Rezerwy ropy naftowej - Oil reserves

Mapa światowych zasobów ropy naftowej, 2013 r.

Rezerwy ropy naftowej oznaczają ilość ropy naftowej, którą można technicznie wydobyć po kosztach, które są finansowo wykonalne przy obecnej cenie ropy. W związku z tym rezerwy będą się zmieniać wraz z ceną, w przeciwieństwie do zasobów ropy naftowej , które obejmują całą ropę, którą można technicznie wydobyć za wszelką cenę. Rezerwy mogą być przeznaczone na studnię, zbiornik wodny, pole, naród lub świat. Różne klasyfikacje rezerw wiążą się z ich stopniem pewności.

Całkowita szacowana ilość ropy w złożu ropy naftowej , obejmująca zarówno ropę produkcyjną, jak i nieprodukcyjną, nazywana jest ropą na miejscu . Jednak ze względu na charakterystykę złóż i ograniczenia w technologiach wydobycia ropy naftowej na powierzchnię można wydobyć tylko część tej ropy i tylko ta frakcja produkcyjna jest uważana za rezerwy . Stosunek rezerw do całkowitej ilości ropy w danym złożu nazywany jest współczynnikiem wydobycia . Wyznaczenie współczynnika wydobycia dla danego złoża zależy od kilku cech operacji, w tym zastosowanego sposobu wydobycia ropy naftowej oraz rozwoju technologicznego.

Na podstawie danych OPEC na początku 2013 r. najwyższe potwierdzone zasoby ropy naftowej, w tym złoża ropy naftowej niekonwencjonalne, znajdują się w Wenezueli (20% światowych rezerw), Arabii Saudyjskiej (18% światowych rezerw), Kanadzie (13% światowych rezerw) oraz Iran (9%).

Ponieważ geologia podpowierzchni nie może być zbadana bezpośrednio, do oszacowania wielkości i możliwości wydobycia zasobu należy zastosować techniki pośrednie . Chociaż nowe technologie zwiększyły dokładność tych technik, nadal pozostają istotne wątpliwości. Ogólnie rzecz biorąc, większość wczesnych szacunków zasobów pola naftowego jest konserwatywna i ma tendencję do zwiększania się z czasem. Zjawisko to nazywamy wzrostem rezerw .

Wiele krajów produkujących ropę nie ujawnia swoich danych terenowych dotyczących inżynierii złożowej, a zamiast tego przedstawia niesprawdzone roszczenia dotyczące swoich rezerw ropy naftowej. Podejrzewa się, że liczby ujawnione przez niektóre rządy krajowe są manipulowane z powodów politycznych.

Klasyfikacje

Schematyczny wykres ilustrujący objętości i prawdopodobieństwa ropy naftowej. Krzywe reprezentują kategorie oleju w ocenie. Istnieje 95% szansa (tj. prawdopodobieństwo F95) co najmniej objętości V1 ekonomicznie odzyskiwalnego oleju i 5 procentowe prawdopodobieństwo (F05) co najmniej objętości V2 ekonomicznie odzyskiwalnego oleju.

Wszystkie szacunki rezerw wiążą się z niepewnością, w zależności od ilości dostępnych wiarygodnych danych geologicznych i inżynierskich oraz interpretacji tych danych. Względny stopień niepewności można wyrazić dzieląc rezerwy na dwie główne klasyfikacje — „udowodnione” (lub „udowodnione”) i „nieudowodnione” (lub „nieudowodnione”). Niesprawdzone rezerwy można dalej podzielić na dwie podkategorie — „prawdopodobne” i „możliwe” — aby wskazać względny stopień niepewności co do ich istnienia. Najczęściej akceptowane definicje są oparte na definicjach zatwierdzonych przez Stowarzyszenie Inżynierów Naftowych (SPE) i Światową Radę Naftową (WPC) w 1997 roku.

