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Scoperte petrolifere: la Pennsylvania apre la strada

Scoperte petrolifere: la Pennsylvania apre la strada



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I primi esseri umani incontrarono giacimenti di petrolio che filtravano naturalmente in siti sparsi in tutto il mondo. Gli esploratori spagnoli della California nel 1540 notarono il petrolio; allo stesso modo, la successiva spedizione De Soto lo trovò in quello che è oggi il Texas. Il chimico di Yale Benjamin Silliman Jr. si è guadagnato il titolo di "padre dell'industria petrolifera", grazie al suo sviluppo di metodi di frazionamento essenziali per derivare i distillati dal petrolio. Sperimenta con " rock oil” di Silliman nel 1855 rivelò che il cherosene altamente utile e altri sottoprodotti potevano essere prodotti economicamente. Nel 1859, il “Colonnello” Edwin L. Cleveland e Pittsburgh divennero i principali centri di raffinazione. Il cherosene divenne ampiamente disponibile come combustibile per il riscaldamento e l'illuminazione. La scoperta del petrolio a buon mercato ha contribuito a cambiare gli stili di vita in gran parte del mondo consentendo attività notturne e di svago. L'era del petrolio ha coinciso con lo sviluppo dell'industria siderurgica. luminari del mondo degli affari come John D. Rockefeller espressero un precoce interesse per il business petrolifero, ma rimase impressionato negativamente dal caos dei giacimenti petroliferi della Pennsylvania. Capì che il petrolio avrebbe potuto realizzare il suo potenziale solo se la sua produzione fosse stata rigorosamente centralizzata e ha capitalizzato la situazione. Il boom del petrolio in Pennsylvania non durò a lungo, ma furono fatte nuove enormi scoperte in Louisiana, Texas, Oklahoma e California. Farebbero impallidire le forniture precedenti.


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Localizzazione del rilievo sismico 3D multi-client Polarcus Block A2-A5. Polarcus, in collaborazione con il Ministero del petrolio del Gambia e GeoPartners, ha recentemente completato un'indagine sismica 3D RightBAND TM Multi-Client di 1.504 km 2 sui blocchi A2 e A5, all'interno del prolifico bacino MSGBC al largo del Gambia. Questo moderno volume di dati a banda larga si trova in un'area senza precedente copertura sismica 3D e dove è stata recentemente confermata la commercializzazione della scoperta di petrolio SNE nel vicino Senegal. Lo screening del nuovo volume multi-cliente 3D ha identificato una serie di tendenze sia strutturali che stratigrafiche in linea con le scoperte senegalesi, confermando che il nuovo concetto di gioco clastico in acque profonde si estende in Gambia. Il rilevamento Block A2-A5 di Polarcus fornisce immagini ottimali per consentire la valutazione di questa area altamente prospettica.

Il rilevamento è stato acquisito in quest'area geologicamente complessa utilizzando il Polarcus Alima che traina uno streamer solido Sentinel ® di 12 x 100 m x 8.100 m ultra silenzioso con un intervallo di tiro in flip flop di 18,75 m e una lunghezza record di nove secondi. I dati sono stati elaborati da DownUnder GeoSolutions attraverso flussi di lavoro di pre-stack a banda larga e migrazione di profondità.

La linea sismica di seguito è apparsa come una funzione estraibile di più pagine nella nostra rivista cartacea. Per abbonarti alla rivista cartacea usa la funzione "Abbonamento cartaceo" nel menu nella parte superiore di questa pagina.

Linea sismica regionale da est-nord-est a ovest-sud-ovest. Volume PSTM dopo una semplice conversione 1D in profondità.

Estensione di un nuovo fairway oleoso

L'indagine Polarcus Block A2-A5 si trova nel sottobacino Casamance-Bissau offshore del Gambia, situato nella parte meridionale del grande bacino del Senegal. L'area ha visto di recente una rinnovata attenzione dell'industria a causa di tre successive scoperte di idrocarburi nell'area adiacente gestita da Cairn nelle acque senegalesi a nord. Le scoperte petrolifere di classe mondiale SNE-1 e FAN-1 nelle arenarie di età albanese hanno aperto un nuovo fairway oleoso con più tipi di gioco. Giochi simili lungo il margine dell'Africa occidentale sono già in fase di sviluppo o produzione, e la superficie adiacente in Gambia fornisce una serie di opportunità e prospettive in linea con queste entusiasmanti scoperte.

Sezione trasversale delle scoperte FAN-1 e SNE-1. (FAR Limited 2015) L'esplorazione di idrocarburi in Gambia risale agli anni '50, ma nessuna delle società coinvolte nella prima esplorazione dell'area è andata oltre gli studi iniziali a parte Chevron, che ha perforato Jammah-1 nel 1979. Questo si trova in Il Blocco A2 è ad oggi l'unico pozzo perforato offshore del Gambia. È stato collegato e abbandonato con spettacoli di gas a un TD di 3.020 m. Ha preso di mira una caratteristica carbonatica del bordo della piattaforma albiana leggermente a est dell'asse di una grande anticlinale con andamento nord-sud e ha incontrato orizzonti vitali di arenaria e giacimenti di carbonato, ma solo spettacoli di petrolio minori. Il pozzo è stato perforato sulla base di dati sismici 2D e gli studi post-pozzo hanno suggerito che era asciutto a causa dell'erosione di potenziali rocce sorgenti turoniane nella posizione, sebbene l'analisi dei nuovi dati sismici acquisiti da Polarcus nel 2015 suggerisca che non ha testato un chiusura strutturale valida.

Gli studi hanno esaminato il potenziale di esplorazione in mare aperto e sono stati identificati una serie di tipi di giochi tra cui sistemi di canali a ventaglio e pendii, accumuli di barriera corallina carsificata, chiusure a 4 vie e depositi clastici sul bordo della piattaforma. Nessuna ulteriore perforazione ha avuto luogo al largo del Gambia.

Una nuova provincia petrolifera

Nel 2014 Cairn ha perforato due pozzi di esplorazione in acque profonde al largo del Senegal, SNE-1 e FAN-1, entrambi pozzi scoperti a petrolio, aprendo un nuovo bacino di idrocarburi sul margine atlantico. FAN-1, il primo pozzo perforato in acque profonde al largo del Senegal, si trova in 1.427 m di acqua nel Sangomar Deep Block. Ha incontrato olio leggero di alta qualità in più corpi di fan clastici del Cretaceo impilati in acque profonde con 29 m di serbatoio netto contenente olio situato in una trappola combinata strutturale e stratigrafica. Il secondo pozzo di esplorazione in acque profonde, SNE-1, situato in 1.100 m di acqua a circa 24 km dalla scoperta del FAN-1, ha preso di mira le arenarie albiane ricoperte dai carbonati di Aptio. Una colonna di petrolio lordo di 95 m con un tappo di gas è stata riscontrata in sabbie di giacimento albiane di eccellente qualità con 36 m di pay oil netto. Tuttavia, non sono stati riscontrati idrocarburi nei carbonati più profondi.

