unter "Bullshit mit Anlauf" vermerken!
Nichts für ungut aber diese "EROEI Panik" kann ich einfach nicht nachvollziehen. Auch deshalb weil sie offensichtlich keinerlei Einfluss hat.

Zurück zu dem was ich eigentlich schreiben wollte.

Jahrelang war es Konsens, dass die Weltwirtschaft niedrige Ölpreise braucht.
Diese niedrigen Ölpreise haben wir jetzt.
Und trotzdem wachsen wir nicht so schnell wie erwartet? Was ist da los?
Ich möchte fast soweit gehen und anmerken, dass die ganze niedrige Ölpreistheorie in die Mülltonne muss.
Wieder ein Punkt in dem die Doomer irrten.

Möglicherweise sehen wir ja gerade die Grenzen des Wachstums.
Und zwar nicht weil die Ressourcen ausgehen, der Planet vergiftet ist, wir überaltern, oder alle schon satt sind, sondern weil der Westen immer satter wird, die Löhne in Asien für massiven Konsumzuwachs zu niedrig sind und auch die Arbeitsplätze dort in Gefahr sind weil der Westen die Güter nicht mehr abnimmt.
Das würde bedeuten dass das Wachstum abflacht obwohl nur die wenigsten Leute auf dem Planeten den westlichen Standard erreicht haben.
Ich bin davon ausgegangen dass die abnehmende Nachfrage (für die Gesamtheit der Produkte egal ob Rohprodukt oder fertig Produkt) in Europa und Amerika in Zukunft durch China aufgefangen wird.
Danach hatte ich sorgen dass nach China Indien nicht schnell genug kommen wird um das "sich sättigende" China zu ersetzen.
Aber vielleicht habe ich mich ja sogar schon bei China geirrt?

Zugegeben die Theorie klingt unwahrscheinlich, aber was ist, wenn wir an dem Punkt angekommen sind an dem die Nachfrage nicht mehr wächst, weil die, die Nachfrager werden möchten keine Jobs haben, da die Welt zu effizient produziert und so somit nicht Nachfragen können weil sie kein ausreichendes Einkommen haben?

Beste Grüße,

Boterich!

[keepitcool]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.188.686 von TheDienstbote am 26.02.15 20:50:03

EROI

Zitat von shortonoil:
Present shale production levels can not be maintained in this price environment, and both the EIA, and the IEA are perfectly aware of this. They are both intentionally ignoring the elephant in the room.

At the present time it takes about half of the energy content of a unit of oil (barrel, gallon, etc) to extract, process, and distribute the product. It takes half of the energy from oil to produce it, therefore it takes half of the production. Producing petroleum, and its products creates a demand for petroleum!
Here is the 2012 energy breakdown for the “average” barrel:
Extraction………618,870 BTU/barrel
Processing…….2,053,800
Distribution…….267,330
Total……………..2,940,000
The energy content (exergy) of 37.5 deg. crude is 5.88 million BTU/barrel:
http://www.thehillsgroup.org/depletion2_011.htm
That is 50%
As production goes down demand will go down by half.
That percentage is changing with time; for example in 1980 it took 931,500 BTU/barrel to extract, process, and distribute the average barrel. 16% of the energy content of a 35.7 deg. crude. A 1 mb/d drop in production in 1980 reduced demand by 160,000 b/d. In 2012 a 1 mb/d drop would have reduced demand by 500,000 b/d.
This commonly ignored fact makes predictions for the supply/demand balance inaccurate. It will take a production cut of at least 3.0 mb/d to bring the markets’ excess of 1.5 mb/d back in line.
Actually, we are estimating a 4 mb/d reduction will be necessary because of end user demand decline from a slowing global economy. The strong demand that has been seen in the last few years has been largely due to petroleum production itself. This is especially true of shale production which is at best a net zero energy product.
It seems likely that OPEC is aware of this phenomena, and that would explain their reluctance to cut production to raise prices. Production cuts could never be offset by sufficient enough price increases to compensate for their fall in revenue. For OPEC it would be like pushing on a string. For them cutting production would only mean a greater loss of revenue.


Im Schnitt hat Öl hat einen EROI von 2.0 !!!
Bei shale oil kann man einen EROI von 1,2 als realistisch annehmen. Noch schlechter als Agrarethanol mit 1,3, wobei bei der Herstellung von Agrarethanol wenigstens noch als Futter nutzbare Schlempe anfällt.

[Helmut112]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.238.648 von keepitcool am 04.03.15 16:25:33

Zitat von keepitcool: Öl hat einen EROI von 2.0 !!!
Bei shale oil kann man einen EROI von 1,2 als realistisch annehmen.

[/url]

Soll das jetzt Satire sein?
Ich finde es jedenfalls nicht lustig. (Falls der Witz an diesen vollkommen unrealistischen Zahlen liegen soll)
Aber womöglich glaubst du es ja was du schreibst. Aber dann ist dir auch nicht mehr zu helfen, denn ganz allgemein ist EROEI nicht zu gebrauchen. Schon tausend mal erklärt!

[TheDienstbote]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.252.490 von Helmut112 am 05.03.15 18:44:16

Eine blendende Zukunft steht uns bevor!

Ich finde was unser Keepitcool da postet ist sehr, sehr positiv.
Überlegt doch mal Leute!
Der heutige Wohlstand mit einem EROEI von 2.0!!!
Laut Wikipedia hat Ölsand 3.0 und Shale Oil sogar 5.0
Stellt euch mal vor wie Weltwirtschaft erst wachsen wird wenn wir auf diese „EROEI Monster“ umstellen.
Nicht auszudenken was erst passieren wird wenn wir dann auf Windkraft Setzen!
EROEI von 18! Leute das ist dann 9 mal so viel wie bei Öl. Ich sehe eine blendende Zukunft!


Beste Grüße

Bote

[keepitcool]

Plausibilitätscheck für EROI von Erdöl

Bei der Bestimmung des EROI kommen unterschiedliche Werte heraus, je nachdem welche Energieanteile für Transport, Wartung, Herstellungsprozesse man mit hereinrechnet.

Bei ÖL muss man die Raffinierung mit hereinrechnen, denn mit purem Öl kann z.B. kein Auto fahren.
Der Anteil für die processing energy ist ein wesentlicher Grund, weshalb das EROI von Öl so niedrig ist. Um zu prüfen, ob die Zahl von shortonoil stimmen kann, reicht ein Blick in Wikipedia, Stichwort Erdöl-Raffinerie.
Der Eigenverbrauch der Raffinerie liegt je nach Weiterverarbeitungsgrad zwischen 5 und 10 % des eingesetzten Rohöls.
Im Gegensatz zu dem früher geförderten "sweet crude" wird heute viel Öl mit hohen Schwefelanteilen oder Schwermetallanteilen gefördert, was das Raffinieren aufwendiger macht, d.h. 10% Eigenverbrauch ist heute in etwa gültig. Dazu kommen der Energieaufwand für die Erstellung der Raffinerie, Betrieb, Stromverbrauch und Wartung. Das Personal der Raffinerie muss auch zur Arbeit kommen. Also kann man durchaus 20% des Energieanteils des Erdöls für Processing annehmen.
Das bedeutet: Die Größenordnung von shortonoils Angabe stimmt. Wer genauere Werte haben will, muss sehr detaillierte Berchnungen durchführen. Processing allein beschränkt somit den EROI von Öl auf 5:1. Werden Förderung und Transport hineingerechnet, kommt man in die Nähe von 2.
Die Zahl ist realistisch.