Sprawdzone rezerwy

Potwierdzone rezerwy to te rezerwy, o których twierdzi się, że mają rozsądną pewność (zwykle co najmniej 90% pewności), że będą możliwe do wydobycia w istniejących warunkach gospodarczych i politycznych, przy użyciu istniejącej technologii. Specjaliści z branży określają to jako „P90” (czyli z 90% pewnością produkcji). Sprawdzone rezerwy są również znane w branży jako „ 1P ”.

Potwierdzone rezerwy dzielą się dalej na „ udowodnione rozwinięte ” (PD) i „ udowodnione niezagospodarowane ” (PUD). Rezerwy wyładowań niezupełnych to rezerwy, które można wytworzyć w istniejących studniach i perforacjach lub z dodatkowych zbiorników, gdzie wymagana jest minimalna dodatkowa inwestycja (koszt operacyjny). Rezerwy PUD wymagają dodatkowych inwestycji kapitałowych (np. wiercenia nowych odwiertów) w celu wydobycia ropy na powierzchnię.

Do grudnia 2009 roku udokumentowane rezerwy „1P” były jedynym rodzajem, jaki amerykańska Komisja Papierów Wartościowych i Giełd zezwalała firmom naftowym na raportowanie do inwestorów. Firmy notowane na giełdach amerykańskich muszą uzasadnić swoje twierdzenia, ale wiele rządów i krajowych firm naftowych nie ujawnia danych weryfikacyjnych na poparcie swoich twierdzeń. Od stycznia 2010 r. SEC umożliwia firmom dostarczanie dodatkowych opcjonalnych informacji, deklarując 2P (zarówno sprawdzone, jak i prawdopodobne) i 3P (udowodnione plus prawdopodobne plus możliwe), pod warunkiem, że ocena jest weryfikowana przez wykwalifikowanych konsultantów zewnętrznych, chociaż wiele firm decyduje się na korzystanie z 2P i Szacunki 3P tylko do celów wewnętrznych.

Niesprawdzone rezerwy

Szyb naftowy w Kanadzie , który ma trzecie co do wielkości rezerwy ropy naftowej na świecie.

Zasoby nieudowodnione opierają się na danych geologicznych i/lub inżynieryjnych podobnych do tych, które wykorzystuje się do szacowania zasobów potwierdzonych, ale niepewność techniczna, kontraktowa lub regulacyjna wyklucza klasyfikację takich zasobów jako potwierdzonych. Niesprawdzone rezerwy mogą być wykorzystywane wewnętrznie przez firmy naftowe i agencje rządowe do przyszłych celów planowania, ale nie są rutynowo gromadzone. Są one podklasyfikowane jako prawdopodobne i możliwe .

Prawdopodobne rezerwy są przypisywane do znanych akumulacji i wykazują 50% poziom ufności odzysku. Specjaliści z branży nazywają je „P50” (czyli mają 50% pewności, że zostaną wyprodukowane). Suma rezerw potwierdzonych plus prawdopodobnych jest również określana w branży jako „ 2P ” (udowodniona plus prawdopodobna).

Ewentualne rezerwy przypisuje się znanym akumulacjom, które mają mniejszą szansę na wydobycie niż rezerwy prawdopodobne. Termin ten jest często używany w odniesieniu do rezerw, co do których twierdzi się, że mają co najmniej 10% pewność wytworzenia („P10”). Przyczyny klasyfikacji rezerw jako możliwe obejmują różne interpretacje geologii, rezerwy niemożliwe do wydobycia po stawkach komercyjnych, niepewność związaną z wypełnieniem rezerw (przeciek z sąsiednich obszarów) oraz przewidywane rezerwy oparte na przyszłych metodach wydobycia. Skumulowana ilość potwierdzonych, prawdopodobnych i możliwych zasobów określana jest w branży jako „ 3P ” (udowodniona plus prawdopodobna plus możliwa).