La scoperta SNE-1 è stata valutata dal pozzo SNE-2 che scorreva fino a 8.000 bopd su DST, confermando l'elevata portata dell'unità di giacimento principale e la connettività del giacimento principale con il pozzo di scoperta. Nel marzo 2016 Cairn ha annunciato i risultati di un'ulteriore perforazione di valutazione con il test di successo del pozzo SNE-3, che scorreva a una velocità massima di 5.400 bopd su DST. Il pozzo ha confermato la qualità del giacimento simile e la correlazione delle principali unità di giacimento con SNE-1 e SNE-2, inclusi oil-down-to e oil-up-to simili. Le prime indicazioni hanno confermato la stessa qualità dell'olio a 32° API vista nei pozzi precedenti.

Ulteriori esplorazioni sono seguite con BEL-1, che ha perforato la Bellatrix Prospect e testato il gioco Buried Hills, scoprendo gas in due giacimenti di arenaria Cenomania di buona qualità. Il pozzo è stato approfondito per valutare ulteriormente la scoperta di SNE e per progredire verso la dimostrazione di una dimensione economica minima del campo. Ha inoltre confermato l'estensione dei giacimenti e della colonna petrolifera sul fianco settentrionale della scoperta. Le stime dell'operatore Cairn, dopo il pozzo SNE-2, suggeriscono riserve contingenti di 385 MMbo e sono in corso ulteriori analisi della risorsa mentre sono in corso ulteriori trivellazioni di valutazione.

Sezione trasversale della scoperta dell'END e del successivo programma di valutazione ed esplorazione. (FAR Limited 15 marzo 2016)

Gambia: lo scaffale Aptian-Albian

L'area del Blocco A2-A5 si colloca immediatamente a sud e segue l'andamento strutturale delle recenti scoperte nel vicino Senegal. I carbonati dal Giurassico all'Aptiano sono ricoperti da una serie di sequenze albiane che mostrano clinoformi su larga scala. Questi si verificano come un numero di sistemi impilati discreti, ciascuno che si estende da est verso ovest. I clinoformi possono essere visti essere estese lateralmente in tutta l'area, fornendo il potenziale per le arenarie del serbatoio attraverso la piattaforma. Oltre a fornire sabbie serbatoio in un certo numero di tipi di giochi strutturali, l'evoluzione dei sistemi delta-to-slope fornisce possibili componenti stratigrafiche ai giochi all'interno dei sistemi distributivi a scaffale, clinoformi del bordo della piattaforma e più corpi sabbiosi a immersione verso il basso.

Il sollevamento e la rotazione dovuti al ritiro del sale del Triassico hanno portato all'erosione della piattaforma Aptiano-Albiano e della sequenza del Cretaceo superiore sovrastante. Ciò ha fornito un'ulteriore serie di potenziali tipi di gioco con componenti strutturali. I blocchi Gambia A2-A5 contengono tutti i componenti necessari di un sistema petrolifero di successo come si vede immediatamente a nord in Senegal, con il potenziale esistente per rocce madri in diverse sequenze dal Giurassico al Cretaceo sia al di fuori della rottura del pendio della piattaforma che attraverso l'area della piattaforma.

Tipi di gioco multipli

Tagliare una chiusura strutturale a 3 vie delimitata a est da un margine di faglia. Volume PSTM dopo una semplice conversione 1D in profondità. Il poligono mostra una derivazione albiana mappata (vedi pannello sismico sotto). L'interpretazione del volume multi-cliente 3D di nuova acquisizione ha identificato una serie di tipi di gioco attraverso le aree dello scaffale e del bordo dello scaffale, tra cui: chiusure di dip a 4 vie, chiusure di dip a 3 vie delimitate da faglie, giochi di Buried Hills e giochi di ventole in pendenza e stratigrafici . Qui vengono presentati alcuni esempi.

Chiusure a tuffo strutturali a 4 vie: L'interpretazione iniziale del volume di dati PSTM finale dopo una semplice conversione 1D in profondità mostra una serie di chiusure di dip a 4 vie che interessano la sequenza di Albiano lungo tutta l'area del bordo dello scaffale attraverso i blocchi A2-A5. L'interpretazione dell'intero volume di dati PSDM, prevista per il terzo trimestre del 2016, consentirà una corretta valutazione di questa entusiasmante serie di lead.

Chiusure a tuffo a 3 vie limitate da guasti strutturali: Si osserva una serie di rollover nella prominente faglia con andamento da nord-nord-est a sud-sud-ovest che interessa la sequenza albiana più alta. I dati 3D rivelano una serie di chiusure a questo livello stratigrafico che formano una serie di condutture lungo lo sciopero. Più in profondità all'interno della sequenza, l'Albian è meno colpito da questo sistema di faglie e si verificano chiusure a 4 vie.

Chiusura strutturale a 3 vie di avvallamento delimitata ad est da un margine di faglia. Volume PSTM dopo una semplice conversione 1D in profondità.

Il gioco delle colline sepolte

Analoghi al gioco Cenomanian Buried Hills come perforato con successo nel pozzo di esplorazione BEL-1 possono essere visti in tutta l'area A2-A5. L'erosione e l'incisione della sequenza del Cretaceo superiore hanno portato all'intrappolamento dei corpi sabbiosi cenomaniani sigillati dagli scisti e argille sovrastanti del Terziario e del Cretaceo. I nuovi dati 3D consentono l'interpretazione dei pacchetti deposizionali all'interno del Cenomaniano, consentendo la valutazione di un numero di derivazioni. L'esempio seguente, che mostra anche una chiusura a tuffo strutturale a 4 vie della sequenza albiana sottostante, è analogo alla sezione attraverso le scoperte SNE e BEL.

Buried Hills gioca al largo del Gambia. Volume PSTM

Riferimenti selezionati

Sito Web di Cairn Energy (2016). Operazioni. Senegal. Attività.

Cairn Energy (4 gennaio 2016): sito web. Notizia. Buona valutazione del Senegal.

Cairn Energy (9 marzo 2016): sito web. Notizia. Bene la seconda valutazione positiva del Senegal.

Cairn Energy (marzo 2016): Presentazione dei risultati preliminari.

Chevron Oil Company del Gambia (1979): Jammah No. 1 La Repubblica del Gambia Geological & Drilling Report finale.

Erin Energy (2016): Sito Web.

FAR Limited (2015). Presentazione agli investitori. FAR consegna in Senegal.

FAR Limited (2016): sito web. Senegal. Due scoperte petrolifere di livello mondiale nei pozzi FAN-1 e SNE-1 al largo del Senegal.

FAR Limited (19 agosto 2015): Annuncio ASX e comunicato stampa. Esplorazione del Senegal bene per mirare alla prospettiva di Bellatrix.

FAR Limited (15 marzo 2016): Annuncio ASX e comunicato stampa. Il pozzo BEL-1 inizia la perforazione nell'offshore del Senegal.

FAR Limited (11 aprile 2016): Annuncio ASX e comunicato stampa. Gas scoperto a Bellatrix – Confermata la quarta perizia.


Brian Alfaro, il processo di rilevamento geologico

L'esplorazione delle risorse di petrolio e gas naturale di solito inizia con un gruppo di geologi che esaminano e analizzano la superficie della terra del luogo in questione, spiega Business leader di San Antonio, Brian Alfaro. Determinano se è probabile che l'area sia un luogo che contiene giacimenti di petrolio o di gas. Nel 1800-8217 si scoprì che i pendii anticlinali avevano maggiori possibilità di contenere gas naturale o depositi di petrolio. Questi pendii sono luoghi in cui la terra si è ripiegata su se stessa, che a sua volta forma una cupola che si trova in molti giacimenti di petrolio e gas naturale.

