Modelo Mundial del Gas ¿Cenit del Gas?

El post es basado en gran medida en el trabajo de Paul Pukite (aka Webhubbletelescope), Jean Laherrere y Steve Mohr . Cualquier error es responsabilidad mía. por DENNIS COYNE publicado el 07/28/2015 (http://peakoilbarrel.com/world-natural-gas-shock-model/)

Para Gas Natural Mundial URR Steve Mohr estima 3 casos, con el caso 2 siendo su mejor estimación.

Caso 1 URR = 14000 TCF 
Caso 2 URR = 18000 TCF 
Caso 3 URR = 27000 TCF

La más reciente estimación Mundial  URR de gas natural de Jean Laherrere está cerca de la  Steve Mohr 1 a 13.000 TCF.

Una Linealización Hubbert (HL) del Gas Natural convencional mundo 1999-2014 sugiere una URR de 11.000 TCF, un HL 1982-1998 apunta a una URR de 6.000 TCF de gas natural convencional.

Tenga en cuenta que el gas natural "convencional" resta estadounidense de gas de esquisto y US metano de lecho de carbón (CBM) de la producción bruta menos gas reinyectado para el Mundo.

Mundial convencional Natural HL Gas (gas de esquisto y la salida de CBM de US deducido)

Actualmente la producción mundial acumulada de gas natural convencional (menos gas reinyectado bruto siguiendo el ejemplo de Jean Laherrere) es 4.200 TCF, alrededor del 38% de la URR.

Cuando la producción de gas shale gas y metano en capas de carbón en los EE.UU. se añaden al de Gas Natural Mundial, los puntos HL da un URR de 20.000 TCF, esto implica que el gas de esquisto, gas compacto y CBM podrían tener un URR combinado de hasta 9.000 TCF. Esto coincide bien con la estimación de la EIA 7000 TCF  de  gas de esquisto y la  estimación de Steve Mohr de 2500 TCF de CBM.

Sospecho que el shale gas combinada y los números de CBM será menor (4.000 TCF), pero que el gas convencional a estar más de 11.000 TCF (unos 15.000 TCF).

HL Gas Natural Mundial abajo (incluye todos los tipos de gas natural)

Tenga en cuenta que la estimación HL es muy incierto, la estimación convencional podría ser un poco baja (Jean Laherrere estima 12.000 TCF) y gas de esquisto combinado, gas apretado, y CBM podría variar desde 2.000 hasta 9.000 TCF.

Para  USGS la estimación Mundial esta alrededor de 16.000 TCF de recursos de gas natural convencionales, la EIA estima 7.000 TCF de los recursos de gas de esquisto, y Steve Mohr estima 2.500 TCF de metano en capas de carbón (CBM). El total de estos tres es similar a la de alta el caso de Steve Mohr (caso 3), voy a utilizar 26.000 TCF para mi gran caso (caso C).

El USGS estima aproximadamente 1.000 TCF de gas por US continuo (tight gas, el gas de esquisto, y CBM) y mi baja estimación es que el resto del mundo se sumará otro 1.000 TCF de recursos continuos de gas natural.

El total cuando se añade a la estimación HL para los recursos de gas natural convencional es de aproximadamente 13.000 TCF, que es mi caso bajo (caso A).

Sugiero 3 casos, con el caso B (el promedio de casos A y C) como mi mejor conjetura.

Caso A URR = 13000 TCF
Caso B URR = 19000 TCF
asunto C URR = 26000 TCF

Datos de descubrimiento acumulados 1900-2010 se utiliza para estimar un modelo de descubrimiento para cada uno de los tres casos. La ecuación es Q = U / (1+ (c / t) ^ 6), donde t es años después de 1871 (1872 = 1, 1873 = 2, etc.), Q es descubrimientos acumulados de gas natural en TCF, U = URR en TCF, yc es una constante encontrada por un ajuste de mínimos cuadrados a los datos.

URR (TCF) c
13 000 112
19 000 125
26 000 136

Carta de los 3 modelos de descubrimiento y datos de descubrimiento acumulativos de abajo.