Rosyjskie kategorie rezerwowe

W Rosji kategorie rezerw A, B i C1 odpowiadają mniej więcej odpowiednio rozwiniętej produkcji, udowodnionej rozwiniętej produkcji nieprodukcyjnej i okazałej się nierozwiniętej produkcji; oznaczenie ABC1 odpowiada potwierdzonym rezerwom. Rosyjska kategoria C2 obejmuje prawdopodobne i możliwe rezerwy.

Strategiczne rezerwy ropy naftowej

Wiele krajów utrzymuje kontrolowane przez rząd rezerwy ropy, zarówno ze względów ekonomicznych, jak i bezpieczeństwa narodowego. Według Amerykańskiej Agencji Informacji Energetycznej około 4,1 miliarda baryłek (650 000 000 m 3 ) ropy znajduje się w rezerwach strategicznych, z czego 1,4 miliarda jest kontrolowane przez rząd. Te rezerwy generalnie nie są liczone podczas obliczania narodowych rezerw ropy naftowej.

Techniki szacowania

Przykład krzywej spadku produkcji dla pojedynczego odwiertu

Ilość ropy w zbiorniku podpowierzchniowym nazywana jest ropą na miejscu (OIP). Tylko ułamek tej ropy może być odzyskany ze złoża. Frakcja ta nazywana jest współczynnikiem odzysku . Część, którą można odzyskać, uważa się za rezerwę. Część, która nie jest możliwa do odzyskania, nie jest uwzględniona, chyba że i dopóki nie zostaną wdrożone metody jej wytworzenia.

Metoda wolumetryczna

Metody wolumetryczne próbują określić ilość ropy na miejscu, wykorzystując wielkość zbiornika oraz właściwości fizyczne jego skał i płynów. Następnie zakłada się współczynnik odzysku, wykorzystując założenia z pól o podobnej charakterystyce. OIP mnoży się przez współczynnik odzysku, aby otrzymać liczbę rezerwową. Obecne współczynniki odzyskiwania dla pól naftowych na całym świecie zwykle wahają się od 10 do 60 procent; niektóre przekraczają 80 procent. Szeroka zmienność wynika w dużej mierze z różnorodności charakterystyk płynów i zbiorników dla różnych złóż. Metoda ta jest najbardziej użyteczna we wczesnym okresie eksploatacji zbiornika, zanim nastąpi znacząca produkcja.

Metoda bilansu materiałowego

Metoda bilansu materiałowego dla pola naftowego wykorzystuje równanie, które wiąże objętość ropy, wody i gazu, które zostały wyprodukowane ze złoża, oraz zmianę ciśnienia w złożu w celu obliczenia pozostałej ropy. Zakłada ona, że ​​w miarę produkcji płynów ze złoża nastąpi zmiana ciśnienia w złożu, zależna od pozostałej ilości ropy i gazu. Metoda ta wymaga obszernej analizy ciśnienie-objętość-temperatura i dokładnej historii ciśnienia w terenie. Wymaga to pewnej produkcji (zwykle od 5% do 10% ostatecznego odzysku), chyba że można wykorzystać wiarygodną historię ciśnienia z pola o podobnych właściwościach skał i płynów.

Metoda krzywej spadku produkcji

Krzywa spadku generowana przez oprogramowanie do analizy krzywej spadku , wykorzystywane w ekonomii naftowej do wskazywania wyczerpywania się ropy i gazu w złożu ropy naftowej . Oś Y to skala półlogarytmiczna, wskazująca tempo wyczerpywania się ropy naftowej (linia zielona) i wyczerpywania się gazu (linia czerwona). Oś X jest skalą współrzędnych, wskazującą czas w latach i wyświetlającą krzywą spadku produkcji. Górna czerwona linia to krzywa spadku gazu, która jest krzywą hiperbolicznego spadku. Gaz jest mierzony w MCF (w tym przypadku tysiącach stóp sześciennych). Dolna niebieska linia to krzywa spadku ropy, która jest wykładniczą krzywą spadku. Ropa jest mierzona w BBL ( baryłki ropy ). Dane pochodzą z rzeczywistej sprzedaży, a nie z pompowanej produkcji. Spadki do zera wskazują, że w tym miesiącu nie było sprzedaży, prawdopodobnie dlatego, że szyb naftowy nie miał pełnego zbiornika, a zatem nie warto było odwiedzać go cysterną . Legenda (mapa) w prawym górnym rogu wyświetla CUM, czyli skumulowaną produkcję gazu lub ropy. ULT to ostateczna poprawa przewidywana dla studni. Pv10 to zdyskontowana wartość bieżąca 10%, która jest przyszłą wartością pozostałej dzierżawy, wycenioną dla tego szybu na 1,089 mln USD .