Questi tecnici, osservando un rilievo dell'area in questione e mappandone la superficie con i più recenti strumenti geografici, sono in grado di approfondire le caratteristiche di un luogo e di indicare alle compagnie petrolifere quali aree hanno maggiori probabilità di contenere le risorse di petrolio e gas naturale che stanno cercando. Questo processo aiuta a ridurre notevolmente la quantità di perforazione che avviene in un bacino mentre aiuta i lavoratori a trovare i posti migliori per ricevere la più alta quantità possibile di risorse di petrolio e gas naturale.

Analizzando la formazione delle rocce e di altre valli e gole sulla superficie della terra, i geologi sono in grado di riferire alle compagnie petrolifere per cui stanno lavorando e far loro conoscere i posti migliori nella zona per impostare nuove trivellazioni siti. I geologi sono in grado di ottenere queste preziose informazioni prelevando campioni dalla terra e dalle formazioni rocciose della zona.


Fatti dello stato della Pennsylvania

Le 63.200 fattorie della Pennsylvania (che occupano quasi 8 milioni di acri) sono la spina dorsale dell'economia dello stato e producono un'ampia varietà di colture. Le principali materie prime sono latticini, mais, bovini e vitelli, funghi, pollame e uova, una varietà di frutta, mais dolce, patate, sciroppo d'acero e alberi di Natale.

Il ricco patrimonio della Pennsylvania attira ogni anno miliardi di dollari per i turisti. Tra le principali attrazioni ci sono il Gettysburg National Military Park, il Valley Forge National Historical Park, l'Independence National Historical Park a Filadelfia, la regione olandese della Pennsylvania, la fattoria Eisenhower vicino a Gettysburg e la Delaware Water Gap National Recreation Area.


L'ascesa e la caduta -- e l'ascesa? -- dell'industria petrolifera e del gas di Pa.'

In questa foto di file del 25 giugno 2012, un equipaggio lavora su un impianto di perforazione del gas in un sito di pozzi per gas naturale a base di scisto a Zelienople, in Pennsylvania.

(Foto AP/Keith Srakocic, File)

Gli americani una volta dovevano sperare in estati senza uragani e anni senza disordini internazionali se volevano pagare di meno alla pompa.

Anche una tempesta di bassa categoria potrebbe colpire una raffineria e arrestare la produzione, facendo salire i prezzi del gas.

E se la guerra - o la minaccia di guerra - è scoppiata in Iran o in Siria, i prezzi sono aumentati per il timore di una fornitura soffocata.

Quando Range Resources ha perforato il primo pozzo Marcellus Shale nella Pennsylvania sudoccidentale nell'ottobre 2004, gli Stati Uniti stavano ancora importando energia dal Medio Oriente.

Il boom del fracking ha cambiato le cose e la Pennsylvania è ora uno degli stati che esportano carburante all'estero.

Livelli di produzione da record hanno creato un'offerta così vasta che i prezzi del gas sono la metà di quelli di un paio di anni fa e il prezzo del petrolio è sceso da $ 140 a $ 30 al barile.

"Le persone non devono più preoccuparsi degli uragani", ha affermato Sam Andrus, direttore senior della divisione North American Natural Gas presso IHS Energy, una società di analisi con sede in Colorado.

L'indipendenza energetica è una promessa mantenuta della rivoluzione dello scisto, e c'erano molti più investimenti sul libro mastro dai giorni in cui le aziende hanno iniziato a sfondare attraverso la roccia a un miglio sotto fattorie, cortili e foreste statali.

In pochi anni, l'industria petrolifera e del gas divenne nota come "l'industria", come se tutti gli altri settori di attività in Pennsylvania fossero di secondo piano. Non lo erano, ma il fracking aveva tutto il fascino, i vantaggi e gli svantaggi di essere il nuovo atto.

Le società energetiche hanno avviato nuove divisioni e sedi centrali in Pennsylvania, concentrandosi sulla crescita delle loro impronte di scisto. Milioni di donazioni aziendali hanno coperto cibo, cappotti, costi di riscaldamento e altro per le organizzazioni non profit a corto di liquidità. I proprietari terrieri rurali sono diventati milionari grazie alle royalties del gas. I piccoli distretti, come Towanda, ricevettero l'attenzione nazionale e divennero noti come boomtown.

"Eravamo seduti su alcuni dei gas più economici al mondo", ha affermato Tony Ventello, direttore esecutivo della Central Bradford Progress Authority a Towanda.

La contea di Bradford si trova in cima alle trivelle a gas secco coltivate in casa che non vedevano l'ora di estrarre.

Un impianto di perforazione Seneca Resources completa il quarto dei sei pozzi in un pozzo di gas Marcellus Shale a Shippen Township, contea di Cameron.

Una volta che i geologi hanno scoperto che c'era abbastanza carburante nelle profondità del bacino degli Appalachi per soddisfare il fabbisogno energetico del paese per due decenni, le compagnie petrolifere e del gas hanno capito come perforarlo verticalmente, a un miglio di profondità, quindi perforare orizzontalmente.

I quattro pozzi perforati nel 2005 sono saliti a più di 3.000 entro il 2010.

Con quel boom arrivarono più posti di lavoro e più residenti.

"Dovevi iniziare a pensare a quando andare al supermercato per evitare le lunghe file", ha detto Ventello.

La contea di Bradford ha circa 1.200 pozzi, secondo i dati statali.

La contea di Washington ha all'incirca la stessa quantità e i residenti hanno notato anche file più lunghe nei negozi e nei ristoranti durante il boom.

Negli ultimi 10 anni sono stati rilasciati quasi 10.000 permessi per pozzi in tutto lo stato.

"In generale, ha avuto un effetto tremendo. La contea di Washington è cresciuta", ha affermato Wayne Hunnell, segretario della Washington County Fair.

Con quella crescita è arrivato uno stuolo di membri della comunità preoccupati che, a volte, hanno protestato per l'aumento del traffico di camion e hanno invitato i regolatori statali per una maggiore supervisione ambientale.

In uno stato con una lunga - e talvolta contaminata - storia di sviluppo, dall'era industriale al primo pozzo petrolifero di Titusville a King Coal, il boom di Marcellus Shale è stata l'ultima frontiera energetica che molti residenti ignari devono affrontare. La maggior parte dei Pennsylvaniani era completamente all'oscuro dello sviluppo dello shale fino a quando un uomo di terra non si è presentato alla loro porta e ha chiesto loro di affittare le loro proprietà a società di perforazione.

Il personale degli uffici di estensione della Penn State University è diventato mediatore.

Gli uffici agricoli hanno aiutato i proprietari terrieri a regolare i contratti di locazione per il doppio di quanto originariamente offerto, secondo il preside Rick Roush, che dirige il College of Agricultural Sciences.

Prima e durante il boom dello scisto, Penn State ha ricevuto milioni di donazioni da compagnie petrolifere e del gas. Alcuni di quei soldi sono stati incanalati e hanno contribuito a stabilire il Marcellus Center for Outreach and Research.

L'università ha assunto "un ruolo molto ampio" durante il boom dello scisto, ha affermato il presidente della Penn State Eric Barron durante una recente riunione del comitato editoriale con PennLive.

