Historien om oljeskifferindustrin i USA

Historien om oljeskifferindustrin i USA går tillbaka till 1850-talet; det går längre tillbaka som ett stort företag än petroleumindustrin. Men även om USA innehåller världens största kända resurs av oljeskiffer , har USA inte varit en betydande producent av skifferolja sedan 1861. Det gjordes tre stora tidigare försök att etablera en amerikansk oljeskifferindustri: 1850-talet; under åren under och efter första världskriget ; och på 1970-talet och början av 1980-talet. Varje gång misslyckades oljeskifferindustrin på grund av konkurrens från billigare petroleum .

Från och med 2014 finns det ett antal företag som gör forskning och utveckling på oljeskifferfyndigheter i Colorado och Utah , men det finns ingen kommersiell produktion av olja från skiffer i USA.

USA:s oljeskiffertillgångar

Huvudartikel: Oljeskifferreserver

USA har inte haft en livskraftig oljeskifferindustri på mer än 150 år, men den innehåller den största oljeskifferresursen i världen.

Östliga resurser

Det finns två typer av oljeskiffertillgångar i USA öster om Mississippifloden . Den första är kanelkol , som användes flitigt i Kentucky , Ohio , Pennsylvania och västra Virginia (nu West Virginia ) för att tillverka olja under den första amerikanska oljeskifferboomen, 1854–1861. Kanalkolen har sedan till stor del brutits ut och anses inte längre vara en stor oljeskifferresurs.

Den andra kategorin av östliga oljeskifferresurser är de paleozoiska svarta skifferna , med lägre oljeutbyte, men av mycket större storlek än kanalkolen. Mest uppmärksamhet har givits till skifferna nära Devon och Mississippian , som omväxlande kallas Ohioskiffern, Chattanoogaskiffern, Antrimskiffern och New Albany-skiffern .

Västerländska resurser

Områden med oljeskiffer från Green River Formation, Colorado, Utah och Wyoming (USGS)

Svarta skiffer som liknar de östra skiffrarna är utbredda väster om Mississippifloden. Dessa inkluderar några, som Woodford Shale of Oklahoma , som är nästan stratigrafiska motsvarigheter till devoniska/mississippiska skifferna i östra USA.

Den största oljeskifferresursen i världen finns i Eocene Green River Formation i Colorado, Utah och Wyoming i tre bassänger: Piceance Basin , Green River Basin och Uinta Basin . Green River oljeskiffer har varit i fokus för de flesta ansträngningar under de senaste hundra åren för att etablera en amerikansk oljeskifferindustri.

Green River oljeskiffer är faktiskt en märgel , och vissa bäddar ger upp till 70 liter olja per kort ton skiffer. Uppskattade resurser på plats kan generera 4,2 biljoner fat olja. Även om Piceance-bassängen i västra Colorado har den minsta laterala utsträckningen av Green River-skiffer, innehåller den den största mängden högkvalitativ skiffer. Med en cut-off på 25 gallons per ton har Piceance cirka 352 miljarder fat på plats resurs.

Elko -formationen i nordöstra Nevada är en oljeskiffer, sen eocen till tidig oligocen i ålder. Liksom Green River-formationen innehåller den bäddar avsatta i en sjö. Förkastning och efterföljande erosion har tagit bort det mesta av den ursprungliga omfattningen av fyndigheten, vilket lämnar isolerade kroppar av formationen inom ett område som är cirka 100 miles långt och 30 miles brett i Elko County, Nevada .

Fosforbildningen av permåldern är närvarande i Idaho , Wyoming och Montana. Vissa bäddar visade sig ge mer än 25 liter olja per ton.

1850-talet – kololjetiden

Amerika stod inför en brist på olja – valolja. Trots en stadigt växande flotta av valfångstfartyg kunde den amerikanska valfångstindustrin inte tillfredsställa efterfrågan på lampolja; priset hade stigit avsevärt och landet importerade allt större mängder valolja.

Valolja behövdes som lampolja för belysning. Den brann med en ljus, rökfri låga som inget annat var känt för att matcha. Kemister hade vetat hur man tillverkade olja av kol (kololja) eller terpentin (camphene) i många år, men de brann med sotiga lågor, vilket gjorde dem olämpliga för inomhusbelysning. Den enda livskraftiga konkurrenten till valolja var "brinnande olja", en blandning av kamfen och alkohol, som brann starkt och rökfritt, men som var flyktig och benägen att explodera. Brandförsäkringar tog ut högre premier för byggnader där kamfenbaserad lampolja användes. Staden Lowell, Massachusetts förbjöd lagring av produkter som innehåller kamfen inom 200 yards från alla byggnader i staden.

Den ökande efterfrågan på valolja decimerade valbestånden i mitten av 1800-talet. Antalet fångade valar steg varje år, tills den amerikanska valfångstindustrin producerade ytterligare en rekordmängd valolja 1846, varefter valjakten försämrades. Det ökande antalet valfångstfartyg kompenserade delvis för den lägre fångsten per fartyg varje år, men flottan kunde aldrig mer matcha rekordfångsten 1846. Bristen på valolja fick både priset och importnivån att öka.