Metoda krzywej spadku wykorzystuje dane produkcyjne, aby dopasować krzywą spadku i oszacować przyszłą produkcję ropy. Trzy najczęstsze formy krzywych spadkowych to wykładnicza, hiperboliczna i harmoniczna. Zakłada się, że produkcja będzie spadać na dość gładkiej krzywej, dlatego należy uwzględnić uwzględnienie odwiertów zamkniętych i ograniczeń produkcyjnych. Krzywa może być wyrażona matematycznie lub wykreślona na wykresie w celu oszacowania przyszłej produkcji. Ma tę zaletę, że (domyślnie) obejmuje wszystkie cechy zbiornika. Wymaga to wystarczającej historii, aby ustalić statystycznie istotny trend, najlepiej, gdy produkcja nie jest ograniczana przez przepisy lub inne sztuczne warunki.

Wzrost rezerw

Doświadczenie pokazuje, że wstępne szacunki wielkości nowo odkrytych pól naftowych są zwykle zbyt niskie. W miarę upływu lat kolejne szacunki dotyczące ostatecznego wydobycia pól mają tendencję do wzrostu. Termin wzrost rezerw odnosi się do typowych wzrostów szacowanego ostatecznego wydobycia, które występują w miarę rozwoju i eksploatacji pól naftowych.

Szacowane rezerwy według kraju

Trendy w potwierdzonych rezerwach ropy naftowej w pięciu największych krajach, 1980-2013 (dane z US Energy Information Administration)

Jednostka bbl = baryłka ropy. Przykładowa kalkulacja wskaźnika rezerwa/produkcja dotyczy Wenezueli.

Kraje o największych rezerwach ropy
Większość światowych rezerw ropy naftowej znajduje się na Bliskim Wschodzie.
Podsumowanie sprawdzonych danych o rezerwach na rok 2018
Kraj Rezerwy
10 9 bbl
Rezerwy
10 9 m 3
Produkcja
10 6 bbl/d
Produkcja
10 3 m 3 /d
Stosunek rezerw do produkcji 1
rok
1 Wenezuela Wenezuela 302,81 48,143 2,1 330 387
2 Arabia Saudyjska Arabia Saudyjska 267,03 42,454 8,9 1410 82
3 Kanada Kanada 175,00 27,823 2,7 430 178
4 Iran Iran 155,60 24,738 4.1 650 101
5 Irak Irak 145.02 23,056 3.4 540 115
6 Kuwejt Kuwejt 101,50 16.137 2,3 370 27
7 Zjednoczone Emiraty Arabskie Zjednoczone Emiraty Arabskie 97,80 15,549 2,4 380 18
8 Rosja Rosja 80,00 12,719 10,0 1590 15
9 Libia Libia 48,36 7,689 1,7 270 76
10 Nigeria Nigeria 36,97 5,878 2,5 400 41
11 Kazachstan Kazachstan 30,00 4.770 1,5 240 55
12 Katar Katar 25,41 4.040 1,1 170 62
13 Chiny Chiny 25.40 4.038 4.1 650 17
14 Stany Zjednoczone Stany Zjednoczone 25,00 3,975 7,0 1,110 10
15 Angola Angola 8.16 1,297 1,9 300 19
16 Algieria Algieria 12.20 1,940 1,7 270 15
17 Brazylia Brazylia 13.20 2.099 2,1 330 17
Łącznie siedemnaście najlepszych rezerw 1540,43 244.909 59,5 9460 71
Uwagi:
1 Stosunek rezerw do produkcji (w latach), liczony jako rezerwy / produkcja roczna. (z góry)

Szacuje się, że od 1850 r. do chwili obecnej wykorzystano od 100 do 135 mld ton (co odpowiada od 133 do 180 mld m 3 ropy) światowych zasobów ropy naftowej.