"Siamo davvero una fonte di una grande quantità di informazioni", ha affermato, citando le competenze dell'università in geologia, scienze ambientali, sviluppo energetico e altro ancora.

Proprio come le compagnie petrolifere e del gas hanno donato alla Penn State - una pratica che era in vigore prima del boom - l'industria ha versato milioni di dollari in politiche e campagne di pubbliche relazioni. Alla fine, centinaia di candidati, compreso il presidente, parlavano di "gas naturale a combustione pulita".

Il presidente Barack Obama ha sostenuto il fracking come alternativa al carbone nella sua missione per combattere il cambiamento climatico. Altri legislatori federali e statali lo hanno visto come un motore economico nei loro distretti o un motivo per rafforzare la supervisione normativa.

"Nel nostro stato, ci sono state alcune critiche al Dipartimento per la protezione ambientale", ha affermato Terry Madonna, veterano analista politico e sondaggista al Franklin & Marshall College di Lancaster.

Il suo sondaggio ha rivelato che i residenti dello stato erano "ragionevolmente soddisfatti" dello sviluppo dello scisto e "non ne avevano una visione negativa".

"Vogliono che sia fatto in modo sicuro per l'ambiente. e non vogliono trivellare nei parchi statali. Vogliono una tassa di fine rapporto, ma non sono contrari al fracking", ha detto Madonna.

La questione di come tassare l'industria è stata una questione politica sin dall'inizio del boom.

L'ex governatore Ed Rendell non ha ottenuto la tassa di fine rapporto che voleva nel 2010. Il suo successore, l'ex governatore Tom Corbett, nel 2012 ha firmato una legge per l'impatto, che ha fornito più di 800 milioni di dollari alle contee di tutto lo stato. La recente proposta di tassa sul licenziamento del governatore Tom Wolf è stata contrastata dai repubblicani della Camera e del Senato.

Le normative statali e federali sono state ampiamente superate dalla crescita dell'industria. Nel 2011, più di un quarto della Pennsylvania è stato affittato a compagnie petrolifere e del gas. Una serie di leggi aggiornate che disciplinano il settore non è stata approvata fino al 2012.

Ma tutta quella crescita era costosa. Molti trivellatori presero in prestito per crescere e accumularono miliardi di debiti mentre aumentavano le operazioni negli scisti di Marcellus e Utica in Pennsylvania e in altre aree di scisto in tutto il paese.

A metà del 2014 era evidente che qualcosa era cambiato. I prezzi del petrolio e del gas sono scesi e sono rimasti invariati e la spesa è cresciuta più rapidamente dei ricavi.

Più di 100 compagnie petrolifere e del gas hanno accumulato debiti per 106 miliardi di dollari, secondo un rapporto del giugno 2014 dell'Energy Information Association.

Il debito è raddoppiato in quattro anni, mentre le entrate sono cresciute di circa il 6%, secondo il rapporto.

Anche se la crescita è rallentata, la produzione è aumentata. I perforatori hanno speso la prima parte del boom affittando terreni e fracking pozzi, e poi hanno capito come rendere quei pozzi più produttivi.

Presto ci fu un eccesso di offerta sul mercato abbastanza grande da riscaldare ogni famiglia in Pennsylvania per sei anni.

Questo non era lo scenario immaginato dai perforatori quando il petrolio veniva venduto a 140 dollari al barile e il gas a circa 15 dollari per un milione di unità termiche britanniche. Ora, i prezzi sono di circa $ 38 al barile e $ 2.

I trivellatori di tutto il paese stanno lottando contro la peggiore crisi petrolifera e del gas degli ultimi decenni, in parte perché l'OPEC si è rifiutata di tagliare la produzione.

L'OPEC, l'Organizzazione dei Paesi Esportatori di Petrolio, è il cartello di produzione di più di una dozzina di paesi mediorientali guidati da Arabia Saudita, Iran e Iraq.

Quei paesi hanno affogato il mercato del carburante per mettere fuori gioco i produttori statunitensi e mantenere la loro quota di mercato.

"All'OPEC non piaceva che gli americani li sorpassassero", ha detto Andrus, l'analista di IHS Energy.

L'amministratore delegato della Saudi Arabian Oil Company ha dichiarato durante una conferenza a dicembre che sperava di vedere aumentare i prezzi del petrolio all'inizio di quest'anno mentre le trivellazioni di scisto negli Stati Uniti iniziano a diminuire.

Nelle ultime settimane, l'OPEC ha discusso di fermare la produzione, ma gli analisti di Goldman Sachs hanno affermato che potrebbe essere troppo tardi.

È "altamente improbabile" che il cartello petrolifero tagli la produzione e, anche se lo facesse, i prezzi probabilmente non ne risentirebbero, hanno affermato. L'offerta continua a crescere e la domanda non ha raggiunto.

Gli analisti di Wall Street, così come i gruppi commerciali di petrolio e gas, affermano che questo eccesso di offerta vedrà molte aziende che dovranno affrontare fallimenti e consolidamenti quest'anno.

Decine di piccoli trivellatori hanno già dichiarato bancarotta e centinaia di posti di lavoro sono stati tagliati in tutto lo stato.

Un impianto di perforazione Seneca Resources completa il quarto dei sei pozzi in un pozzo di gas Marcellus Shale a Shippen Township, contea di Cameron. Il perforatore Dale Lambson lavora alla console di controllo. Seneca Resources offre un tour delle operazioni di perforazione del gas Marcellus Shale nelle contee di Elk e Cameron nel nord della Pennsylvania, 14 maggio 2015. Dan Gleiter, PennLive.com

Negli ultimi due mesi, l'industria è stata colpita da un'ondata di cattive notizie, tra cui ulteriori licenziamenti, una rinnovata spinta per la tassa sul licenziamento, la morte inaspettata di un pioniere del settore, ritardi nelle condutture e un giro di vite federale sulle emissioni di metano.

Per sopravvivere alla continua recessione, alcuni trivellatori sono costretti a continuare a produrre per coprire le spese e il pagamento del debito.

"Ma il mercato non ha bisogno di tutto quel gas, specialmente quando fa caldo", ha detto.

Durante la seconda metà dell'anno, "vedremo un calo della produzione di petrolio e gas", ha affermato Andrus. Questo è quando la domanda e l'offerta inizieranno a mettersi in equilibrio.

Potrebbero passare due o tre anni prima che il settore si riprenda.

"È probabile che gli scisti Marcellus e Utica rimarranno vincolati per tutto il 2018 e il 2019 fino a quando non riusciranno a far uscire il gas", ha detto Andrus.

I perforatori hanno bisogno di una ragnatela di condutture da costruire e iniziare a spostare il gas per ridurre l'offerta.

Ma la costruzione potrebbe essere un'arma a doppio taglio per i perforatori che sono bloccati in contratti ad alto costo con società di oleodotti.

I pagamenti potrebbero non essere convenienti per i trivellatori, dati i prezzi bassi che ricevono per il gas e l'alto costo che pagano per trasportarlo.

Quei pagamenti potrebbero costringere più fallimenti e licenziamenti.

"Non sarà una guarigione indolore, ma ci sarà una guarigione", ha detto Andrus.

L'industria petrolifera e del gas è sempre stata ciclica. Quando il pendolo oscilla verso prezzi più alti, i produttori si precipitano per iniziare a trivellare. Quando oscilla dall'altra parte, le aziende tagliano le operazioni fino a quando i prezzi non si riprendono.

