Shale gas, gas da scisti, Europa, introduzione

Si parla sempre più spesso dello shale gas, sarebbe gas da scisti, in Europa. Negli Stati Uniti sono più di 100 anni che lo esplorano con successo, ma il know-how non esiste ancora da nessun altra parte. Le tecnologie sono di proprietà americana, ma è soprattutto il fatto che non era redditizio estrarre il gas il motivo per cui l’Europa finora non si è interessata.


Gas fossile

Shale gas è gas fossile (ricordiamoci che gas naturale è fossile, quindi non rinnovabile se non con milioni di anni di attesa) che non può essere prodotto a flussi redditizi o a volumi redditizi, se non tramite stimoli del tipo “large hydraulic fracture treatment” oppure usando pozzi orizzontali o multilaterali, cioè pozzi con tecnologie che espongono una parte più grande del giacimento di gas, al pozzo. Lo sviluppo delle tecnologie di esplorazione rende lo shale gas sempre più interessante da un punto di vista economico.

Ci sono 6/sei forme diverse di gas fossile.

  • Gas fossile non associato. Gas naturale che esiste senza la presenza di petrolio greggio.
  • Gas fossile associato. Gas naturale o mescolato al petrolio o libero nel giacimento.
  • Idrati. Sostanze solide, cristalline, con occorenza naturale sotto gli oceani e nelle regioni polari. Per di più metani e altri tipi di gas.
  • Coalbed methane. Gas naturale prodotto dai giacimenti di carbone.
  • Tight sand gas e Shale gas. Gas in sabbie dense, e gas da scisti.

Dove si trovano i vari tipi di gas.

Più ce ne di un tipo di gas fossile, più è costoso e complicato estrarlo. Il pianeta è pieno di shale gas, ma finora è stato poco interessante, per via dei costi di estrazione altissimi. Grazie a nuove tecnologie la situazione sta cambiando.

Il mercato del gas è molto più omogeneo rispetto ai mercati di carbone e greggio, visto che questi ultimi dimostrano grandissime variazioni nella qualità per quanto riguarda contenuto di zolfo, residui, densità ed altro. Il gas varia molto meno nella qualità, e il mercato del gas è quindi libero da contratti a lungo termine, benchmark, e listini che si basano sul tipo di carbone/greggio invece che sul prezzo medio.

Dove si trova

Ci voglioni tre elementi, simile al processo del greggio:

  • Source rock. Roccia madre che contiene materia organica che matura in kerogene, che poi matura in greggio o/e in gas.
  • Reservoir rock. Dopo la creazione, inizia la migrazione del gas. Tramite una roccia con buona capacità per trasporto di fluidi il gas arriva in un reservoir, giacimento. Questo di solito consiste di roccia sedimentare, tipo roccia arenaria o carbonati, visto che deve essere in grado sia di trasportare che immagazzinare i fluidi.
  • Cap rock. La roccia “coperchio” è una formazione densa impermeabile agli idrocarburi, di solito composto di argilla o sali compattati che ritengono gli idrocarburi nel giacimento poroso al di sotto del coperchio.

Quindi per trovare il gas bisogna trovare un reservoir rock pieno di gas, con sopra un cap rock, che impedisce al gas di raggiungere la superficie, dove si disperderebbe. Il processo è poco complicato quando si tratta di gas convenzionale non associato: trivelli un pozzo, rivestilo con un tubo, e il gas salirà grazie alla pressione più bassa al fondo del pozzo rispetto a punti più lontani nel giacimento.

Ora gli shales, gli scisti:

Dal Oil-Glossary di Schlumberger:

“Shale è…la roccia sedimentare più abbondante. Shale può includere relativamente grandi quantità di materiale organico paragonato ad altri tipi di roccia e ha il potenziale di diventare roccia ricca di idrocarburi, anche se shale tipico contiene solo 1% di materiale organico. L’assenza di permeabilità e la granulometria finissima gli permettono di formare un cap rock ottimo per trappole di idrocarburi.”

Altro:

  • La permeabilità è alta lungo la direzione dello strato, e bassa perpendicolare alla direzione dello strato.
  • I giacimenti sono piccoli
  • I giacimenti sono tantissimi (più della metà della roccia sedimentare sul pianeta)

Visto la permeabilità orizzontale, la semplice trivellazione verticale non funziona. Per esplorare con successo un giacimento shale, ci vuole:

  • Trivellazione orizzontale. Orizzontale si riferisce al angolo con la superficie, e richiede un drill-head guidabile, e un sistema di misurazione in tempo reale, per capire dove portare il trivello.
  • Fracking. Hydraulic fracture stimulation. La stimolazione della roccia intorno al pozzo per incrementare il flusso di gas verso il pozzo. Un fluido viene immesso con forza dentro lo shale, costringendolo a rompersi e riempirsi con il cosiddetto proppant. Il fluido di solito è acqua, e il proppant consiste molto spesso di sabbia. Il proppant sostituisce parte dello shale, creando “strade” con una permeabilità molto maggiore. Nel fluido vengono immesse anche sostanze chimiche, per cambiare la viscosità del giacimento.

