Por George Kaplan
Parte I Descubrimientos y reservas
Los siguientes son algunos cuadros y observaciones concernientes a la producción del Golfo de México en los Estados Unidos, con datos principalmente tomados de BOEM para el OCS y un poco de EIA. El sitio de datos de BOEM ha sido actualizado y hace que sea fácil obtener los datos sin procesar, pero no de una manera muy fácil de discernir. Este post pretende hacer que sea un poco más fácil de seguir y llegar a sus propias conclusiones sobre el futuro probable de la producción de GoM.
Estoy seguro de que he cometido algunos errores en la obtención y descarga de los datos, pero las tendencias relativas son probablemente más informativos que los valores absolutos, por lo que habrá que seguir las revisiones a medida que los nuevos datos están disponibles y espero que cualquier problema se obtendrá Suavizado Los datos de la reserva están disponibles para el año 2015. Es probable que los nuevos datos para 2016 no estén disponibles hasta el final del año, pero cuando sea así será interesante ver qué cambios hay. El foco principal aquí está en el aceite, pero los datos del gas también se presentan. Los datos de producción se emiten dos veces al mes, pero algunos, como para BP (NYSE: BP ), tienen hasta seis meses de retraso, por lo que he asumido que el flujo diario permanece constante para llenar los vacíos.
Cada año BOEM emite un informe para las reservas del año anterior (es decir, diciembre de 2016 abarca 2015).
Las reservas dadas son 2P, con la descripción:
"Las reservas en este informe son estimaciones de reservas probadas más probables (2P), las reservas deben ser descubiertas, recuperables, comerciales y las reservas restantes, a partir del informe de 2011, ahora incluyen Reservas justificadas para el desarrollo".
La primera figura a continuación muestra las reservas cumulativas de petróleo y gas retroactivas por año de descubrimiento (mostradas como producidas y restantes, y apiladas para dar descubrimiento total). Encontrar nuevo petróleo y especialmente gas es ahora una lucha. Sin embargo, un problema con el gráfico puede venir de la forma en que BOEM registra la producción contra el arrendamiento, pero las reservas contra los campos. Arrendamiento y campos y campos están asociados con bloques de exploración, pero también se dividen por propiedad. Un campo puede cubrir varios arrendamientos, y esto es fácil de acomodar, pero igualmente un contrato de arrendamiento puede contener varios campos y luego, por lo que puedo decir, pero puede haber conocimiento arcano al que no estoy privilegiado, las reservas se registran contra Un número de campo común. Por lo tanto, los descubrimientos posteriores podrían ser registrados contra campos más antiguos. Por ejemplo, Los empates recientes de South Deimos y Boreas Occidentales al Olympus Spar no se muestran como campos separados sino más bien contra Mars-Ursa, y mostrarían como crecimiento de reserva en el descubrimiento más antiguo. Un mayor impacto es que hay campos descubiertos, sobre todo desde 2010, que aún no tienen planes de desarrollo confirmados, por lo que no se contabilizan como reservas por los métodos SPE que usa BOEM. Por lo tanto, el aplanamiento en nuevos descubrimientos no es realmente tan severo como se muestra, por lo menos para el aceite. Sin embargo, como se discute más adelante, los descubrimientos están disminuyendo actualmente hacia cero. Y por lo tanto no se cuentan como reservas por los métodos SPE que BOEM utiliza. Por lo tanto, el aplanamiento en nuevos descubrimientos no es realmente tan severo como se muestra, por lo menos para el aceite. Sin embargo, como se discute más adelante, los descubrimientos están disminuyendo actualmente hacia cero. Y por lo tanto no se cuentan como reservas por los métodos SPE que BOEM utiliza. Por lo tanto, el aplanamiento en nuevos descubrimientos no es realmente tan severo como se muestra, por lo menos para el aceite. Sin embargo, como se discute más adelante, los descubrimientos están disminuyendo actualmente hacia cero.