"Perderemo molte aziende. Coloro che non hanno mai attraversato un ciclo energetico prima potrebbero non tornare", ha detto Andrus.

Si aspetta che i prezzi del petrolio aumentino alla fine del prossimo anno.

I prezzi del gas potrebbero salire allo stesso tempo se c'è un inverno normale e non fa caldo.

"Ma faranno fatica a superare i $3. Potrebbe essere il 2020 prima che ciò accada", ha detto.

Le società forti sopravviveranno a questa recessione e la prima a frack in Pennsylvania - Range Resources - sarà probabilmente in piedi quando i prezzi riprenderanno, hanno affermato gli analisti.

"Penso che i prezzi del gas cresceranno gradualmente nel prossimo decennio, fino a raggiungere i 4 dollari entro il 2040", ha detto Andrus. "L'America sarà molto competitiva dal punto di vista energetico. Impediremo all'OPEC di avere molto potere per un lungo periodo di tempo."


Riduzione della manutenzione non pianificata – Analisi del rischio di corrosione dell'olio

Nelle operazioni a valle dell'industria petrolifera e del gas, la corrosione del petrolio greggio rappresenta un enorme rischio di guasti alle apparecchiature. A seconda della composizione chimica del greggio o dell'ambiente in cui è immagazzinato, i veterani della corrosione possono escogitare metodi per evitare tempi di fermo delle apparecchiature.

La digitalizzazione di questa conoscenza e la fornitura di informazioni sulla manutenzione ai nuovi ingegneri potrebbe ora essere possibile con l'intelligenza artificiale. Per rilevare i rischi di corrosione del petrolio, le aziende possono utilizzare la PNL e l'apprendimento automatico per sviluppare un database ricercabile di informazioni sulla manutenzione da dati come rapporti sugli incidenti di raffineria e proprietà fisiche di diversi tipi di greggio. Questi dati possono essere strutturati o, nella maggior parte dei casi, non strutturati sotto forma di documenti word o PDF.

Un sistema NLP potrebbe analizzare i dati di manutenzione per aggregare le conoscenze di esperti ingegneri della corrosione, ad esempio. Gli ingegneri potrebbero utilizzare un sistema di ricerca basato sulla PNL per trovare informazioni su come evitare la corrosione per diversi tipi di greggio interfacciandosi con un cruscotto.

La riparazione e la manutenzione delle ispezioni sono aree in cui le aziende petrolifere e del gas raccolgono grandi quantità di dati, la maggior parte dei quali di solito non sono strutturati o sono addirittura scritti a mano. La PNL e il text mining possono essere utilizzati per estrarre, classificare e correlare la grande quantità di conoscenze acquisite dagli ingegneri nel corso degli anni.

Ciò è particolarmente importante nell'industria petrolifera e del gas a causa del Great Crew Change, un fenomeno che si riferisce all'ampio divario di età nella forza lavoro petrolifera e del gas, in cui la maggior parte degli ingegneri e dei geoscienziati ha più di 55 o meno di 35 anni. l'esperienza degli ingegneri veterani non è sempre completamente trasferita alla prossima generazione di ingegneri e la ricerca e la scoperta dei dati AI potrebbero essere una buona idea per risolvere questo problema.


I batteri aprono la strada a una produzione di petrolio più efficiente

Nelle profondità rocciose dei giacimenti di petrolio di scisto della nazione, migliaia di piedi al di sotto della frenesia di produzione, i batteri primordiali sopravvivono proprio sugli idrocarburi che compongono il petrolio e il gas e hanno trasformato gli Stati Uniti in una centrale energetica che rivaleggia con l'Arabia Saudita e la Russia.

I microbi sono tra le forme di vita meno studiate sulla terra, emergono in superficie come organismi anonimi che si pensa si siano evoluti negli estremi estremi del sottosuolo per centinaia di milioni di anni. I produttori di petrolio e gas per decenni hanno prestato loro un'attenzione limitata fino a quando una startup all'avanguardia ha riconosciuto il loro potenziale per aiutare a produrre petrolio e gas in modo ancora più efficiente.

Ora, con l'intensificarsi della concorrenza nel settore, un numero crescente di produttori ha stretto una partnership con Biota, una startup che sviluppa i mezzi per raggiungere questo obiettivo analizzando i batteri che emergono dalla testa del pozzo. Più di 20 produttori nel bacino del Permiano e altrove hanno spedito campioni di roccia e fluidi al laboratorio di San Diego dell'azienda, incuriositi dalla promessa di dati che potrebbero aiutarli a perforare con maggiore precisione, ridurre i costi di produzione e aumentare i profitti.

La start-up della Silicon Valley Biota sta analizzando i batteri per rendere più efficiente la produzione di petrolio e gas. I punti salienti includono:

400 milioni di sequenze di DNA

Think of it as biotechnology meets petroleum engineering. Unique microbial colonies reside within the various layers, cracks and faults in any given oil basin, making it possible to discern the boundaries of deep underground formations by analyzing the DNA of the bacteria within them. In the Permian, for example, bacteria in two overlapping layers &mdash the Bone Spring and the Wolfcamp &mdash are biologically distinct, providing markers that could determine whether a well is drawing from one source or the other during the course of operations.

That&rsquos critical information for drillers trying to make the best use of each well. Right now, if a company drills two wells, one targeting the Bone Spring, the other the Wolfcamp, it is challenged to know for sure if those wells are drawing from their intended targets. Both wells could be sucking oil from, say, the Bone Spring, depleting that source more quickly while missing out on the crude from the Wolfcamp.

Biota CEO Ajay Kshatriya, a chemical engineer who grew up in Katy and spent much of his career in California&rsquos biotech industry, compares oilfield acreage to a six-pack of soda, each can a distinct formation or reservoir. The producer aims to place one straw in each can, but sometimes, two straws wind up in the same can, doubling the company&rsquos cost to produce what could have been done with one. And there&rsquos the chance that some cans will remain unopened, leaving profits underground.

&ldquoBy understanding the boundaries of those cans,&rdquo Kshatriya said, &ldquoyou know where to put the wells.&rdquo

For all of their advanced technology &mdash seismic imaging, computer models and production monitors &mdash energy companies still can&rsquot be certain where oil and gas is coming from once the shale rock is shattered through hydraulic fracturing, or fracking. It&rsquos like throwing a rock at a window even with perfect planning and aim, the cracks will zig-zag unpredictably in any direction. It becomes even more unpredictable thousands of feet below ground.

That&rsquos where the bacteria, among the earth&rsquos oldest organisms, come in. Over the eons, the bacteria adapted to particular conditions underground, diversifying genetically into different strains depending on heat, pressure and other conditions in the mishmash of prehistoric sediment overlapping in different formations. In other words, the strains of bacteria in the Wolfcamp have a different genetic makeups than those in the Bone Spring.

Biota, which has offices in California and Houston, uses DNA sequencing, computer algorithms and a proprietary database to identify the strains of bacteria that come up through oil and gas wells and maps those microbes to their respective formations based on where the samples were taken. Drawing on more than 20,000 samples from some 500 wells in the Permian and nine other basins, Biota has analyzed more than 400 million DNA sequences from the nation&rsquos most prolific production areas, and recently began working with offshore customers in the Gulf of Mexico and Asia.

