Commons on commons to the blog ”The crash in the price of oil may change the oil market – …..”

Posted on February 20, 2015

2


USGS 2000

Johnny has made a very good comment to my blog: ”The crash in the price of oil may change the oil market – a look at the IEA’s “Oil Medium-Term Market Report 2015”. A long answer is needed and I will give it in Swedish below and publish a translation as a separate blog in a week or two (since Michael, who translate my blog, is busy submitting a grant at the moment). Meanwhile you can try Google Translate on the Swedish version.

Den kommentar som Johnny gjort till mitt inlägg ” The crash in the price of oil may change the oil market – a look at the IEA’s “Oil Medium-Term Market Report 2015” kräver ett längre svar och då svaret kräver en längre utläggning väljer jag att svara i en ny blogg. Svaret på kommentaren är också svar till den kommentar som Desmond Smith gör.

Johnny: “It is interesting that you reference Colin’s Scientific American 1998 article but not his Noroil article from 1988…proclaiming peak oil in about 1989/90 (depending on post peak decline). Taking that peak oil call as a beginning of the modern peak oil mantra, and the roundly derided EIA estimate of 2037 based on the work of Long and Woods using the best available resource estimates available in the world at the time (the USGS 2000 global conventional assessment), leads to an interesting conclusion.”

Här är länken till EIA:s “Long-Term World Oil Supply Scenarios”.

I mitten av 1980-talet var Colin J. Campbell Executive Vice President för oljebolaget Fina med placering i Norge. I samarbete med Norska Petroleumdirektoratet (Norwegian Petroleum Directorte) började han att studera den framtida oljeproduktionen. För att kunna göra en framtidsprognos måste man ha en data bas för reserver och den databas som man använde var den som Oil&Gas Journal brukar presentera för olika länder i slutet av december. Det är denna databas som BP accepterar och som man publiceras i ”Statistical Review of World Energy” ett halvår senare. Detta är den enda databas för reserver som är publik. Nu vet vi att denna reservdatabas, framförallt under 1980-talet, var baserad på 1P data som olika oljeproducerande länder lämnade till Oil&Gas Journal. Då man använder denna databas med 1P reserver får man en prognos där oljan tar slut alldeles för tidigt. Dessa 1980-talsberäkningar finns med i Colins boken ”The Golden Century of Oil”.

Då chefen för Petroconsultants läste Colins bok tyckte att den var intressant, men han insåg också att den publika databas som användes gav en felaktig prognos om framtiden. Petroconsultants var då ägare till den enda industriella databasen för världens oljereserver. Colin erbjöds att bli Senior Consultant hos dem och man ville att han tillsammans Jean H. Laherrère, som också var Senior Consultant för Petroconsultants, skulle göra en ny beräkning baserad på den industriella databasen. Colin och Jean skrev en mycket detaljerad rapport som erbjöds till försäljning för $50000 (femtiotusen). Oljeindustrin blev upprörd och rapporten drogs in. Med tillstånd av Petroconsultants presenterar Colin vad vi kan kalla en sammanfattning av rapporten i boken ”The Coming Oil Crisis”, som publicerades 1997. I den förklarade han också varför beräkningarna från 1988 var felaktiga. Det är förklaringen till varför jag inte nämner artikeln från 1988. Den reservdatabas som Petroconsultants hade brukade olika oljebolag köpte årligen. År 1996 då ägaren gick bort köptes databasen av IHS, som sedan dess upparbetat den med ny information. Det är denna databas som industrin använder idag. Då artikeln i Scientific American skrevs var oljepriset runt $10 per fat och då diskuterades att oljepriset 2020 skulle vara runt $20 per fat eller lägre, det vill säga en billig olja. Det var produktionsprofilen för reserverna för den billiga oljan, som inkluderade några okonventionell oljereserver, som Colin och Jean 1998 presenterar i “THE END OF CHEAP OIL”. Man kan kalla det för dåtidens 2P reserver. I min bok ”Peeking at Peak Oil” finns de reserver som fanns 1994 och som IHS uppdaterade 2005. Vi diskuterar nu råoljereserver (crude oil). Hur stora nya fynd av råolja som man gör i framtiden kan man uppskatta på olika sätt men jämfört med de fynd som man gjorde under 1960- och 1970-talen blir felen i uppskattningarna marginella. En viktigare förändring av reserverna är den uppgradering av gamla fält som ny teknik kan åstadkomma.

