Peak Oil und die Folgen (Seite 877)

[Algol]

Die Verknappung ist längst Realität:

In other words, the oil available to the OECD-nations has decreased by 15% in 5 years.”

http://aleklett.wordpress.com/2012/03/19/2541/

[Buchfink88]

Antwort auf Beitrag Nr.: 42.930.349 von smiths74 am 20.03.12 17:32:13

Danke für die umfängliche Erläuterung. Es ist das übliche Spiel der Presse, die Menschen zu täuschen. Die Energiebilanz dieser Art von Erdölförderung ist negativ, d.h. man steckt mehr Energie rein als man rausholt, daher interessieren solche Ölvorräte erst dann, wenn Erdöl bei 400$/Barrel liegt und Kohle noch recht billig ist. Selbst dann muß man abwägen ob man die Kohle nicht lieber gleich verflüssigt oder pyrolisiert.

[Triakel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 42.930.349 von smiths74 am 20.03.12 17:32:13

Übrigens auch interessant der Begriff "Ölschiefer", der dafür geprägt wurde. Vermutlich nicht ohne Hintergedanken.
Dabei handelt es sich weder um Schiefer, noch um Öl.
Kerogenmergel würde natürlich nicht so sexy klingen und den Menschen vorgaukeln man schwimme auf einem Öl-Ozean.

[smiths74]

Antwort auf Beitrag Nr.: 42.930.062 von Buchfink88 am 20.03.12 16:50:30

Hallo Buchfink88,
wieder mal eine Webseite die keiner braucht, und die effektheischerisch irgendwelche Studien nachplappert.
Im Green River Basin gibt es riesige Vorkommen von Ölschiefer. Dieses Gestein ist ein sog. Erdölmuttergestein.
http://www.geodz.com/deu/d/Erd%C3%B6lmuttergestein
Der Prozess der Erdölentstehung ist aber mangels genügender Auflast (und dadurch fehlender Druck- und Temperatur) nicht in Gang gekommen.
Der dem amerikanischen Militär nahe stehende Think Tank "RAND Corporation" hat die Machbarkeit der Ausbeutung dieser Ölschiefer schon 2005 ausgiebig untersucht.


Die Studie könnt ihr hier herunterladen:
http://www.rand.org/pubs/monographs/2005/RAND_MG414.pdf

Die Studie untersucht verschieden Abbaumethoden und favorisiert die sog. Shell in situ Methode. Un die funktioniert wie folgt:
History
Shell's in situ conversion process has been under development since the early 1980s. In 1997, the first small scale test was conducted on the Mahogany property, located 200 miles (320 km) west of Denver on Colorado's Western Slope in the Piceance Creek Basin. Since 2000, additional research and development activities have carried on as a part of the Mahogany Research Project. The oil shale heating at Mahogany started early 2004, and was completed mid-2005.

Process

The process heats sections of the vast oil shale field in situ, releasing the shale oil and oil shale gas from the rock so that it can be pumped to the surface and made into fuel. In this process, a freeze wall is first to be constructed to isolate the processing area from surrounding groundwater. To maximize the functionality of the freeze walls, adjacent working zones will be developed in succession. 2,000 feet (610 m) wells, eight feet apart, are drilled and filled with a circulating super-chilled liquid to cool the ground to −60 °F (−50 °C). Water is then removed from the working zone. Heating and recovery wells are drilled at 40 feet (12 m) intervals within the working zone. Electrical heating elements are lowered into the heating wells and used to heat oil shale to between 650 °F (340 °C) and 700 °F (370 °C) over a period of approximately four years. Kerogen in oil shale is slowly converted into shale oil and gases, which are then flow to the surface through recovery wells.




Energy consumption

A RAND study in 2005 estimated that production of 100,000 barrels per day of oil would theoretically require a dedicated power generating capacity of 1.2 gigawatts, assuming deposit richness of 95 l per ton, with 100% pyrolysis efficiency, and 100% extraction of pyrolysis products. If this amount of electricity were to be generated by a coal-fired power plant, it would consume five million ton of coal annually.

Quelle:http://en.wikipedia.org/wiki/Shell_in_situ_conversion_proces…

Mangelnde Raffineriekapazität ist wohl das kleinste Problem!


Bis denne

smiths74

[Triakel]

Das wäre ja eine Horrorvorstellung, Buchfink.
Wenn es solche Reserven gäbe, würden wir die Erde komplett unbewohnbar machen durch Temperaturen, mit denen keine Zivilisation zurechtkommt.
Glücklicherweise ist das eine Ente von der Eilpost.
Eile und Qualität passen halt nicht zusammen.

[Buchfink88]

Könnte es sein das die USA noch so große Ölreserven haben ?

http://www.eilpost.org/von-wegen-knapp-usa-sitzen-auf-einem-…
Denke das ist doch wieder ein Propaganda-Trick. Da wird wieder alles eingerechnet was vermutet wird, nicht wirtschaftlich förderbar ist usw.

[Triakel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 42.924.872 von smiths74 am 19.03.12 18:40:35

Hallo Smiths,
danke wieder einmal für die sehr interessanten Graphiken.
Lustig ist im zweiten (multi)-Chart der Begriff "proven reserves", als wenn die jemals eine unabhängige Stelle geprüft hätte...

