Category: Top » View » Spanish-58588

El acoplamiento que falta para entender el futuro de la fuente de aceite del mundo - una vista sólidamente basada de la declinación del yacimiento de petróleo clasifica - ahora ha sido llenado por un nuevo análisis del campo-por-campo de los datos de la producción por los asociados de la investigación en materias energéticas de Cambridge (CERA) e IHS inc..

La tarifa global agregada de la declinación es 4.5 por ciento, más bien que los ocho por ciento citados en muchos estudios, basados sobre el análisis de CERA 's de las características de la producción de 811 yacimientos de petróleo separados.

"algo del ' aceite máximo más melancólico, más pesimista ' opiniónes sobre el futuro de las fuentes de aceite que son resultado actual de hoy de una asunción de la alta declinación clasifica," dijo M. Jackson de director Peter de la actividad de la industria de petróleo de CERA, el autor de encontrar los números críticos divulga. "este nuevo análisis proporciona la base para más confianza sobre la disponibilidad futura del aceite.

"la ausencia del análisis definitivo, comprensivo de los timelines de la producción y de las tarifas de la declinación ha conducido a las estimaciones extensamente que diferenciaban de la disponibilidad futura potencial del aceite: un vacío de la información que ha contribuido al ' aceite máximo ' teoría de la capacidad futura de la producción de los líquidos, "él agregó. "esperamos que este estudio contribuya a una comprensión más informada de las ediciones, bajo tierra y sobre la tierra."

Jackson explicó que esto era un proyecto de investigación importante: "para tratar esta pregunta dominante, emprendimos un análisis substantivo de la base de datos más extensa de la producción del campo del mundo, desarrollado y mantenido por IHS, cubriendo 811 campos separados que explican cerca de dos tercios de la producción y de la mitad globales actuales de la base convencional probada y probable total de la reserva del aceite," según Jackson.

"el análisis que resulta demuestra que la tarifa global agregada de la declinación para los campos en la producción es actualmente aproximadamente 4.5 por ciento por año, y que las tarifas anuales de la declinación del campo no están aumentando con tiempo.

"conseguir la esta derecha, y entender la dinámica subyacente, son llave porque la cantidad de nueva fuente de aceite que vendrá en corriente satisfacer demanda de aceite presente y futura depende a un grado grande de una comprensión comprensiva de los índices anuales de la declinación de campos existentes," él dijeron.

"el análisis también concluye que las tarifas de la declinación son una función de las estrategias de la física y de inversión del depósito, y que hay una tendencia histórica general hacia una declinación más baja clasifica en los años recientes que pueden ser debido a prácticas de gerencia mejores del depósito y al impacto de la nueva tecnología.

Además, porque la física del depósito es solamente una de los conductores dominantes, no esperábamos ver un cambio muy rápido en las tarifas medias de la declinación en el futuro sin un cambio del paso en tecnología o las estrategias del desarrollo del campo, "Jackson agregaron.

"este análisis aumenta la calidad y la confiabilidad de nuestras proyecciones de la fuente de aceite futura. Sin embargo, mientras que nuestra comprensión y extrapolación de muchos factores del belowground está mejorando, el juicio cuidadoso todavía se requiere para acomodar el impacto de factores sobre tierra, tales como geopolitics, patrones de la inversión, precios crecientes, toma de decisión del gobierno, y ediciones ambientales, que continuarán teniendo un impacto importante en el perfil delantero global de la capacidad de la producción."

Resultados Primarios
Las conclusiones primarias dibujadas del análisis de CERA 's de 811 campos durante la acumulación de la producción, la meseta y las etapas de declinación en el ciclo vital del campo petrolífero incluyen:

* Tarifa agregada de la declinación - los 4.5 por ciento por tarifa global de la declinación del agregado del año entre campos en la producción (PAA) son mucho más bajos que la tarifa de ocho por ciento citada en muchos estudios y proyecciones. Esta estimación pesimista puede ser una función de las tarifas generalmente más rápidas de la declinación observadas en campos pequeños - cada vez más siendo convertido en los países maduros la no-OPEP - y de la subida de los proyectos profundos, que tienden para fluir en las altas tarifas como requisito del commerciality, pero que también decline rápidamente.

* Campos en etapa de declinación - solamente 41 por ciento de producción son de los campos en la base de datos que están más allá de la etapa de la meseta y en la fase de la declinación de su producción vive.