Fig 5-5 growth 1000

USGS 2000

De beräkningar som John H. Wood, Gary R. Long, och David F. Morehouse presenterar (se bild här ovan) i artikeln Long-Term World Oil Supply Scenarios gäller för råolja (crude oil), som också kallas för konventionell olja, dvs i princip den samma olja som Colin och Jean diskuterar. Det är den olja som IEA och andra nu är överens om nådde sitt maximum 2006. I figuren här ovan ser ni vad årtalet 2037, som Johnny nämner, har sitt ursprung. Johnny skriver ”using the best available resource estimates available in the world at the time (the USGS 2000 global conventional assessment).” Enligt figuren här ovan skall den konventionella oljan då nå en topp 2037 med produktionen 52 miljarder fat om året, eller 145 miljoner fat om dagen. De metoder som EIA använder är inte realistiska och det har vi diskuterat i en artikel publicerad i Energy Policy.

Jakobsson, K., Söderbergh, B., Höök, M., Aleklett, K. (2009)
How reasonable are oil production scenarios from public agencies?
Energy Policy, 37(11):4809-4818

Abstract: According to the long term scenarios of the International Energy Agency (IEA) and the U.S. Energy Information Administration (EIA), conventional oil production is expected to grow until at least 2030. EIA has published results from a resource constrained production model which ostensibly supports such a scenario. The model is here described and analyzed in detail. However, it is shown that the model, although sound in principle, has been misapplied due to a confusion of resource categories. A correction of this methodological error reveals that EIA’s scenario requires rather extreme and implausible assumptions regarding future global decline rates. This result puts into question the basis for the conclusion that global “peak oil” would not occur before 2030.

I min bok “Peeking at Peak Oil” har jag analyserat de nivåer av konventionell olja som USGS presenterade år 2000 och från figuren här nedan förstår ni säkert hur orealistiska de är. Det är USGS:s reserv 3345 Gb år 2025 som skall ge produktionstoppen på 145 Mb/d. Det är dessa reserver som International Energy Agency använde i WEO 2004 då man kom till den helt orealistiska produktionen 122 Mb/d för år 2030.

Fig 5-4 USGS 1000

Johnny: “We are about 26 years out from Colin’s call, and only 22 years away from the EIA estimate. Closer to one than the other. Of course, we can also pretend that the peak was at about any point in time we wish, by choosing to exclude oil we don’t like, for any reason. From a geologic perspective, there is no difference between a 42API sweet oil from a reservoir 3000′ down onshore versus off. It is a distinction without a difference to the refinery, and used primarily to shift around claims of peak. Most of them invented AFTER it became obvious that prior claims of a peak oil were discredited by time and production rates.”

Jag har förklarat att EIA:s beräkningar gällde konventionell olja (råolja), dvs inte skifferolja, oljesand eller NGL. Johnny, från din kommentar verkar det som om du tror att dessa komponenter ingår i EIA:s beräkningar. Jag hoppas att du acceptera att Colin själv har sagt att beräkningarna från 1988 var baserade på en felaktig databas. Den konventionella olja som nådde ett maximum har med olja från fält som finns 3000’ ner i marken. I de beräkningar som ASPO presenterad 2002 och som Colin och jag publicerade 2003 så finns denna komponent med.

Johnny: “Some day a peak oiler will approach the topic appropriately and provide a resource cost curve which can be compared to the 2008 IEA work (2008 WEO I believe, page 218 or 219, Fig 9.10 if memory serves). It is the proper way to answer this question, and yet one never referenced, built, discussed or even considered by peak oilers. Things that make you go mmmmmmm…..”

world_energy_outlook_2008_2030
IEA demand

Jag visar först det scenario som presenteras i just WEO. Vi kan först titta på vad man säger i WEO 2012. Låt oss först nämna att man i WEO 2008 inte nämner skifferolja. Vad det gäller råolja (crude oil) beräknas produktionen i 2008 öka till över 70 Mb/d för år 2030. Fyra år senare 2012 har prognosen minskat till 65 Mb/d. Du har rätt i att man inte diskuterar Peak Oil.

GS breakeven

Det faktum att produktion av den konventionella olja minskar och har nått Peak Oil betyder att produktion av dyr olja blir allt viktigare i framtiden och din kommentar om att oljepriset blir viktigt är relevant. Som exempel visar jag den kostnadsanalys som Goldman Sachs har presenterat. Med i bilden finns alla de projekt som diskuterades för två år sedan. Från IEA:s Midium Term gör jag beräkningen att det behövs 20 Mb/d ny olja fram till 2020. Denna nya olja skall komma från de projekt som presenteras i figuren. Med breakeven mellan $30 och $40 per fat hitta vi just Johan Sverdrup, som jag nämner i min blogg. Med ett oljepris under $70 per fat finns det teoretiskt möjligt att få 15 Mb/d i ny produktion. Frågan är ved som kommer att bli verklighet nu då oljebolagen drar ner sina investeringsbudgetar. Tack Johnny och Desmond för era kommentar. Jag hoppas att mitt svar rätar ut några av era frågetecken.

Posted in: Uncategorized