Der dritte Chart ist nach meiner Ansicht etwas zu pessimistisch.
Ich denke, dass Saudi-Arabien erst 2040 seine Exportkapazität verlieren wird, allerdings selbst in den 40er Jahren noch sehr geringe Mengen exportiert im Austausch gegen Lebensmittel, weil man ansonsten den Hungertod sterben würde.
Aber eines ist wohl richtig: auch 2030 werden die Exportmengen dramatisch nach unten gegangen sein. Ich vermute für 2030 noch etwa 1,5...2,0 mb/d Exportmenge aus Saudi-Arabien.

[smiths74]

Hallo Zusammen,
interessantes auf dem Ölfass über die Zusammensetzung der saudischen Produktion:


1. Öl ist nicht gleich Öl
Die Zusammensetzung des saudischen Öls:

Wenn Saudi Arabien einspringen soll, muss die Ölsorte auch passen, was die Sachen deutlich verkompliziert. da nicht ljede Raffinerie jedes Öl verarbeiten kann.
2. Auch in Saudi Arabien ist die Zeit des "Easy Oil" vorbei, wie man sehr schön am Rig Count (grüne Linie) sehen kann:

3. Das Export Land Model auf Saudi Arabien angewandt ist besonders interessant:

Das ganze stammt von hier:
http://www.theoildrum.com/node/9034

Viele Grüße

smiths74

[janomann]

Antwort auf Beitrag Nr.: 42.924.438 von Triakel am 19.03.12 17:30:12

Bei den Ölsandfirmen brennt oder explodiert es manchmal:

Canadian Natural Resources restarts Horizon oilsands upgrader after outage
The Canadian PressBy Lauren Krugel, The Canadian Press | The Canadian Press – Wed, 14 Mar, 2012 1:52 PM EDT

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By Lauren Krugel, The Canadian Press

CALGARY - Canadian Natural Resources Ltd.'s Horizon oilsands plant is restarting following a five-week outage just as fellow oilsands miner Suncor Energy Inc. takes down one of its own upgraders for unplanned repairs.

Output has been suspended since early February at the Horizon upgrader, which processes thick, sticky oilsands bitumen into a type of crude that refineries can handle.

Calgary-based Canadian Natural (TSX:CNQ.TO - News) began to restart operations on Tuesday and aims to return to full operations by Thursday.

The damage at Horizon occurred when water was allowed to enter a part of the upgrader called a fractionator, where oil is separated into its various components.

Suncor (TSX:SU.TO - News), Canada's dominant oilsands producer, said late Tuesday that it, too, encountered a fractionator problem at its U2 upgrader, and that the plant would be offline for three to five weeks to make repairs.

Those two processors — plus Syncrude Canada Ltd.'s plant, where an ongoing production curtailment began earlier this month — account for a huge slice of the synthetic crude oil in the North American market.

John Stephenson, portfolio manager at First Asset Investment Management, said upgrader outages are "par for the course" and investors factor those into their view on oilsands names.

"I think the reality is people are skeptical about the operations to begin with, or the market is skeptical. That's why these things trade at such a discount to the commodity," he said.

Canadian Natural is a good company, and investors should be able to look through its latest issues, he added.

"While it's been frustrating and it's been difficult for them — they are probably going to pay a bit of a price for these problems, and have already — I think the worst is behind them."

Earlier this month, Canadian Natural scaled back its output targets for the year due to the Horizon troubles. It now expects output between 93,000 and 103,000 barrels per day of synthetic crude oil from 105,000 to 115,000 barrels per day.

The company also said it would launch an independent review of its operations following the unexpected outage.

Canadian Natural has already completed its own investigation, and has an idea of what caused the problems at the upgrader.

The primary upgrading plant had been shut down for repairs in January, and in starting back up, some water that had mixed with the diluted bitumen was brought into the fractionator. Canadian Natural initially thought the damage would be minor, but on closer inspection found it to be much more severe than expected.

The cost of repairs is expected to be $35 million.

Suncor said its oilsands production during maintenance is expected to be about 140,000 barrels per day, and it doesn't expect to change its annual output targets. For February, Suncor reported an average daily production rate of 361,000 barrels.

[Triakel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 42.924.135 von Looe am 19.03.12 16:48:59

Danke für die Info Looe.
Ja, das dürfte so weitergehen mit der immer geringeren spare capacity. Denn zahlreiche Länder sind unwiderruflich im Decline. Von Norwegen, über Mexiko, Indonesien, Großbritannien bis hin zu Ägypten, u.v.a.. Und diese Rückgänge in zahlreichen Ländern werden immer weniger durch Newcomer kompensiert, weil die Newcomer der letzten Jahre wie Angola, Aserbaidschan, Kasachstan oder das fördermäßig wiedererstarkte Russland mittlerweile auch schon annähernd ihr Maximum erreicht haben.
Und auch der leichte Anstieg, den die USA durch ihr extreme drilling zu verzeichnen haben, wird auch nur eine kleine temporäre Beule in einem abwärtsgerichteten Chartverlauf sein.
Interessant der Hinweis auf technische Probleme in Kanada. Das war mir bisher nicht bekannt. Weiß jemand Genaueres dazu?