As the map becomes more extensive and detailed, oil and gas companies would be able to confirm the source of crude &mdash and adjust operations as needed &mdash with information about the bacteria produced from the well. It&rsquos another tool for an industry than can no longer count on $100 a barrel oil to cover cost overruns, especially as investors increase pressure to keep a lid on costs and boost profits.

Marathon Oil and EP Energy of Houston and Anadarko Petroleum of The Woodlands have signed on with Biota, as have Norway&rsquos Equinor and Australia&rsquos BHP Billiton, among others. Recently, Midland&rsquos Concho Resources, Pennsylvania&rsquos EQT Resources and Malaysia&rsquos Petronas joined the customer roster.

John Gibson, chairman of energy technology at Houston energy investment bank Tudor Pickering Holt & Co., has worked for the past year to connect Biota with the bank&rsquos oil and gas clients, extolling the insights expected to come when the company has analyzed enough bacterial DNA to map wide production areas. The bank has not invested in Biota.

&ldquoThe more we know about the bacteria, the more we know about the reservoir,&rdquo Gibson said. &ldquoThere is enormous potential here.&rdquo

For oil and gas companies, the data has the potential to show far more than how a single well performs once it&rsquos fracked. Data from multiple wells could determine how they interact and help producers find the optimal number of wells to develop a reservoir. And it could enable them to monitor production over time &mdash a well that starts off siphoning oil from the Wolfcamp, for example, could, at some point, begin to draw from a different formation.

Anadarko was one of the first companies to conduct a large-scale pilot program with Biota last January, starting with a study of 33 wells in the Delaware region of the Permian. It has since expanded the study to include more than 100 wells there in pursuit of a broader data set that could help it enhance its drilling models and more quickly determine the most efficient means of achieving production targets.

&ldquoThink about drilling a well like a recipe,&rdquo said Jose Silva, Anadarko&rsquos lead business strategist for advanced analytics and emerging technologies. &ldquoEnhancing that recipe over time is something that happens naturally, but there&rsquos a lot of money that we leave on the table.&rdquo

As part of Anadarko&rsquos initial study, Biota analyzed the bacterial DNA from wells in two distinct formations and estimated that only about half them produced oil solely from their respective areas. The rest produced oil from the other formation or a combination of the two, demonstrating overlapping production between wells.

Anadarko hasn&rsquot yet made changes in the field based on its work with Biota, but Silva expects more data will help the company to better determine where and how to drill its wells. Eventually, he said, the deeper understanding of oil reservoirs through bacterial analysis could enable the company to respond more quickly to fluctuations in oil prices, helping to determine the most lucrative approach to production when prices rise or fall.

&ldquoInstead of a proxy for an unknown, it is almost like a direct measurement of an unknown,&rdquo Silva said. &ldquoIt takes uncertainty out of your model.&rdquo


Climate Solutions

Science leads the way to a healthier planet for all living things.

This article was updated on December 10, 2020.

Tackling climate change is vitally important. Each successive month brings new heat records, extreme weather and other indicators that our climate is changing at a pace that threatens the quality of our lands, air and waters, the well-being and prosperity of our communities, and general stability around the world.

The Nature Conservancy is committed to advancing solutions that match the scale and urgency of this crisis. Led by science, we are committed to tackling climate change, both to keep global warming below 2°C and to help vulnerable people and places deal with its negative impacts.

We are working to achieve this by:

  • Protecting and restoring healthy and resilient natural landscapes.
  • Mobilizing action to secure a clean energy future.
  • Supporting laws and initiatives that promote a healthy planet.
  • Accelerating natural climate solutions that address environmental threats.

Cumberland Forest The Nature Conservancy's Cumberland Forest project protects 253,000 acres of Appalachian forest and is one of TNC's largest-ever conservation efforts in the eastern United States. © Byron Jorjorian

Building Resilience

As rising temperatures and other climate impacts threaten to destabilize natural areas across the United States and around the world, TNC scientists are identifying ecologically diverse and connected landscapes capable of supporting native wildlife while providing drinking water, clean air, fertile soil and other important natural services to people.

TNC has identified two Pennsylvania landscapes capable of standing up to a changing climate, if they are protected to strengthen resilience:

In these places, TNC is working with partners to implement innovative, science-based tools and conservation approaches that preserve lands and waters today to benefit nature and people in the future. One approach includes conserving forests through our Working Woodlands program, which engages private landowners in permanently protecting and managing healthy and productive forests to support both nature and local livelihoods.

As part of Working Woodlands, TNC quantifies carbon stored in enrolled forests to qualify them for an emerging carbon market where companies and other institutions purchase carbon credits from willing sellers to offset their own emissions.

Solar Panels A field of solar panels produce energy for a nearby community. © American Public Power Association


Oil Discoveries: Pennsylvania Leads the Way - History

When William Schultz wrote his history of conservation law in Pennsylvania, the state was still an industrial powerhouse, a powerhouse made possible by its abundant natural resources. In the early 1950s, Schultz and others were deeply concerned about the state of Pennsylvania's environment. Of the more than thirteen million acres once farmed in Pennsylvania, more than five million had been lost to the erosion of topsoil. Pollution had rendered much of the state's flowing streams and rivers unusable. "Only suicides, uninformed children, and the mentally deficient," Schultz wrote, "voluntarily dive into the lower Monongahela, the lower Allegheny or the upper Ohio."

Pennsylvania communities suffered from growing shortages of ground water. In the late nineteenth and early twentieth centuries, miners had scraped and stripped the countryside to obtain minerals close to the surface, then abandoned it. Forests had been clear-cut, destroyed by fires and damaged by insects and disease. Flooding, which many feared was becoming more severe, occurred as soil washed into streams, leaving the exposed earth to bake hard.

This was a far different world than the one Native Americans had inhabited for more than 16,000 years, or the one the first European settlers had found when they arrived in the seventeenth century. When King Charles II granted William Penn his North American colony in 1681, the province was covered with trees. Pennsylvania lies in the middle of the transitional zone between the great northern and southern forests of eastern North America. In Pennsylvania the mixed hardwoods of the southern forests &ndash the broadleaf oak, hickory, chestnut and walnut &ndash merged into mixed softwood and hardwood forests of the north &ndash the great white pine, hemlock, sugar maple, beech and birch.

In Pennsylvania the winters were colder and the summers hotter than in England, but compared to much of the world it was still a mild climate, shaped by winds that swept east across the continent. The weather could vary tremendously, depending upon elevation and region - as anyone who has driven across the state in winter can testify. The abundant rainfall made the forests grow lush. This would be a boon to farmers, who found the rich soils of the coastal plains of the southeast, the limestone valleys of the lower Susquehanna, and the shores of Lake Erie to be ideal for agriculture. For a while Pennsylvania was the leading grain-producing state in the Union. Farmers in later generations, however, were dismayed that the soil in the rest of the state was better suited to growing trees than wheat or corn.

The plentiful rainfall also gave life to 83,000 miles of rivers and streams that channeled the abundant fresh waters back to the oceans in three great drainage systems: by way of the Allegheny to the Gulf of Mexico, and by way of the Delaware and Susquehanna to the Atlantic. The vast forests of Pennsylvania also made travel difficult. Trees 100 to 150 feet tall shut out the daylight and covered an understory littered with decaying logs, vines and shrubs that made passage nearly impossible. For the colonists, as for the Indians before them, the waterways were the major highways through the forests. They were also a source of sustenance, for they contained within them an abundance and variety of fish unseen in Europe for a thousand years.