När priset på valolja eskalerade försökte forskare skapa en billig, konstgjord olja som skulle brinna med en ljus, rökfri låga, säkrare än "brinnande olja". Två lyckades: den skotske kemisten James Young och den kanadensiske geologen Abraham Gesner . Båda destillerade sina lampoljor från kol eller kolliknande råvaror. James Young gjorde sitt av kol och upptäckte att det kol som gav mest olja var kanelkol. Young ansökte om patent på sin process 1850 och byggde en mycket framgångsrik anläggning i Bathgate, Skottland som tillverkade en lysande olja som han kallade "paraffin", från kanalkolet som bröts i närheten, Boghead-kolet, som gav mer olja än någon av de andra kolen han testade.

År 1853 hade den kanadensiske geologen Abraham Gesner lärt sig att destillera en lampolja av god kvalitet från en sten som kallas "albertite", som hittades i New Brunswick, Kanada. Det var en fråga om tvist om albertit var kol eller härdad petroleum. Gesner flyttade från Halifax, Nova Scotia till New York City i början av 1853, och i mars 1853 cirkulerade han ett prospekt för Asphalt Mining and Kerosene Gas Company. Företaget köpte en tomt i Brooklyn, främst för att tillverka kolgas från albertit importerad från New Brunswick, men prospektet nämnde också att Gesners process också skulle ge 15 gallons per ton "Kerosine, or Burning Fluid." Företaget omorganiserades 1854 som North American Kerosene and Gas Light Company. Samma år fick Gesner patent på sin process för att tillverka en lampolja som han kallade fotogen . Fotogen blev snart den främsta pengarna för Gesners företag.

Kololjan "mani"

Framgångarna med Young och Gesner lockade till sig en flod av imitatörer. The Scientific American noterade att antalet amerikanska företag som tillverkade kololja ökade från tre i slutet av 1857 till 42 eller fler i slutet av 1859. Tidskriften sa att bråttom att etablera kol-oljeverk liknade "en mani". och tillskrev det det amerikanska folkets "häftiga energi".

I mitten av 1850-talet köpte valoljehandlaren Samuel Downer Jr. det nästan konkursslagna United States Chemical-tillverkningsföretaget i Waltham, Massachusetts . Företaget tillverkade smörjolja av kol, men oljan sålde dåligt på grund av sin starka lukt. Med Downers ekonomiska stöd, perfektionerade företaget sitt smörjmedel. Efter att en företagskemist återvänt från ett besök i den skotska oljeskifferregionen, bytte företaget tyngdpunkten till lampolja, som den tillverkade i Waltham, såväl som på en annan fabrik som den byggde i Portland, Maine . Båda verken använde albertit importerad från New Brunswick. I slutet av 1858 hade Downer Company 50 repliker och dominerade kololjeverksamheten i nordost.

Den första amerikanska tillverkaren av skifferolja/kololja som använde icke-importerat kol var Breckinridge Cannel Coal Company, chartrat av den lagstiftande församlingen i Kentucky 1854. 1856 började dess tolv nya retorter i Cloverport, Kentucky producera 600 till 700 US gallons per dag ( 2 . till 2,6 m 3 /d) lampolja varje dag. Företaget hade fördelarna av närhet till stora fyndigheter av kanelkol från Breckinridge-kolfyndigheten i Hancock County, Kentucky, och en plats vid Ohiofloden, vilket gav billig frakt till marknader. Utvinning av skifferolja i kommersiell skala, förutom bearbetning av kanelkol, började vid skifferoljeretorter med användning av devonsk oljeskiffer längs Ohio River Valley 1857.

Tillverkarna av skifferolja följde två geografiska mönster: placera retorterna nära kunderna eller nära oljeskiffern.

Det första mönstret var att placera retorterna på eller nära en stor marknad längs östkusten och använda skiffer eller kol som fraktades långa sträckor, vanligtvis importerat från New Brunswick eller Skottland. Tillverkare av skifferolja etablerade sig längs nordöstra och mellanatlantiska kusten från Portland, Maine, till Baltimore. New York hade minst fjorton skifferoljebolag och Boston sju.

Det andra mönstret var att lokalisera retorterna nära oljeskiffern, och endast skicka produkten långa sträckor. Oljeskifferindustrin i Ohio River Valley följde denna modell. Minst 25 tillverkare av skifferolja sätter upp retorter längs Ohiofloden och dess farbara bifloder från Pittsburg i öster till St. Louis (vid Mississippifloden) i väster. Stora kol-olja centra var Pittsburg, med fyra kol-olja företag; Cincinnati, med tre; och Kanawha , Virginia (nu West Virginia), med sex företag. Kentucky hade sex kol-oljetillverkare.

I början av 1860 fanns det mellan 60 och 75 skifferoljeföretag i USA, som producerade från sju till nio miljoner liter årligen av lamp- och smörjolja. Lampolja från skiffer var enligt uppgift mycket förbättrad och fri från sina tidiga problem med rök och lukt. Det hyllades som att det gav "mer och billigare ljus än något annat ämne" och drev de terpentinbaserade (camphene) lampoljorna, såväl som den mycket dyrare valoljan, från marknaden.

