El futuro de la fuente de aceite del mundo - llenar el acoplamiento que falta
Si deseamos un cuadro de la capacidad probable de la producción petrolífera en años que vienen, conseguir la derecha de la tarifa de la declinación es crítico - por lo menos entender el potencial subterráneo. Por supuesto, la tarifa de la declinación no trata los factores importantes sobre la tierra - extendiéndose de geopolitics a las decisiones de la inversión que también afectará la producción futura.
Aunque las tarifas de la declinación para los campos individuales pueden ser comprobadas, una vista de la tarifa global de la declinación ha faltado notablemente en el pasado. La ausencia de un análisis definitivo, comprensivo de las tarifas de la declinación ha generado mucha especulación y una gama de estimaciones extensamente que variaban.
La asunción que la producción de campos existentes está declinando rápidamente - 8 por ciento o son más el cuadro uno oyen a menudo - ha contribuido a pesimista, opiniones del "aceite máximo" sobre el futuro.
En un esfuerzo de encontrar ese acoplamiento que falta y de contestar a la pregunta sobre la tarifa global de la declinación, los asociados de la investigación en materias energéticas de Cambridge (CERA) lanzaron un proyecto de investigación detallado, profundizado que culminó en nuestro nuevo estudio - encontrar los números críticos: ¿Cuáles son las tarifas verdaderas de la declinación para la producción petrolífera global?
Para hacer la investigación, CERA emprendió un análisis substantivo que dibujaba en la base de datos más extensa de la producción del campo del mundo, desarrollado y mantenido por IHS, que incluye diez de millares de campos.
El modem particular usado en el estudio cubre las características de la producción de 811 campos separados. Éstos son los productores más grandes. Combinados juntos, estos campos explican sobre 60 por ciento de la producción petrolífera convencional actual del mundo y la mitad del total probada más reservas probables.
El análisis de CERA demuestra la tarifa global agregada de la declinación para ser 4.5 por ciento, más bien que ése citó a menudo 8 por ciento. Esto que encuentra proporciona la ayuda adicional para la opinión de CERA 's que la capacidad de la producción petrolífera, por lo menos en términos del recurso físico, puede crecer bastantes durante la década próxima para resolver el aumento anticipado en demanda.
El pronóstico de cuánto producirán los yacimientos de petróleo existentes en el futuro es desafiador porque la cantidad que se puede producir de un campo en cualquier año dado varía en un cierto plazo (véase la figura, "el perfil de la producción del yacimiento de petróleo"). La producción se levanta típicamente durante los años de un campo. Ésta es la fase de la acumulación, que dura del inicio de la producción hasta que el campo alcanza 80 por ciento de su producción potencial máxima. Después de la acumulación, un campo entra la fase de la meseta, cuando está continuando produciendo en 80 por ciento o más de su potencial máximo.
Un campo entonces alcanza la fase de la declinación, que los últimos de la producción del tiempo primero caen debajo de 80 por ciento del máximo hasta, después de un número de años, declinaciones de la producción bajo a un bastante nivel que el campo es un económico no más largo.
El perfil de la producción de un campo individual es determinado por dos cosas - la física inherente del depósito y las estrategias de inversión de los operadores. Los campos de diversos tamaños tienden para tener diversos perfiles de la producción. Los campos grandes - definidos en el estudio de CERA como ésos con más de 300 millones de barriles originalmente de las actuales reservas - se acumulan típicamente sobre un promedio de seis años, producen en la meseta por siete años y declinan en el promedio por más de 20 años.
Por el contrario, los campos pequeños - esos con menos de 300 millones de barriles de reservas originales - se acumulan sobre un promedio de tres años, producen en la meseta por cinco años y declinan en excedente del promedio más de 14 años.
La producción futura de campos existentes depende encendido donde a lo largo del espectro - de la acumulación a la meseta a declinar - están los campos del mundo en agregado. Así, la tarifa global de la declinación está en el centro de cualquier estimación sobre cuánto aceite nuevo se deba descubrir y traer en línea en el futuro para substituir la capacidad perdida con la declinación en la producción de campos existentes, tan bien como al crecimiento anticipado reunión de la demanda.
Una diferencia pequeña en asunciones sobre la tarifa de la declinación puede diferenciar enorme en proyecciones sobre cuánto nueva producción petrolífera será necesitada en el futuro. Por ejemplo, la diferencia entre si se asume que una tarifa global de la declinación de 10 por ciento, en comparación con una tarifa de 5 por ciento, traduce a un oscilación en el cual el mundo necesitaría descubrir y traer en línea a 18.5 millones de más barriles adicionales de aceite por día por el año 2017 - una cantidad igual a casi un cuarto de producción petrolífera total hoy.
Fuera de los 811 campos analizados en el estudio de CERA, 400 son grandes (más de 300 millones de barriles de originalmente probar-ma 's reservas probables) y el resto, pequeño (menos de 300 millones de barriles de originalmente probar-ma 's reservas probables). Pueden ser analizados en dos grupos: 375 campos siguen siendo en las fases de la acumulación o de la meseta, con 436 de la fase de la declinación.