El condensado se incluye en el número de hidrocarburos y el gas asociado de los campos de petróleo con las reservas de gas. Los LGN también se incluyen con el gas. El GoM es, o ha sido, particularmente propenso al gas por lo que estos representan proporciones significativas de las reservas totales, por lo que sólo aumentará como resultado de los proyectos recién sancionados, mientras que hay algunos disponibles. Tenga en cuenta que este gráfico muestra la situación en 2016 - es decir, las reservas retroactivas descubiertas y restantes para todos los años hasta el que se muestra; No es un registro de la producción acumulada a ese año. Los descubrimientos totales de petróleo hasta el momento totalizaron 23,1 Gb y para gas 34,5 Gb (basado en un índice de conversión de 5600 mcf / bbl). Las curvas de arriba están formadas por una serie de curvas de crecimiento asintóticas similares en forma de someras, profundas, profundas - Jean Laherrere muestra y discute bien en su trabajo.
Los siguientes gráficos muestran cómo las reservas restantes han evolucionado históricamente. El inicio en 1974 se debe a los métodos de grabación y presentación de informes, no porque sea cuando la producción comenzó repentinamente. Creo que debido a los cambios en los métodos de información de la SPE para las reservas introducidas en 2007, el salto hacia abajo en 2008/2009 es el siguiente. Las reservas producidas y restantes y el historial de producción se dan en las dos cifras siguientes: a diciembre de 2015, 3,5 Gb y gas 1,3 Gb. Tenga en cuenta que las reservas se informan de acuerdo con las normas de la SEC para que puedan ser desarrollados o no desarrollados siempre que haya un plan de desarrollo que permitirá la producción dentro de cinco años. Hay un volumen relativamente grande de recursos que se desarrollarán pero no se incluyen todavía (ver más adelante).
La mayor parte del petróleo restante se encuentra en descubrimientos bastante recientes. La producción anual y las plataformas de perforación activas se muestran para los últimos años en los que están disponibles los datos del GoM. Adapté tres ecuaciones de Verhulst del ciclo al aceite y al gas para los descubrimientos y la producción. Los ajustes son bastante buenos, excepto por los descubrimientos de petróleo, que creo que son muy sesgadas por un par de años realmente altos. Las curvas logísticas de Hubbert son versiones simétricas de la ecuación de Verhulst. En cierta medida, son sólo curvas convenientes que comienzan bajo tienen una joroba en el centro y luego la cola fuera de la producción y los perfiles de descubrimiento. Pero hay una cierta base matemática en que se derivan del crecimiento de la población, de modo que la producción (o el descubrimiento) furioso es una función del aceite restante para ser producido (o descubierto) los tiempos que hasta ahora produjeron, Que es una especie de proxy para el número de instalaciones existentes o plataformas, y ese tipo de sentido. El acuerdo de tres ciclos coincide con los ciclos de descubrimiento superficiales, profundos y profundos (no todos los que cierran). No sé cómo la distorsión de las curvas no-simétricas podría ser explicado en las cosas físicas reales, pero estoy buscando en él. Hubbert curvas de la producción se utilizan para predecir la recuperación final y picos, pero aquí los picos son obvios, y el descubrimiento conocido.
Los ajustes para la producción podrían utilizarse para proyectar el futuro, pero yo prefiero un método de abajo hacia arriba como se indica a continuación, si los datos están disponibles, y ciertamente para el aceite el ajuste de Verhulst no hace un trabajo predictivo muy bueno. Obviamente, el ajuste no predice el fuerte aumento que ocurrió hasta 2016 y está a punto de llegar a su máximo ahora (está disminuyendo mientras que la producción real está aumentando bruscamente). Se podría sugerir que habría habido un pico alrededor de 2010 o antes si no hubiera habido la caída de la recesión de 2008 y luego hiatus de perforación causado por la explosión de Deep Water Horizon, que podría ser cierto, pero no es mucho uso para la predicción . A corto plazo boom-y-busto trastornos como que hacen que la curva de ajuste muy difícil, es probable que necesite otros dos o tres ciclos para obtener un buen partido, Momento en el cual ha desaparecido cualquier pretensión de que haya alguna base física para el accesorio. El gas restante parece bastante escaso, principalmente gas asociado, que por lo tanto es controlado por la producción de petróleo y el desarrollo. Sólo Hadrian Sur y Otis son importantes campos de gas recientes.