Kololjeindustrin är förstörd av billig petroleum

Idag är oljeskiffer en "okonventionell" energikälla, och borrning efter råolja är normen. Men i slutet av 1850-talet var de ståndpunkterna omvända. År 1859, när några riskkapitalister anställde Edwin Drake för att borra efter olja i västra Pennsylvania, var oljeskifferindustrin väletablerad, och det var idén om att borra efter råolja som var obevisad.

Petroleumdestillation hade pågått i USA i liten skala sedan 1851, när salttillverkaren Samuel Kier i Pittsburgh, Pennsylvania började ta petroleum som försmutsade hans saltbrunnar och destillerade det i en fem-liters destillation till lampolja som han sålde. till kolgruvarbetare. Kier patenterade aldrig sin destillationsprocess, och produktionen begränsades av det lilla utbudet av petroleum som sipprade in i hans saltbrunnar.

Den 28 augusti 1859 upptäckte Edwin Drake olja i en brunn 70 fot djup längs Oil Creek, söder om Titusville, Pennsylvania . Brunnen gjorde bara 12 till 20 fat per dag, men upptäckten startade en boom i oljeborrning upp och ner för Oil Creek, och sedan hela Ohiodalen, till Ohio, Kentucky och Virginia, samma område där många skifferolja repliker lokaliserades. År 1861 drev petroleumflödet ut på marknaden priset ner till 0,52 USD per fat, och lampoljeraffinaderierna gick över till petroleum som en mycket billigare råvara. Raffinering av petroleum hade den ytterligare fördelen att processen inte var patenterad, vilket gjorde det möjligt för raffinaderier att producera lampolja utan att betala royalties. De befintliga skifferoljeraffinaderierna tvingades av prissänkande konkurrens att anpassa sin verksamhet till att använda petroleum istället, och den amerikanska oljeskifferindustrin, som blomstrade bara föregående år, övergavs plötsligt. Billiga petroleumpriser hade drivit oljeskiffern i konkurs.

Första världskriget och törsten efter bensin

Nettoimporten av olja (import minus export) till USA steg kraftigt 1919 och 1920, men sjönk tillbaka 1922
Priset på petroleum i USA steg snabbt 1916 till 1920, men sjönk tillbaka 1921.

Första världskriget satte en belastning på USA:s och världens oljeförsörjning, men även efter kriget fortsatte petroleumkonsumtionen att öka snabbt, eftersom amerikaner köpte rekordmånga bilar. Trots en stadigt växande inhemsk petroleumproduktion kunde den amerikanska oljeindustrin inte tillgodose den snabbt växande efterfrågan, särskilt på bensin, och landet var tvungen att importera ökande mängder olja, vilket höjde priserna och orsakade utbredda spekulationer om att petroleum snart skulle vara slut.

Amerika fick snabbt slut på petroleum och in i ett permanent tillstånd av energibrist – eller åtminstone sa många experter det.

"... produktionstoppen kommer snart att passeras, möjligen inom 3 år. ... Det finns många välinformerade geologer och ingenjörer som tror att toppen i produktionen av naturlig petroleum i detta land kommer att nås 1921 och som presenterar imponerande bevis för att det kan komma till och med före 1920."
- David White, chefsgeolog, United States Geological Survey (1919) "
Den genomsnittliga medelålders mannen i dag kommer att leva för att se den virtuella uttömningen av världens tillgång på olja från brunnar," -
Victor C. Anderson, president för Colorado School of Mines (1921)

Det genomsnittliga priset på råolja i USA mer än tredubblades och gick från 0,64 dollar per fat 1915 till 2,01 dollar 1920. Den inhemska oljeproduktionen växte, men släpade längre efter konsumtionen, och nettoimporten av råolja till USA steg kraftigt, från 18 miljoner fat 1915 till 106 miljoner fat 1920.

Nationens största oljeskiffertillgång, Green River Formation , upptäcktes av misstag 1874. Att bäddar av Green River-formationen kunde ge olja vid uppvärmning hade varit känt i flera år, men publiceringen 1914 av US Geological Survey Bulletin 581, "Oil- Skiffer i nordvästra Colorado och nordöstra Utah" väckte den enorma storleken på resursen till allmänhetens uppmärksamhet.

Bekymrad över att en kommande oljesvält skulle kunna stranda den amerikanska flottan, skapade president Taft 1912 de första tre Naval Oil Reserves, stora federala områden som troddes ha oljefyndigheter (två i Kalifornien och en i Wyoming), som inte skulle utnyttjas om inte marinen kunde inte längre köpa olja från andra källor. Med tanke på den förväntade betydelsen av oljeskiffer inom en snar framtid, etablerade president Woodrow Wilson 1916 två Naval Oil Shale Reserves, stora delar av prima oljeskiffer som hölls från att övergå till privat ägo. Oil Shale Reserve 1 (26 406 acres) låg i Garfield County, Colorado , åtta miles väster om staden Rifle . Oil Shale Reserve 2 (88 890 acres) fanns i Carbon och Uintah counties, Utah. Oil Shale Reserve 3 (20 171 acres), i Colorado, lades till senare.