* Tarifa baja de la declinación, vidas más largas - las tarifas anuales de la declinación del campo no están aumentando pero, como resultado de la inversión creciente, planeamiento y tecnología mejorados, se pueden mantener en las tarifas bajas de la declinación en muchos campos por períodos prolongados, y la vida del campo es muy a menudo más larga que proyectada originalmente.

* Costa afuera contra campos terrestres - los campos costa afuera del individuo están declinando en una tarifa anual de 10 por ciento comparada con seis por ciento para los campos terrestres, y los campos profundos declinan en 18 por ciento comparados anualmente con 10 por ciento para los campos del bajo-agua. Los campos costa afuera la No-OPEP declinan cinco por ciento por el año comparado con 12 por ciento para ésos en la OPEP.

Grande contra campos pequeños
El análisis de CERA encontró patrones perceptiblemente diversos de la producción en campos grandes contra campos pequeños. Típicamente, los campos grandes se acumulan sobre un promedio de seis años, producen en la meseta por siete años en 93 por ciento de su tarifa anual máxima de la producción, y declinan en el promedio por más de 20 años. En contraste, los campos pequeños 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.

Porque los campos grandes con más de 300 millones de barriles originalmente de las actuales reservas representan sobre 95 por ciento de las reservas y 86 por ciento de la producción en el dataset del estudio, su tarifa más baja de la declinación y nivel más alto de la producción con períodos extendidos de la declinación es probables hacer una contribución importante a la capacidad futura total de la producción de los líquidos.

Es probable, según análisis de CERA 's , que la comprensión mejorada de las complejidades de los campos gigantes y de los modelos del depósito 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.

Tarifas de la declinación de Category
El estudio de CERA también destacó otros factores, además de tamaño de campo, que influencian tarifas de la declinación de la poste-meseta (a diferencia del agregado para todas las etapas de todos los campos en la producción), incluyendo características del depósito, la localización del desarrollo, el ajuste regional y táctica operacionales.

Los campos de la OPEP declinan generalmente en una tarifa más lenta que los campos la no-OPEP, posiblemente en lo referente a diferencias geológicas básicas, al tamaño relativo de los campos de la OPEP, a sus localizaciones, y quizás a los apremios de la producción fijados por la organización. Los depósitos de la piedra caliza (más frecuentes en la OPEP) tienden para agotar más lentamente que depósitos de la piedra arenisca. Los proyectos costa afuera, frecuentes en la no-OPEP, declinan más rápidamente que proyectos terrestres.

Perfil Futuro
La contribución principal de campos grandes a la corriente total de la fuente está clara del análisis de CERA. Los 400 campos grandes estudiados (mayor que las reservas 300mbo) contribuyeron una producción media de 35 millones de barriles por día sobre el período 2000-2005.

Este modem excluye campos grandes norteamericanos terrestres, pero todavía representa 45 por ciento de producción del mundo sobre esos seis años. Con tarifas cabalmente moderadas previstas de la declinación estos campos que producen grandes continuarán siendo una fuente importante de la fuente global por muchos años a venir.

En cuanto a el perfil futuro de la producción, casi dos tercios (63 por ciento) de reservas restantes se asocia a los campos que todavía están en el período de la acumulación o en meseta, y está produciendo 59 por ciento de producción actual.

Además, la base de datos de CERA 's de los nuevos progresos del campo esperados para venir en corriente en los cuatro o cinco años próximos incluye unos 350 proyectos (120 la OPEP y 230 la no-OPEP) con contribuciones gruesas de aproximadamente tres millones de barriles por el día (MPD) anualmente de la OPEP y el mbd 3.5 de los países la no-OPEP sobre los años próximos.

Conclusión De la Capacidad Del Mundo
"los resultados de este nuevo estudio refuerzan la demostración modelo de la capacidad global bottom-up existente de los líquidos de CERA 's que la capacidad de los líquidos del mbd alrededor 91 en 2007 podría subir al mbd 112 antes de 2017," según Jackson.

"esta perspectiva es apoyada por una conclusión dominante de este estudio: no hay evidencia que las tarifas de la declinación del campo petrolífero aumentarán repentinamente. Es importante, aunque, continuar investigando y entender tendencias de desarrollo de la declinación y desarrollar más lejos la penetración en las declinaciones."

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.

Seed Newsvine

El texto de este artículo fue traducido de forma automática del Inglés.