La brecha entre el modelo de descubrimiento y los datos de descubrimiento (para los 19.000 y 26.000 casos TCF) será ocupado por efecto retroactivo crecimiento de las reservas futuro de ambos descubrimientos de gas natural convencionales y no convencionales.

Como un recordatorio rápido de la distribución de probabilidad máxima entropía se utiliza para estimar el tiempo desde el descubrimiento hasta la primera producción y tiene la forma p = 1 / k * exp (-t / k), donde p es la probabilidad de que los recursos descubiertos en el año cero se convertirá en una producción de la reserva después de t años (t = 0,5, 1,5, ...) y 1 / k es el número medio de años desde el descubrimiento de la primera producción.

Tenga en cuenta que la mediana de tiempo desde el descubrimiento hasta la producción es de aproximadamente 63% de la media. Si 1 / k = 29 años, la mediana de tiempo desde el descubrimiento hasta la primera producción sería de 18 años.

Para los modelos presentados, la caja A tiene 1 / k = 25, caso B 1 / k = 29, y el asunto C 1 / k = 32.
Los tres escenarios se pueden comparar en el gráfico de continuación.

Detalles de los tres casos están en los gráficos siguientes, con las tasas de extracción (de reservas) que producen y las tasas anuales de disminución en el eje derecho. La producción de gas es gas bruto menos gas reinyectado, gas seco será aproximadamente el 91% de la (1980-2011 promedio) de gas bruto menos reinyectado.

Caso A continuación.

Caso B:

Caso C:

A continuación les presento unas cuantas cartas con el foco en el caso B, tenga en cuenta que la eventual URR es muy incierto, pero es probable que sea entre la caja A y C, en mi opinión, el caso B es simplemente el promedio de la caja A y el caso C URR .

Mi conjetura es que la URR Mundial para el gas natural será de entre 17.000 y 21.000 TCF o +/- 10% del caso B, las tasas de extracción futuros y por lo tanto la forma de la curva de salida después de 2014 son desconocidos.

La producción de las reservas para el caso B (también llamado probadas desarrolladas producir (PDP) reservas):

Descubrimientos Caso B, nuevas reservas de productores (n) añaden a las reservas que producen (P) de cada año, y el gas natural extraídos de P cada año (x), también conocido como la producción.

La tasa de extracción es electrónico y x = e * P.

Cada año n reservas se añaden a las reservas de P y X se extraen, si n> x. entonces P aumenta y si n <x, P disminuye.

Si P1 es la producción de las reservas en el año 1 y P2 es la producción de las reservas en el año 2, a continuación,
P2 = P1 + n2-x2, donde n2 = nuevas reservas que producen agregados en el año 2 y x2 es el gas natural producido en el año 2.

A menudo, cuando la tasa de declive del modelo es menor de lo esperado, es porque nos estamos olvidando de las nuevas reservas que continuamente se están desarrollando. Es poco probable que las nuevas reservas dejarán de ser desarrollado en el corto plazo, por lo que n no es cero, n disminuirá gradualmente a menos perturbado por las crisis políticas o económicas.

Resumen

Gas Natural está en una etapa temprana de desarrollo que el petróleo crudo y hay una mayor incertidumbre sobre los recursos recuperables eventuales (URR). Las estimaciones oscilan entre 13.000 TCF (Jean Laherrere) a 28.000 TCF (estimaciones combinadas de EIA y del USGS para convencional, pizarra, y el gas apretado más el caso 3 estimación de Steve Mohr para la cama de carbón metano.)

Decidí que coincida con la estimación de Laherrere (13.000 TCF) para mi baja caso basado en Hubbert Linealización de gas natural convencional y estimaciones conservadoras del mundo el gas de esquisto, gas compacto y URR de metano del lecho de carbón (2.000 TCF total). Para el caso de alta decidí usar el caso 2 estimación de Mohr para la cama de carbón metano junto con USGS y estimaciones de la EIA para otros rescources gas natural, URR = 26000 TVC. Mi mejor conjetura es sólo el promedio de la caso de baja y alta, los escenarios presentados pico en 2018, 2039 y 2049.

version completa en ingles http://peakoilbarrel.com/world-natural-gas-shock-model/

Nota relacionada: ¿Se ha llegado al cenit del Petroleo? Evolución de las Reservas y Produccion Mundiales