Den första västerländska oljeskifferboomen

"den potentiella industrin har lidit mycket skada av den falska promotorn och hans falska företag."

Attraherade av stigande oljepriser och löftet om en permanent brist på petroleum, svärmade oljeskifferprospektörer över Piceance- och Uinta-bassängerna i Colorado och Utah. Några etablerade oljebolag anslöt sig till rusningen, men omkring 100 nya företag bildades för att bryta och bearbeta oljeskiffer, och, inte för övrigt, för att sälja aktier. Många av dem byggde retorter för att utvinna skifferoljan.

Många av de nya företagen var legitima, men de ärliga fick konkurrera med skurkarnas överdrivna löften. Oljeskifferbearbetning över hela världen har alltid inkluderat en retort för att producera olja genom att värma skiffern, och en separat raffineringsprocess för att göra säljbara produkter av oljan. Men vissa initiativtagare hävdade att de kunde dra bensin och andra konsumentprodukter direkt från repliken. En huckster lovade att han kunde utvinna guld från oljeskiffern som en biprodukt. US Bureau of Mines var tvungen att göra allt för att försäkra allmänheten om att de inte kunde upptäcka återvinningsbara mängder guld i någon oljeskiffer.

I början av högkonjunkturen 1915 var olja och oljeskiffer fortfarande lokaliseringsbara mineraler enligt General Mining Act från 1872 . Vilken som helst amerikansk medborgare kan göra anspråk på att reservera mineralrättigheterna över 160 tunnland oljeskifferland. Kongressen ändrade situationen när den antog Mineral Leasing Act från 1920 , som förklarade att olja och oljeskiffer inte längre var lokaliseringsbara mineraler, utan istället måste rättigheterna att bryta dem hyras av den federala regeringen.

I september 1920, av de många oljeskifferföretag som främjades, var ingen ännu i kommersiell skala, även om fem sades vara nära. Av de fem fanns en anläggning nära Dragon, Utah, en vid Salt Lake, två i Elko, Nevada, en i Denver och en i Dillon, Montana . Anläggningen i Dillon bröt oljeskiffer från Phosphoria Formation , Perm i ålder. Den amerikanska Continuous Retort-anläggningen i Denver tog emot testpartier från västra Colorado, och så långt bort som Texas och Kentucky, till stor del på grund av ägarens påstående att han kunde återvinna guld och platina från skiffern, tillsammans med oljan.

Catlin oljeskiffer-retorter, Elko, Nevada, 1922

Första försöket att producera olja från de västerländska fyndigheterna gjordes av gruvingenjör Robert Catlin. Catlin blev fascinerad av oljeskiffer och köpte 1890 en tomt nära Elko Nevada som var underliggande av oljeskiffer från Elko-formationen. När oljepriset började stiga 1915 grävde han ner ett gruvschakt i skiffern som gav bäst avkastning, byggde en bank av retorter och ett litet raffinaderi och började producera olja. Han förädlade oljan till bensin och smörjolja, men produkterna sades vara av låg kvalitet. 1917 införlivade han Catlin Shale Products Company. Catlins anläggning i Elko producerade cirka 12 000 fat (1 900 m 3 ) olja från skiffer innan han stängde den 1924. Catlin Shale Products Company upplöstes 1930. Av de hundratals företag som bildades för att producera skifferolja under efterkrigstidens högkonjunktur, endast Carlin's hade faktiskt gjort det i kommersiell skala och marknadsfört produkten.

De första försöken att exploatera insättningen av Green River Formation gjordes genom etableringen av The Oil Shale Mining Company 1916. 1917 reste de den första kommersiella repliken i spetsen för Dry Creek, nära De Beque, Colorado . Men även dessa försök misslyckades och 1926 hade företaget förlorat sin egendom. Dessutom startade företag som Cities Service , Standard Oil of California , Texaco och Union sin oljeskifferverksamhet 1918–1920. Åren 1915–1920 bildades cirka 200 företag för att exploatera oljeskiffer och minst 25 processer för retortering av skifferolja nådde pilotanläggningsstadiet.

Även om det mesta av uppmärksamheten hade flyttats till oljeskiffern från Green River-formationen i Colorado och Utah, försökte ett antal företag också utveckla de östra devonskifferna, mestadels New Albany Shale i Kentucky och Indiana. Även om de östra skifferna hade ett lägre oljeutbyte än de västra skifferna, hade de fördelarna av bättre infrastruktur, riklig vattenförsörjning och närhet till marknader. I början av 1923 rapporterades en replik göra testkörningar på lokal Sunbury Shale i Pike County, Ohio , och en annan oljeskifferretort i södra Ohio planerades.