No he visto noticias de tuberías costa afuera y plantas de tratamiento de gas costa afuera siendo desarmado, pero presumiblemente algo así debe estar sucediendo o en las tarjetas. Además del número de caídas, el tamaño medio de descubrimiento ha estado cayendo ligeramente después de los saltos para el petróleo cuando se exploraron campos profundos y ultra profundos. La distribución de los descubrimientos recientemente ha sido para pocos descubrimientos más grandes y un número de pequeños, por lo que una proporción creciente de desarrollos recientes han sido tie-backs. A veces estos son nuevos "hub-and-spoke" Instalaciones que sólo recogen varios campos pequeños (por ejemplo, Delta House, Na Kika, tal vez el Tigris de Chevron en el futuro), pero a menudo los tie-backs son para madurar las instalaciones y no se suman a la producción en general, Producción o reducir la tasa de disminución. Sin embargo, incluso los descubrimientos más pequeños han estado secándose durante los últimos dos años. Las dos cifras siguientes muestran las reservas restantes y las tasas de agotamiento (es decir, el porcentaje restante eliminado anualmente a la tasa de producción esperada) para los campos más grandes o más recientemente desarrollados y para los que se dan datos de producción más tarde. La tasa utilizada en el cálculo se toma como el promedio de producción de petróleo de los últimos seis meses para los cuales hay datos. Esto es, por lo tanto, un poco fuera de lugar con los datos de reserva - es decir, La producción es de unos 6 a 9 meses más tarde que los datos de reserva, pero está bien para una indicación aproximada. Tenga en cuenta que las barras abiertas se usan para Stampede y Big Foot, ya que no están en producción pero deben ser entregadas el próximo año.
Algunos campos son predominantemente de gas y la tasa de agotamiento contada contra el petróleo no es significativa y probablemente cambia significativamente: es decir, Otis, Longhorn, Hadrian Sur, Mad Dog, Baldpate y Salsa, y en parte Na Kika. Algunas otras altas tasas de agotamiento pueden deberse a que no se han incluido todas las reservas. Por ejemplo, Baldpate incluye Salsa, Cougar, Deep Penn State y Enchilada, pero los últimos tres de esos campos no tienen reservas en la lista. Deep Penn State entró en línea este año, pero no aparece en ningún lugar en los números BOEM (la producción es en contra de un combinado Baldpate y Salsa número de arrendamiento). Los números de la Torre del Diablo pueden ser similares en que Kodiak fue comprado en línea como un nuevo contrato de arrendamiento, pero puede que no se muestre en números de reserva anteriores.
Coelacanth e Hijo de Bluto 2 tienen reservas ridículamente bajas para el tamaño del desarrollo, no sé si se han anotado a partir de datos de producción temprana, o tal vez el operador fue inicialmente muy conservador (sin embargo, la producción temprana de Son of Bluto 2 No era muy bueno). Marmalard puede reflejar los datos de reserva que faltan. Cardamomo no parece haber tenido un buen rendimiento con el corte de agua, lo que podría haber derribado la estimación recuperable. Blind Faith tiene una producción muy baja para las reservas disponibles: un contrato de arrendamiento ha estado fuera de línea durante varios años y el otro está disminuyendo rápidamente; Las reservas pueden ser sobrestimadas. En general, los números de agotamiento se deben tomar con grandes barras de error; Es de esperar, la próxima versión de los datos de 2016 puede resolver algunos de estos problemas.