Pennsylvania's forests, waters and meadows were home to a wide variety of plants, insects and animals. European settlers were astonished and thrilled by the abundance and size of the deer, elk and beaver, the sturgeon, shad and trout. They hunted them all with a relish and greed that would bring these and other species to the brink of extinction within 200 years. Not all the forest's inhabitants were so desirable. Wolves and panthers roamed Penn's woods, and as an explorer in the Allegheny would recount, the province was filled with "stinging flies and diverse other insects but particularly Muskeetose in this country are like to rival the Seven Plagues of Egypt."

Endless trees, rich soils and abundant wildlife were not all that Pennsylvania offered. Beneath the canopy of trees, Pennsylvania contained vast deposits of coal, iron, natural gas, slate, clay, sandstone, limestone and sand. Slimy ooze called "Seneca oil" would make Pennsylvania the birthplace of the American oil industry and, for a while, the greatest producer and exporter of oil in the world. As Schultz explained, it was the great bounty of nature that made Pennsylvania a cradle of American industry and an economic powerhouse.

In the nineteenth century, Pennsylvanians cut, mined, quarried, hunted, harvested and in others ways extracted nature's bounty with unrelenting enthusiasm and voraciousness. By the end of the century, polluted waterways, denuded landscapes, impoverished soils, extinct and disappearing plant and animal life and foul air motivated many to embrace new conservation and preservation ethics that they hoped would restore the state's vanished bounty.

To protect its natural resources and public health, the Commonwealth of Pennsylvania passed a broad network of laws to restrict the pollution of its waters and air, protect wildlife and regulate extraction of natural resources. It established fish, game and forest commissions to conserve and manage its invaluable resources for future generations. In the twentieth century it acquired more than four million acres of land and established twenty state forests for timber conservation, plant and wildlife preservation, and recreation.

Pennsylvanians played major roles in the national resource conservation, wilderness preservation and environmental protection movements of the twentieth century. As Pennsylvania moved from an extractive and industrial to a mixed economy, parts of the forests, water, air and wildlife rebounded.

But in the twentieth century, old challenges endured and new threats emerged, both natural and man-made. Chestnut blight, gypsy moths and hungry deer attacked Penn's woods. Leaded gasoline, acid rain, DDT, PCBs and other environmental carcinogens polluted the water and the air, wreaking havoc on creatures great and small. Suburban sprawl tore up and paved over some of the world's richest soils as extractive industries, developers, conservationists, preservationists and others continued their struggle over the meaning and the use of nature's bounty.


Leaded Gas Was a Known Poison the Day It Was Invented

For most of the mid-twentieth century, lead gasoline was considered normal. It wasn’t: lead is a poison, and burning it had dire consequences. But how did it get into gasoline in the first place?

Contenuto relativo

The answer goes back to this day in 1921, when General Motors engineer named Thomas Midgley Jr. told his boss Charles Kettering that he’d discovered a new additive which worked to reduce the “knocking” in car engines. That additive: tetraethyl lead, also called TEL or lead tetraethyl, a highly toxic compound that was discovered in 1854. His discovery continues to have impact that reaches far beyond car owners.

Kettering himself had designed the self-starter a decade before, wrote James Lincoln Kitman for La nazione in 2000, and the knocking was a problem he couldn’t wait to solve. It made cars less efficient and more intimidating to consumers because of the loud noise. But there were other effective anti-knock agents. Kitman writes that Midgley himself said he tried any substance he could find in the search for an antiknock, “from melted butter and camphor to ethyl acetate and aluminum chloride.” The most compelling option was actually ethanol.

But from the perspective of GM, Kitman wrote, ethanol wasn’t an option. It couldn’t be patented and GM couldn’t control its production. And oil companies like Du Pont "hated it," he wrote, perceiving it to be a threat to their control of the internal combustion engine.

TEL filled the same technical function as ethanol, he wrote: it reduced knock by raising the fuel's combustability, what would come to be known as "octane." Unlike ethanol, though, it couldn't be potentially used as a replacement for gasoline, as it had been in some early cars. The drawback: it was a known poison, described in 1922 by a Du Pont executive as "a colorless liquid of sweetish odor, very poisonous if absorbed through the skin, resulting in lead poisoning almost immediately." That statement is important, Kitman wrote: later, major players would deny they knew TEL to be so poisonous.

So in February 1923, a filling station sold the first tank of leaded gasoline. Midgley wasn’t there: he was in bed with severe lead poisoning, writes History.com. The next year, there was serious backlash against leaded gasoline after five workers died from TEL exposure at the Standard Oil Refinery in New Jersey, writes Deborah Blum for Cablato, but still, the gasoline went into general sale later that decade. In 1926, she writes, a public health service report concluded there was “no reason to prohibit the sale of leaded gasoline” so long as workers were protected when they made it. Blum continues:

The task force did look briefly at risks associated with every day exposure by drivers, automobile attendants, gas station operators, and found that it was minimal. The researchers had indeed found lead residues in dusty corners of garages. In addition,  all the drivers tested showed trace amounts of lead in their blood. But a low level of lead could be tolerated, the scientists announced.

That report acknowledged that exposure levels might rise over time. “But, of course, that would be another generation’s problem,” she writes. Those early actions set a precedent that was hard to undo: it wouldn’t be until the mid-1970s that a growing body of evidence about the dangers of leaded gasoline lead the EPA to enter into a years-long legal struggle with gasoline-makers over phasing out leaded gasoline.

The effects of so much lead being burned and forced into the air are still being felt in the United States and other countries where leaded gasoline was—or still is—used.

“Chidren are the first and worst victims of leaded gas because of their immaturity, they are most susceptible to systemic and neurological injury,” wrote Kitman. Research has shown that lead exposure in children is linked to "a whole raft of complications later in life," writes Kevin Drum for Mother Jones, among them lower IQ, hyperactivity, behavioral problems and learning disabilities. A significant body of research links lead exposure in children to violent crime, he writes. Much of that lead is still around in environments that were contaminated by gasoline fumes during the era of unleaded. It's a problem that can't be left for another generation, Drum writes.

A proposito di Kat Eschner

Kat Eschner è una giornalista scientifica e culturale freelance con sede a Toronto.


Timeline: game-changing gas discoveries in the eastern Mediterranean

Massive gas discoveries in the Mediterranean Sea’s Levant Basin have attracted a flood of investment – and no shortage of geopolitical tension. This timeline brings together some of the most important milestones in the development of offshore gas projects in the eastern Mediterranean.

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Unlike the Gulf of Mexico or the North Sea, the Mediterranean Sea has always been better known for stunning climate, cuisine and a booming tourism trade than offshore oil and gas. But as ‘easy oil’ becomes an increasingly rare prospect and as productivity in mature regions such as the North Sea continues to decline, exploration firms are pushing their search for hydrocarbons into deeper waters and in territories that previously hadn’t been considered. In that context, oil and gas resources in the Mediterranean have become more attractive in the last decade, pulling in investment like never before.