Skifferoljeverksamheten är förstörd av billig petroleum

Det höga petroleumpriset uppmuntrade intensifierad prospektering i USA och på andra håll, och resulterade så småningom i upptäckten av stora nya petroleumfyndigheter. Amerikansk oljeproduktion ökade i början av 1920-talet, särskilt i norra Texas och Los Angeles Basin i Kalifornien, vilket drev ner både importen och oljepriset. Ett fat olja i Midcontinent-regionen förlorade nästan två tredjedelar av sitt värde, och föll från 3,50 USD i början av 1921 till 1,25 USD vid årets slut. Importerad olja nådde en topp på 127 miljoner fat 1923, och sjönk sedan med mer än hälften till 62 miljoner 1925.

Fallet i oljepriset och den ökade produktionen från nya fält lade en dämpare på spekulationerna om att USA var på väg att få slut på olja. Oljeskiffer kunde inte ekonomiskt konkurrera med petroleum prissatt under 2 USD per fat, särskilt med tanke på att de produktiva skifferområdena var långt ifrån stora petroleummarknader. Billiga petroleumpriser hade drivit oljeskiffern i konkurs.

Mellan bommarna

Vissa företag fortsatte att arbeta på bättre sätt att bearbeta oljeskiffer. En av tekniska landvinningar före andra världskriget var uppfinningen av NTU-retorten . 1925 byggde NTU Company en testanläggning vid Sherman Cut nära Casmalia, Kalifornien . 1925–1929 testades repliken också av United States Bureau of Mines i deras oljeskifferexperimentstation vid Anvil Point i Rifle, Colorado.

Oron för långsiktiga oljeförsörjningar under andra världskriget hade fått kongressen 1944 att godkänna programmet för syntetiska flytande bränslen med målet att etablera en försörjning av flytande bränsle från inhemsk oljeskiffer. Det finansierade oljeskifferstudier av US Bureau of Mines. Bureau of Mines byggde en testanläggning vid Anvil Points på Naval Oil Shale Reserve 1, för att testa metoder för att bryta, krossa och återställa Green Rivers oljeskiffer. Det började utveckla gasförbränningsretortprocessen . 1943 Mobil Oil en pilotanläggning för utvinning av skifferolja och 1944 byggde Union en experimentell oljeskifferretort. År 1945 började Texaco studier av raffinering av skifferolja.

1951 blev USA:s försvarsdepartement intresserad av oljeskiffer som en alternativ resurs för att producera ett flygbränsle. United States Bureau of Mines fortsatte sitt forskningsprogram vid Anvil Point fram till 1956. Det öppnade en demonstrationsgruva som fungerade i liten skala. Från 1949 till 1955 testade den också gasförbränningsretorten. Programmet avslutades 1956. 1964 hyrdes Avril Points demonstrationsanläggning av Colorado School of Mines och användes av Mobil-ledda konsortium (Mobil, Humble , Continental , Amoco , Phillips och Sinclair ) för vidareutveckling av den typen av replik. 1953 utvecklade Sinclair Oil Corporation en in-situ bearbetningsmetod med användning av befintliga och inducerade sprickor mellan vertikala brunnar. På 1960-talet föreslogs ett förslag som kallas Project Bronco, för en modifierad in situ -process som involverade skapandet av en bråteskorsten (en zon i klippformationen skapad genom att bryta klippan i fragment) med hjälp av ett kärnsprängämne . Denna plan övergavs av Atomic Energy Commission 1968. Företag som utvecklade experimentella in-situ retortprocesser inkluderar även Equity Oil, ARCO , Shell Oil och Laramie Energy Technology Center.

På 1940-talet ägde företag som Chevron och Texaco betydande oljeskifferområden. Ett antal oljebolag började forska om metoder för att bryta och bearbeta oljeskiffern. I motsats till högkonjunkturen på 1920-talet, där hundratals små startup-företag verkade med aktieförsäljning, var skifferforskningen efter andra världskriget en välfinansierad, långsiktig insats av etablerade oljebolag. Sinclair Oil började testa en in-situ förbränningsprocess för att återvinna skifferolja på 1950-talet. Union Oil Company of California byggde och testade sin egenutvecklade Union-process med en retort på 1 200 ton per dag vid sin egendom i Parachute Creek nära Grand Valley, Colorado 1957 och 1958. Denna teknik testades mellan 1954 och 1958 på det företagsägda området. i Fallskärmsbäcken. Denna produktion lades slutligen ner 1961 på grund av kostnader. 1957 byggde Texaco en pilotanläggning för utvinning av skifferolja för att utveckla sin egen hydroretortprocess . I början av 1960-talet TOSCO (The Oil Shale Corporation) en underjordisk gruva och byggde en experimentanläggning nära Parachute, Colorado . Den stängdes 1972 eftersom produktionspriset översteg kostnaden för importerad råolja . Den federala regeringen erbjöd för arrende tre stora block av oljeskiffermark i Colorado 1968, men avvisade alla inkomna bud som otillräckliga.