Kraje OPEC

Kraje OPEC

Odkąd OPEC zaczął ustalać kwoty produkcyjne na podstawie poziomu rezerw w latach 80., wielu jego członków zgłosiło znaczny wzrost swoich oficjalnych rezerw. Wątpliwości budzi wiarygodność tych szacunków, które nie są objęte żadną formą weryfikacji spełniającą zewnętrzne standardy raportowania.

Zasoby ropy naftowej OPEC 1980–2005

Dużo dyskutowano o nagłych rewizjach rezerw OPEC, sięgających łącznie prawie 300 mld baryłek. Część z nich jest częściowo broniona przez przeniesienie własności rezerw z międzynarodowych koncernów naftowych, z których niektóre były zobowiązane do zgłaszania rezerw zgodnie z konserwatywnymi zasadami amerykańskiej Komisji Papierów Wartościowych i Giełd. Najbardziej widoczne wyjaśnienie zmian wynika ze zmiany zasad OPEC, które ustalają kwoty produkcyjne (częściowo) na rezerwach. W każdym razie korekty oficjalnych danych miały niewiele wspólnego z faktycznym odkryciem nowych rezerw.

Całkowite rezerwy w wielu krajach OPEC prawie się nie zmieniły w latach 90. XX wieku. Oficjalne zastrzega Kuwejt, na przykład pozostały niezmienione 96,5 Gbbl (15,34 x 10 9  m 3 ) (w tym jego udział w neutralnej strefy) od 1991 do 2002, mimo że kraj wytwarza więcej niż 8 Gbbl (1,3 x 10 9  m 3 ) i nie dokonał w tym okresie żadnych ważnych nowych odkryć. Uderzający jest również przypadek Arabii Saudyjskiej, gdzie w ciągu ostatnich 18 lat udokumentowane rezerwy szacuje się na 260-264 mld baryłek (4,20 × 10 10  m 3 ), co stanowi różnicę poniżej 2%, przy wydobyciu około 60 mld baryłek (9,5). × 10 9  m 3 ) w tym okresie. ^^

Sadad al-Husejni, były szef eksploracji i produkcji w Saudi Aramco, szacuje 300 Gbbl (48 × 10 9  m 3 ) świata za 1200 Gbbl (190 × 10 9  m 3 ) udowodnionych rezerw należy recategorized jako spekulacyjne zasobów, choć nie sprecyzował, które kraje zwiększyły swoje rezerwy. Dr Ali Samsam Bakhtiari , były starszy ekspert National Iranian Oil Company , oszacował, że Iran, Irak, Kuwejt, Arabia Saudyjska i Zjednoczone Emiraty Arabskie zawyżyły rezerwy o łączną 320-390 mld baryłek i powiedział: „Jeśli chodzi o Iran, zwykle akceptowany oficjalny 132 miliardy baryłek (2,10 × 10 10  m 3 ) to prawie sto miliardów w każdym realistycznym teście”. Petroleum Intelligence Week podał, że oficjalne poufne dokumenty kuwejckie szacują, że zasoby Kuwejtu wynoszą tylko 48 mld baryłek (7,6 × 10 9  m 3 ), z czego połowa jest udowodniona, a połowa możliwa. Łączna wartość potwierdzonych i możliwych to połowa oficjalnych publicznych szacunków potwierdzonych zasobów. ^^^

W lipcu 2011 r. roczny przegląd statystyczny OPEC wykazał, że rezerwy Wenezueli są większe niż w Arabii Saudyjskiej.

Zobacz też

Energia i zasoby:

Bibliografia

Zewnętrzne linki