“Oil companies have taken great risk, and at great expense, venturing into the deep waters of the south Atlantic and east Africa over the last several years to test unproven plays, with mixed results,” Energean Oil & Gas business development manager Hank David in 2014, extolling the virtues of the Adriatic Sea in particular. “Here is an area of political stability, in the heart of the European market, with abundant new acreage availability.”

While several Mediterranean offshore regions are attracting explorers, it is in the east that some of the biggest hydrocarbon discoveries of the last decade have been made. Huge gas finds in Israeli, Cypriot and Egyptian waters have seen industry eyes swivel to the Levant Basin in the eastern Mediterranean Sea, which, according to a 2010 estimate by the US Geological Survey, could hold as much as 122 trillion cubic feet (tcf) of natural gas in total, equivalent to the reserves of Iraq.

But as much as these discoveries have driven speculation on how gas markets might be changed and what export and energy benefits might accrue for the countries involved, they have also fuelled territorial tension that has, at times, threatened to destabilise a region already riven by conflict.

This timeline brings together some of the most important milestones in the development of offshore gas projects in the eastern Mediterranean.

January 2009: Tamar discovery kicks off gas rush

The discovery of gas at the Tamar field, located in Israeli waters 90km west of the port city of Haifa, brought a new scale to the oil and gas industry in the eastern Mediterranean. The field’s reserve estimates were raised from 3.1tcf before drilling to 5tcf after flow testing of the first appraisal well in February 2009, and then revised up again to 6.3tcf after the second appraisal well was drilled. By the time the field entered full production in 2013, reserves were estimated at 10tcf.

The largest-ever gas find in the eastern Med to that point was also the largest discovery made by operator Noble Energy, which led the project alongside a consortium of Israeli partners, and a new energy dawn for Israel, whose only previous source of offshore gas production was the shallow-water Mari-B field (also operated by Noble Energy). According to Noble, Tamar today supplies 60% of Israeli power generation, underlining the stakes involved in developing hydrocarbons in the region.

August 2010: Lebanon drops Tamar/Leviathan claim, but tension remains

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Territorial disagreements have existed in the eastern Mediterranean for decades, but the gas discoveries at the Tamar and, subsequently, Leviathan fields, has brought them into focus. Israel and Lebanon, in particular, have exchanged sharp words over maritime sovereignty issues.

In August 2010, Lebanon submitted a proposal for the maritime border with Israel, endorsed by the US, which excluded the Tamar and promising Leviathan developments, despite having previously argued that around 30% of the field lay in its territory. That defused the potential for an immediate flare-up between the two countries, but tension remains to this day, with Israel contending earlier this year that an offshore area targeted for exploration by Lebanon falls inside its borders, a move that Lebanese Parliament Speaker Nabih Berri described as “a new attack on Lebanon’s sovereignty”.

December 2010: Leviathan trumps Tamar

As significant as the Tamar find was, it was dwarfed by the subsequent discovery at the Leviathan gas field, 29km south-west of Tamar, less than two years later. According to Noble Energy, which once again spearheaded the exploration and now leads the team developing the project, the field contains 22tcf of recoverable natural gas.

Development of the discovery is ongoing, with the first gas deliveries expected by the end of 2019. Noble has adopted a phased approach for the project’s development, with the first phase set to include four subsea wells, each capable of flowing upwards of 300 million cubic feet per day of gas.

December 2010: Israel and Cyprus agree maritime border

While tensions flared with Lebanon over hydrocarbons in the Levant Basin, by the end of 2010 Israel had hammered out an accord demarcating maritime borders with Cyprus. The deal had naval security implications, and set an official separation of Cypriot and Israeli hydrocarbon reserves Cyprus had already done the same with Egypt and Lebanon in 2003 and 2007, respectively.

Turkey was less pleased with the agreement, considering Cyprus’s border agreements invalid due to the unacknowledged claims of the self-declared Turkish Republic of Northern Cyprus, which is recognised only by Turkey.

December 2011: Cyprus joins the club with Aphrodite discovery

Despite the strong words from Turkey, the maritime border agreement with Israel paved the way for Cyprus to press on with a drilling programme at the Aphrodite gas field in block 12 of its exploratory drilling zone, which it had licenced to – you guessed it – Noble Energy in 2008.

Drilling at block 12 began in September 2011, without incident or provocation from Turkey, and Noble announced the discovery in December of the same year. With an estimated gas reserve of 4.2tcf, the Aphrodite field completed the exploration hat-trick that has earned the company its leading position in the eastern Mediterranean. The company says it is still working with the Cypriot government on a final field development plan, but the most recent proposal, according to Israeli stakeholder Delek Drilling, involves five initial production wells with a combined output of up to 800 million cubic feet per day.

August 2015: Eni’s record-breaking Zohr find

Italian supermajor Eni made huge waves in 2015 with a record-breaking discovery at Zohr field in block 9 of 15 exploration zones that Egypt put up for tender in 2012. With more than 30tcf of potential gas resources, Zohr is thought to be significantly larger than Leviathan and now holds the title of the largest-ever gas discovery in the Mediterranean.

If Zohr’s potential reserves are realised, it will almost double Egypt’s gas reserves and serve as an important lynchpin for the country’s economy and energy system. Egyptian gas production has fluctuated in recent years due to political instability and flagging upstream investment, dipping from net exporter to net importer while domestic energy demand has continued to climb year-on-year. Zohr should bolster the country’s energy security and help entice further offshore investment. Eni reached a final investment decision on Zohr in February 2016, and production from the project’s first phase will start from the end of 2017, Eni has said.

December 2016: Total, Eni, BP ink Egypt exploration deals

December 2016 brought a testament to the Zohr discovery’s ability – along with other discoveries in the West Nile Delta – to draw further investment offshore, with three separate exploration agreements signed between Egypt and Total, BP and a subsidiary of Eni, worth a total of $220m.

All three of these oil giants have looked to expand their presence in the eastern Mediterranean since the Zohr discovery. “In 2016-17 we’re investing more money in Egypt than any country in the world,” said BP chief executive Bob Dudley in February, after BP acquired a 10% stake in the Zohr field from Eni.

February 2017: Noble approves Leviathan Phase I plan

In February this year, nearly seven years after making the discovery Noble Energy approved the $3.75bn first phase of the Leviathan development project. Volatile energy prices, regulatory reform in Israel and drilling issues made the road to a final investment decision a long one for the scheme, which is being reported as Israel’s largest-ever infrastructure project.

The first phase will bring four production wells online, and also involves the construction of subsea pipes to carry the gas, via a processing platform to Israeli and Jordanian customers. Exploratory drilling also continues. Further phases of the project will see Leviathan’s gas transported and sold further afield, with customers being sought in Turkey and Europe.

October 2017: Lebanon completes first offshore licencing round

Lebanon’s long-delayed attempt to get started on exploratory drilling of its own finally came to fruition in January, when a tender for exploration rights was re-launched. That tendering process ended in October, with a consortium comprising Eni, Total and Russian gas firm Novatek the only bidder. The partners offered bids on two blocks.

The fruits of the licencing round were thrown into doubt in early November when Lebanon’s Prime Minister Saad al-Hariri announced his resignation, sparking a political crisis that, at the time of writing, has not been resolved despite Hariri recently agreeing to put his resignation on hold to allow for consultation. Several days after the announcement of the PM’s resignation, Energy and Water Minister Cesar Abi Khalil urged bidding companies to continue technical discussions, in spite of the disruption.


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