1970-talet - energikrisen

Oljeimporten till USA steg snabbt i mitten av 1970-talet
Pris per fat råolja importerad till USA i konstant (inflationsjusterad till januari 2015) dollar, 1974-1988 (USEIA-data)

Amerika stod inför en brist på olja. Ett sammanflöde av faktorer kombinerade för att skapa vad som kallades 1970-talets energikris . Amerikansk råoljeproduktion minskade efter att ha nått sin topp 1970, och landet var tvungen att importera ökande mängder petroleum. USA:s naturgasproduktion minskade efter att ha nått en topp 1971. En blomstrande världsekonomi förvandlade köparens marknad för olja i slutet av 1960-talet till en säljares marknad i början av 1970-talet. OPEC utnyttjade den strama marknaden för att pressa oljebolagen att betala högre priser. 1973 slutade vissa arabländer att frakta olja till nationer som stödde Israel, inklusive USA. De plötsliga förändringarna i oljepris och utbud inträffade vid en tidpunkt då federala priskontroller gjorde det svårt för den amerikanska ekonomin att anpassa sig till nya marknadsförhållanden. Tilldelningar av knappt bensin kontrollerades av den federala "energitsaren". Bensinstationerna fick slut på produkten och förarna väntade i blocklånga köer för att fylla sina tankar.

Amerika fick snabbt slut på olja och in i ett permanent tillstånd av energibrist, eller åtminstone sa många experter det. Geologen King Hubbert hade framgångsrikt förutspått det ungefärliga året för toppen i amerikansk produktion, och hans modell förutspådde en fortsatt och brantare nedgång i amerikansk oljeproduktion. Den mycket inflytelserika rapporten från Club of Rome från 1972 Limits to Growth förutspådde att världen gick in i en era av alltmer knappa mineraltillgångar. [ citat behövs ]

Den federala regeringen svarade med många initiativ, varav ett var att uppmuntra inhemsk oljeskifferproduktion genom att arrendera stora delar av oljeskiffermark i Colorado och Utah.

Den nya oljeskifferbommen

United States Navy och Office of Naval Petroleum and Oil Shale Reserves startade utvärderingar av oljeskiffers lämplighet för militära bränslen, såsom jetbränslen , marina bränslen och en tung eldningsolja . Skifferoljebaserat JP-4 jetbränsle producerades fram till början av 1990-talet, då det ersattes med fotogenbaserad JP-8. Sjutton företag ledda av Standard Oil i Ohio bildade Paraho Development Corporation för att utveckla Paraho-processen . Produktionen startade 1974 men stängdes 1978. 1974 USA:s inrikesdepartement ett program för leasing av oljeskiffer i oljeskifferregionerna Colorado och Utah . 1980 grundades Synthetic Fuels Corporation som verkade fram till 1985.

1972 utfördes det första modifierade in situ oljeskifferexperimentet i USA av Occidental Petroleum i Logan Wash, Colorado. Rio Blanco Oil Shale Company , ett partnerskap mellan Gulf Oil och Standard Oil of Indiana , övervägde ursprungligen att använda Lurgi-Ruhrgas ovanjordsretort men 1977 bytte också till den modifierade in-situ -processen. 1985 upphörde företaget med sin verksamhet. White River Shale Corporation, ett partnerskap mellan Sun Oil , Phillips och Sohio , existerade mellan 1974 och 1986 för att utveckla området i Uintah Basin på White River- området.

1977 avbröt Superior Oil Company sitt Meeker-skifferoljeprojekt. År senare lämnade Ashland , Cleveland Cliffs Company och Sohio Colony Shale Oil Project nära Parachute, Colorado . Shell lämnade också Colony-projektet men fortsatte med in-situ test.

År 1970 uppskattade Bureau of Mines att skifferolja skulle kosta 2,71 USD per fat före vinst och skatt.

Koloniens oljeskifferplats 1973.

TOSCO (som står för T he Oil Shale Co rporation) utvecklade sin egen retortprocess och bildade 1963 Colony Development Co. för att bygga och testa en 1 000 ton per dag bearbetningsanläggning på Parachute Creek, på en 22 kvadratkilometer område av oljeskiffer. Colony Development var ett konsortium av TOSCO, Cleveland-Cliffs Iron Co. och Standard Oil of Ohio ( SOHIO ). Kolonifabriken började byggas 1965.

Engineering Development, Inc. hyrde Naval Oil Shale Reserve 1 vid Anvil Points 1972 och bildade Paraho Development Corporation 1973 som ett konsortium av 17 energiföretag, bland dem Chevron och Texaco . Företaget baserade sina planer på sin egen Paraho process retortteknologi, som uppnådde en oljeutvinning på mer än 90 procent. Förutom Anvil Points leasing, arrenderade Paraho en del oljeskifferareal i Utah, men gjorde inget arbete på Utahs fastigheter. Företaget producerade mer än 100 000 fat skifferolja vid Anvil Points i slutet av 1970-talet.