Piccole esplosione lungo il pozzo crea canali dentro la roccia che si riempie di sabbia per non rischiare di richiudersi. Il gas può entrare nel tubo e salire.

Ambiente e rischi

La quantità di acqua utilizzata per il processo di fracking è immensa, ca 2200 m3 per ogni fase di fracking. Se il pozzo viene frackato 6 volte (perché la pressione non è abbastanza per rompere la roccia in più posti in una volta sola), sono ca 13.000 m3 di acqua, ca 4 – 5 piscine olimpiche. Fino a 60% dell’acqua ritorna in superficie, piena di sostanze chimiche. L’acqua viene rimesso sotto terra secondo regolazioni locali.

Rischi connessi all’esplorazione

  • Contaminazione dell’acqua potabile
  • Rumore
  • Emissioni di gas serra e gas tossici
  • Odore intenso
  • Consumo dell’infrastruttura esistente dovuto ai macchinari pesanti che trasportano sabbia e materiale di costruzione
  • Perdita di terreno agricolo e forestale

Mercato

Fuori dagli Stati Uniti ancora non viene prodotto shale gas a livelli commerciali, a parte una produzione molto piccola lungo il confine canadese. I dati non sono ancora abbastanza per descrivere statisticamente cosa succede con i pozzo orizzontali, ma l’esperto Artur Berman (membro di ASPO) si è azzardato a dire che la situazione gli sembra meno rosea di quanto viene descritto dall’industria. Secondo lui il decline rate, cioè la velocità con la quale il pozzo si esaurisce, è più alto di quanto previsto, e la vita media del pozzo più bassa. Le previsioni sulle riserve sono esagerate se giudicate con criteri ingegneristici tradizionali sulla produzione e anche il volume delle risorse recuperabili è stato sovrastimato notevolmente.

Sempre secondo Berman, dopo un’analisi dei costi, il prezzo del gas oggi non corrisponde a un break-even per lo shale gas:

“…we can have all sorts of philosophical discussions about it but we know that’s the way it works sometimes.”

Secondo me invece l’attività frenetica in questo settore porterebbe a pensare che le imprese prevedono una salita rapida del prezzo in futuro.

E in Europa, cosa succede?

Sia imprese locali che stranieri hanno cominciato l’esplorazione in Europa. Tutte le aziende petrolifere maggiori sono interessati e lo sviluppo prende piede in più località contemporaneamente. Secondo la IHS, l’aera per l’esplorazione interessava 60.000km2 nel 2009. Sono ca 40/quaranta aziende impegnati a cercare lo shale gas in Europa. Si nota l’assenza solo della BP. L’infrastruttura manca quasi totalmente. Ci sono 20 land rigs, piattaforme da terra, in Europa, contro 2000 negli US. Decisamente un collo di bottiglia.

Giacimenti in europa

La situazione europea è particolare. La domanda di gas fossile è in aumento, ma la produzione di gas fossile convenzionale locale è destinata a sparire entro i prossimi 20/venti anni. Quindi Europa o dovrà importare il 90%, eliminare la dipendenza del gas (estremamente improbabile) o creare una produzione propria per coprire le perdite. Sarà una combinazione della prima e dell’ultima ipotesi, perché Europa non può farne a meno del gas russo.

La domanda sta crescendo in parte perché abbiamo urgentemente bisogno di scambiare le fonti di energia che rilasciano più anidride carbonica, come petrolio e carbone, per altre, più pulite. Il metano quando bruciato per esempio rilascia il 50% in meno di CO2 rispetto all’antracite, e il 30% in meno rispetto al diesel.

Questo vale però solo finché non contiamo le perdite della produzione. Secondo uno studio della Cornell University rilasciata a marzo 2010, “Preliminary Assessment of the Greenhouse Gas Emissions from Natural Gas obtained by Hydraulic Fracturing”,  le perdite di metano dalla produzione di gas da scisti nel Marcellus Shale in Virginia, sono peggiori delle emissioni creati dal consumo di petrolio o carbone. Sia la combustione diretta che indiretta di gas serra è più bassa, ma bisogna ricordarsi che il metano è la componente più grande di gas fossile, e 25/venticinque volte più potente di CO2 per molecola nell’atmosfera.

Gas serra..bruttissima cosa

Riserve

Nessuno sa quanto shale gas esiste. Un certo Rogner ha fatto uno studio nel 1997, secondo il quale lo shale gas equivale a tutti gli altri tipi di giacimenti gas sommati, cioè ca 450 Tmc (Tera metri cubi), di cui 40% sarebbero recuperabili. Questo studio viene citato ancora oggi, anche da IEA. Ogni singolo pdf che ho aperto prima o poi cita lo studio di Rogner di 13 anni fa, quindi è da ritenere totalmente inaffidabile.