Cuando el equipo de CERA analizaba la producción reciente tiende en su base de datos, él encontró que la tarifa global agregada de la declinación para los campos en la producción es actualmente aproximadamente 4.5 por ciento por año. Esto es lejos más bajo que la figura de 8 por ciento usada por muchos estudios. Una razón de esta diferencia, concluimos, somos que algunos analistas se centran solamente en los campos que están en la declinación, no considerando la producción de los muchos campos en el mundo que siguen siendo en su fase de la acumulación o de la meseta.
En la base de datos, 46 por ciento de los 811 campos están en la acumulación o la meseta. Más importantemente, estos campos explican 59 por ciento de la producción actual y 63 por ciento de las reservas representadas por el modem usado en el estudio. Solamente 41 por ciento de producción son de los campos en el modem que son en la fase de la declinación de sus vidas de la producción.
En los campos que están en la declinación real, la tarifa cargada producción de la declinación es 6.1 por ciento. La producción cada vez mayor de los campos que están en la acumulación o la meseta puede así compensar en la producción que encoge de la parte de campos en la declinación.
Algunos analistas también se han centrado en subconjuntos particulares de los yacimientos de petróleo que tienen tarifas más arriba que medias de la declinación. Los campos pequeños, que se están desarrollando cada vez más en los países maduros la no-OPEP, y los proyectos profundos, que tienden para fluir en las altas tarifas como requisito del commerciality, ambos tienden para declinar más rápidamente.
Otro encontrar importante es que las tarifas anuales de la declinación del campo no están aumentando con tiempo. Los campos grandes en detalle han beneficiado de la inversión creciente, así como el planeamiento y la tecnología mejorados. La inversión adecuada dada, las tarifas bajas de la declinación se puede mantener en muchos campos por períodos prolongados, y la vida del campo es muy a menudo más larga que proyectada originalmente.
Es probable, según análisis de CERA 's , que la comprensión mejorada de los modelos de la geología y del depósito de los campos gigantes sobre el curso de los ciclos vitales largos ha permitido la última extensión del campo que ha arrestado la declinación y, en muchos casos, la producción permitida para aumentar perceptiblemente.
Centrándose en el subconjunto de 436 yacimientos de petróleo que están más allá de la fase de la acumulación y de la meseta y realmente en la declinación, el equipo de investigación de CERA encontró diferencias notables. La producción de campos grandes individuales declina en 5.8 por ciento en promedio, mientras que en campos pequeños individuales declina en 8.9 por ciento.
Porque los campos grandes explican 86 por ciento de producción - y 95 por ciento de reservas - en el modem, la producción media cargó la tarifa de la declinación para los campos que es el guardapolvo, según lo observado arriba, 6.1 por ciento. El promedio para los campos terrestres es seis por ciento, comparados con 10 por ciento para los campos costa afuera del agua baja y 18 por ciento para los campos profundos.
Resulta que otros factores - además de tamaño de campo y terrestre contra costa afuera - también influencian tarifas de la declinación de la poste-meseta, incluyendo características del depósito, la localización del desarrollo, el ajuste regional y táctica operacionales. Los depósitos de la piedra caliza, por ejemplo, que son más frecuentes en países de la OPEP, tienden para agotar más lentamente que depósitos de la piedra arenisca.
Una conclusión dominante del estudio: No hay evidencia que las tarifas de la declinación del campo petrolífero aumentarán repentinamente.
El estudio de las tarifas de la declinación permite proyecciones mejores y más confiables sobre la fuente de aceite futura. El nuevo estudio refuerza la investigación paralela de CERA 's , esa capacidad global de los líquidos - con los "líquidos" definidos aquí como aceite convencional, así como los combustibles líquidos poco convencionales tales como líquidos gas-relacionados, aceites adicional-pesados como las arenas de alquitrán, el aceite y los biofuels ultra profundos - que estaban parados en aproximadamente 91 millones de barriles por el día (mbd) en 2007 - podría subir tanto como el mbd 112 antes de 2017.
Esta perspectiva es apoyada por una conclusión dominante del estudio: No hay evidencia que las tarifas de la declinación del campo petrolífero aumentarán repentinamente.
El estudio de CERA es un poste indicador que las demostraciones nosotros están ganando una comprensión mejor de los factores subterráneos, tales como tarifa de la declinación, que formará el futuro de la fuente de aceite del mundo.
Damos la bienvenida a la investigación y a la discusión posteriores que continuarán mejorando eso que entiende. En el mismo tiempo, necesita ser reconocido que una gama de los factores sobre el suelo - geopolitics, patrones de la inversión, precios crecientes, decisiones del gobierno y preocupaciones ambientales - continuará teniendo un impacto importante.
Estos factores sobre el suelo siguen siendo aún más difíciles de analizar que los factores geológicos y de la ingeniería complejos que son la base del índice de la declinación de los yacimientos de petróleo del mundo.
Sobre el autor
Daniel Yergin, presidente de CERA, recibió el premio de Pulitzer para "el premio: La búsqueda épica para el aceite, dinero y energía "y la concesión de la energía de Estados Unidos para los logros de por vida en energía y la promoción de la comprensión internacional. Vist CERA.Rate, comment or bookmark this article
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Este artículo ha sido traducido automáticamente de la fuente Inglés.
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