Sunoco och Phillips Petroleum lämnade gemensamt in det vinnande budet på USD 76 miljoner på den 5 120 hektar stora Federal Tract Ua i Utah, och bildade White River Shale Oil Corporation för att driva projektet. SOHIO köpte in sig i White River Corporation, och 1975 vann partnerna hyreskontraktet på den intilliggande 5 120 hektar stora Ub-kanalen med ett bud på 45 miljoner USD. Företaget planerade att producera 100 000 fat skifferolja per dag genom underjordisk gruvdrift och ytretorter, men båda hyresavtalen upphävdes från 1976 och 1980 på grund av miljö- och markrättsproblem, vilket stoppade all utveckling.

Gulf Oil och Chevron Corporation bildade Rio Blanco Oil Shale Company 1974 som ett 50:50-partnerskap för att komma in i oljeskifferverksamheten. Samma år vann Rio Blanco ett hyreskontrakt på den första BLM-kanalen som ställdes ut för konkurrensutsättning, med ett vinnande bud på 210,3 miljoner USD. Tract Ca täckte 5 100 tunnland, cirka åtta kvadratkilometer. Rio Blanco hade planerat att bryta oljeskiffer från ett dagbrott, men ville att BLM skulle göra ytterligare mark tillgänglig för bortskaffande av överbelastningen, vilket BLM avböjde. Företaget vände sig till in situ gruvdrift . Underjordisk förbränning startade 1980. Ytterligare två bränningar påbörjades 1981, och företaget återvann cirka 25 000 fat olja tills en vattenpump gick sönder, och grundvattnet släckte alla tre underjordiska brännskadorna i förtid 1984.

1976, ett konsortium av TOSCO, Shell Oil , Atlantic Richfield Company och Ashland Oil , hyrde av den federala regeringen 5 000-acre Tract Cb, som ligger mellan Rifle, Meeker och Rangely. Företaget lade ner ett gruvschakt 2 000 fot, från vilket de planerade att driva ett nätverk av tunnlar horisontellt, och bryta med konventionella rum-och-pelare. ARCO och TOSCO drog sig ur samriskföretaget Tract Cb och lämnade Shell och Ashland. 1977 sålde Shell sin del till Occidental, och Ashland sålde senare ut det som då var känt som Cathedral Bluffs-projektet till Tenneco . Occidental Petroleum Corporation hade börjat producera skifferolja med in situ -metoder vid sitt testområde nära Debeque, Colorado . Nöjd med resultaten i testskala skrotade Oxy planerna för konventionell gruvdrift vid Cathedral Bluffs till förmån för dess in situ -process, där de skulle driva ut ett nätverk av tunnlar från gruvschaktet, bryta oljeskiffern med sprängämnen och producera olja under jord genom kontrollerad förbränning. Skifferoljan skulle sedan pumpas upp till ytan. Den beräknade återvinningen var 1,2 miljarder fat under projektets livslängd.

Chevron och Conoco gick med 1981 för att starta Clear Creek-projektet, norr om Debeque. Planen var att producera skifferolja genom underjordsbrytning och ytretortering. Partnerna pilottestade retortdesigner vid Chevron-raffinaderiet utanför Salt Lake City .

Redan stora oljebolag som gick in i oljeskifferverksamheten upptäckte att deras potentiella reserver ökade enormt. Union Oils skifferfastighet lovade att öka företagets oljeproduktion med 50 % över en natt och bibehålla produktionen på den nivån i 40 år. Men allteftersom projekten utvecklades, fann företagen sig med mångmiljardsatsningar på oljeskifferns ekonomiska bärkraft, och några letade efter partners för att sprida risken; några sålde helt slut.

Colony Oil Shale Project bytte ägare ett antal gånger, tills den enda ursprungliga ägaren kvar var TOSCO med 40%. Resten ägdes av Exxon. Partnerna planerade ett projekt på 5 miljarder USD för att bryta och bearbeta oljeskiffer.

Black Sunday och den amerikanska skifferoljeindustrins bortgång 1982-1991

Schakthuset i det tidigare Occidental-Tenneco Cathedral Bluffs-projektet revs 2002 (BLM)

Återigen föll oljeskiffern offer för lägre petroleumpriser. Oljepriset började sjunka 1981, och med början i slutet av 1981, en efter en, vek oljeskifferspelarna på sina miljardsatsningar, tog sina förluster och stoppade ansträngningarna för kommersiell produktion.

I december 1981 meddelade Occidental Petroleum och Tenneco att de avbröt arbetet med Cathedral Bluffs-projektet och avskeda hundratals anställda. Bolaget nämnde stigande byggkostnader och fallande oljepriser som skäl. Med ekonomiskt stöd från regeringens Synthetic Fuels Corporation 1983 reviderade företaget Cathedral Bluffs sin plan och ansökte om ett kontrakt med Synthetic Fuels Corporation för att sälja den 14 100 fat skifferolja per dag, producerad av gruvor i rum och pelare och yta replik. Men förhandlingarna drog ut på tiden och Synthetic Fuels Corporation definansierades av Reagan-administrationen 1985. Pumpning och underhåll av schaktet avbröts 1991 och schakthuset revs 2002. Projektet hade inte producerat någon olja.