Per la produzione riesco a trovare dati solo per il biennio ’07-’08 da EIA. 1184 e 2022 bft3 (billion cubic feet), in totale 90 miliardi m3. Sempre secondo EIA, le riserve ammontavano a 21.000 bft3 nel 2007 e 32.000 bcft3 nel 2008. Neanche da Advanced Resources International trovo informazioni recenti sulle riserve, soprattutto non quelle europee.

Ma un’articolo pubblicato da loro parla dei tre giacimenti europei più importanti, sarebbe Alum Shale in Svezia, Silurian Shales in Polonia, e la Mikulov Shale in Austria. In totale sarebbero ca 30 Tmc, con 4 Tmc recuberabili.

Italia?

Italia, quindi l’ENI, deve ancora imparare come si fa. ENI e tante altre compagnie ora sono impegnate nelle zone americane interessate, Texas, Oklahoma e Pennsylvania, per acquisire il know-how necessario. ENI ha pagato 280 milioni di dollari per una parte di una licenza operata da Quicksilver Resources a Fort Worth.

Un altro articolo stima che ci sono 28 Tcf o 0,79 Tmc nella pianura padana. Si tratta di gas biogenico, creato da batteri anaerobici.

Sono in tanti a sperare che il gas da scisti salverà Europa, ma resta tutto da vedere.

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Fonti:

http://en.wikipedia.org/wiki/Shale_gas

Cornell University report: Preliminary Assessment of the Greenhouse Gas Emissions from Natural Gas obtained by Hydraulic Fracturing

Schlumberger: http://www.glossary.oilfield.slb.com/

Artur Berman su TheOilDrum http://www.theoildrum.com/node/6785

Advanced Resources International: WORLDWIDE GAS SHALES AND UNCONVENTIONAL GAS:  A STATUS REPORT
Tesi di Friedrich Hehl dall’università di Uppsala:  www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications/Hehl_Thesis.pdf

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9 responses to “Shale gas, gas da scisti, Europa, introduzione”

  1. RICCardo gallottini says :

    Chissà Gazprom come è contenta dello Shale in Europa..

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  2. OTELLO says :

    da un punto di vista dell’analisi tecnica ho notato nell’ultimo un aumento continuo dei volumi. grandi volumi si hanno sepre in caso di grandi minimi ed allora mi chiedo …….ma non è che questi sanno che sarà il prossimo ad esplodere dopo il petrolio e fanno credere che vale sempre meno? poi su analisi mensili si notano divergenze rialziste non ancora scattate ma i prossimi mesi mi diranno se abbiamo finito di scendere. sapete qual’è la causa del ribasso ????’ ilmercato immobiliare. se questo sale …….vedete dove arriva il gas

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    • oronero says :

      ma Otello sono sei mesi che leggo “aspetta un po’ e vedrai che esplode il gas…” non è ancora successo, anzi è da gennaio che henryhub sta scendendo. E il mercato immobiliare come fa a salire? Gli unici due paesi europei con borse (ancora) positive sono la germania e la svezia, è anche li si vendono sempre meno case. Investi bear.

      ps: non seguire mai un mio consiglio d’investimento 🙂

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      • otello says :

        da settembre a dicembre 2010 è il momento dell’esplosione del gas. ricorda che ogni investimento ha un arco temporale diverso.
        io da un’anno seguo il gas e ci ho sempre preso …..la tua affermazione sono sei mesi che scende è corretta solo se lo guardi senza i rollover, che tra l’altro è anche il dato che seguo. il dato case è “fasullo” non quadra con copper e lumber ………..o è saltata una correlazione che dura decenni o sono falsati i dati case.

        concludendo dicendoti di fare attenzione …se il gas ritorna sopra i 5$ del grafico senza rollover cambia il trend di lungo periodo, sull’analisi fondamentale io non metto becco e non la guardo perchè non mi fido dei dati che pubblicano……..

        a parole le dura spiegare tutto . dovrei postare un grafico e poi si capisce………ciao

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      • oronero says :

        Sono andata ora a guardare i grafici nymex di ott-nov-dic 10, ed a parte oggi e qualche altro giorno è da metà giugno che i contratti per l’autunno scendono, ma tu dici che è normale quindi, e che d’ora in poi saliranno. Può darsi, ma può anche darsi che abbiamo un anno come il 2001 o il 2008 in cui i futures non hanno dimostrato quella stagionalità normale, o no? Che dici? In ogni caso dovresti essere capace di guadagnarci, se fai trading 🙂 in bocca al lupo

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  3. oronero says :

    Si Otello posta anche tu un grafico! Lo dico sul serio, e spieghi anche meglio, io non ho mai seguito il gas a dire la verità, e quando faccio i miei bei grafici uso prezzi spot. Se vuoi sei libero a scrivere un guest post.

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