Det datum som vanligtvis nämns som slutet på oljeskifferboomen är söndagen den 2 maj 1982, lokalt känd som "Black Sunday", när Exxon meddelade att man stänger sitt Colony Oil Shale-projekt och säger upp mer än 2 200 arbetare. Projektet, med en slutlig prislapp på 5 miljarder USD, hade kostat sina ägare mer än 1 miljard USD när de slutade. Ingen kommersiell skifferolja hade producerats.

Alla städer i närheten led ekonomiskt. Gemenskapen Battlement Mesa , byggd för att hysa de nu uppsagda anställda i oljeskifferprojektet Colony, blev en omedelbar spökstad. Men samhället räddades från att försvinna när dess fastigheter marknadsfördes som äldreboenden på Colorados soliga västra sluttning och till ett fyndpris. Tillräckligt många pensionärer utnyttjade oljeskifferbysten för att vända staden på bara några år.

Av försöken att öppna oljeskifferverksamhet i kommersiell skala fortsatte bara Union Oil-projektet. Union Oil fortsatte att spendera 1,2 miljarder dollar och skeppade sitt första fat olja 1986. Anläggningen gjorde 5 000 till 7 000 fat per dag vid toppproduktion, med hjälp av en federal subvention. 1986 undertecknade president Ronald Reagan lagen Consolidated Omnibus Budget Reconciliation Act från 1985 som bland annat avskaffade USA:s Synthetic Liquid Fuels Program . Union böjde sig till slut för fortsatt låga oljepriser och avslutade projektet 1991, snarare än att slutföra projektet på 2 miljarder USD.

Under flera decennier hade några av världens största oljebolag (Amoco, Arco, Chevron, Exxon, Gulf, Phillips, Shell, Sohio, Sunoco, Texaco, Union Oil) spenderat miljarder dollar för att starta en oljeskifferindustri i Green River Formation, världens största oljeskiffertillgång. Men i slutändan drev billiga petroleumpriser bort oljeskiffern. [ citat behövs ]

Oljeskiffer på 2000-talet

Även efter oljeskifferbusten höll vissa företag ut. Shell Oil fortsatte att testa in situ- metoder och startade 1997 ett fälttest av Shell in situ-konverteringsprocessen . [ citat behövs ] Under 2016 testade Shell framgångsrikt sin in situ-process i Jordanien och sprang senare ut tekniken för att skapa Salamander Solutions .

Ett utvecklingsprogram för oljeskiffer initierades 2003. Energy Policy Act från 2005 gav energidepartementet och inrikesdepartementet i uppdrag att påbörja ett program för uthyrning av federal mark för kommersiell oljeskifferproduktion. BLM hade redan föreslagit ett stegvis tillvägagångssätt, som skulle göra det möjligt för företag att bedriva forskning och utveckling, följt av ett demonstrationsprojekt på ett arrendeområde på 160 tunnland, innan det expanderade till produktion i kommersiell skala på ett område på upp till 4 960 tunnland intill den ursprungliga 160 tunnland, för en total arrenderad yta av 5 120 tunnland eller 8 kvadratkilometer. [ citat behövs ]

2005 begärde regeringen nomineringar för att hyra federal mark för oljeskifferforskning, utveckling och demonstrationsprojekt (RD&D), och under 2006 och 2007 utfärdade sex hyresavtal: fem i Colorado och ett i Utah. Alla hyresavtal i Colorado skulle testa processer på plats; Utah-arrendet var att testa underjordisk skifferbrytning med ytretorter. Shell Oil vann tre av hyreskontrakten, för att testa tre olika metoder, alla i Rio Blanco County, Colorado ; två av projekten skulle också återvinna natriummineralet nahcolit . Chevron och EGL Resources vann varsin hyreskontrakt i Rio Blanco County. Hyresavtalet i Vernal County, Utah vann Enefit American Oil . Under 2008 avslutade BLM en programmatisk miljökonsekvensbeskrivning (PEIS) för FUD-projekten.

Under 2010 valde BLM ut tre ansökningar om FUD-leasing för vidare övervägande: två i Rio Blanco County, Colorado, och en i Vernal och Uintahs län, Utah. Colorado-hyresbuden kom från ExxonMobil och Aura Source; Utah-budet var från Natural Soda Holdings. Inga hyreskontrakt tilldelades och de är under behandling [ när? ] resultat av en ny programmatisk miljökonsekvensbeskrivning beställd av Obama-administrationen. [ citat behövs ]

2011 stoppade Obama-administrationen ytterligare nomineringar för leasing av oljeskiffer tills PEIS är klar, och för att tillåta en granskning av regeringen för att säkerställa att leasingvillkoren inte är ekonomiskt snedställda till förmån för oljebolagen. [ citat behövs ] Från och med januari 2015 har den nya PEIS inte utfärdats. [ citat behövs ]

Chevron stängde sitt Chevron CRUSH -projekt 2012 och Shell avslutade sitt mahognyforskningsprojekt 2013.

Bibliografi

Hämtad från " https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=History_of_the_oil_shale_industry_in_the_United_States&oldid=1136336328 "