Ahora debemos considerar las cifras de la reserva de EIA. Tienen reservas "probadas" a partir de finales de 2015 (C & C) de 4,27 Gb, con un cambio en el año de 10 mmbbls para revisiones y ajustes, 108 adquisiciones y descubrimientos, y una caída de 557 para la producción. Definen como "... las reservas son volúmenes estimados de recursos de hidrocarburos que el análisis de datos geológicos y de ingeniería demuestra con una certeza razonable [definida como el 90%] son recuperables bajo las condiciones económicas y de operación existentes". Por lo tanto, es probable que incluyan descubrimientos que podrían desarrollarse más de cinco años. No dan datos campo por campo, por lo que es difícil ir mucho más lejos que eso, pero vea a continuación para más discusión. En los últimos dos años se han registrado algunos grandes campos potenciales (Logan, Kaskida, Hadrian North, Moccasin) y otros degradados (Hopkins, Shenandoah), será interesante ver si estos han sido incluidos en los números de la EIA a medida que se publica su actualización anual; Así como el impacto que el precio del petróleo podría haber tenido en las revisiones de las reservas.
Parte II Producción actual
Las siguientes figuras presentan los datos de producción de BOEM para los campos que se muestran en estimaciones de agotamiento arriba. Algunos campos han sido bastante inestables, lo que puede contribuir a algunas de las anomalías anteriores (aunque se podría esperar que las tasas de agotamiento se mostrarían como muy bajas si los pozos están fuera de línea). Los resultados son a través de abril, aunque faltan algunos números y se han estimado (simplemente asumiendo un flujo diario constante desde el mes conocido anteriormente).
El primer gráfico muestra el petróleo de los campos con arrendamientos que han comenzado desde finales de 2014, seguido de su producción de agua. Estrictamente hablando Mars-Ursa comenzó en la década de 1990, pero con un segundo desarrollo para el Olympus spar a principios de 2014. Sin embargo, tomó un poco de tiempo para subir y ha tenido un par de nuevos tie-backs añadido desde entonces, Lo he incluido aquí.
El corte promedio de agua se ha mantenido estable a medida que se han añadido más campos, pero sería razonable esperar ahora que aumente, ya que hay pocos campos nuevos ahora debido. Esto estaría generalmente acompañado por la disminución de la producción de petróleo. Algunos de los campos parecen estar disminuyendo sin el apoyo de agua (ya sea de inyección o un acuífero), presumiblemente estos tienen gas de solución y / o unidad de compactación, y sólo entrar en declive continuo. No tengo los datos para poder identificar la estrategia de la impulsión para cada campo, aunque se puede encontrar probablemente con un poco de búsqueda. El recientemente anunciado Kaikias tie-back se dirigirá al Olympus Spar con Mars-Ursa, por lo que debe haber cierta caída allí para hacer espacio. Heidelberg, Julia y Stones todavía no están a su capacidad de diseño. Stones ha sido lenta para subir y tiene unos 10.000 bpd todavía para ir a cumplir con el diseño. Julia y Heidelberg pueden tener otros 40.000 combinados, pero esto puede esperar más tarde, los desarrollos de segunda fase, posiblemente dependen de los resultados de la producción inicial.
Ha habido un desarrollo de fase II para Jack que aparecerá en los próximos informes hasta junio. Coelacanth es de aproximadamente 25.000 bpd por debajo de la capacidad, pero fue diseñado para permitir futuros tie-backs, por lo que no está claro cuánto de la reserva se puede llenar de los campos en línea actuales. Dalmatian Sur parece un desperdicio de dinero, pero hay planes para agregar bombeo multifásico en los campos de Dalmacia el próximo año que puede tener un impacto. Coelacanth es de aproximadamente 25.000 bpd por debajo de la capacidad, pero fue diseñado para permitir futuros tie-backs, por lo que no está claro cuánto de la reserva se puede llenar de los campos en línea actuales. Dalmatian Sur parece un desperdicio de dinero, pero hay planes para agregar bombeo multifásico en los campos de Dalmacia el próximo año que puede tener un impacto. Coelacanth es de aproximadamente 25.000 bpd por debajo de la capacidad, pero fue diseñado para permitir futuros tie-backs, por lo que no está claro cuánto de la reserva se puede llenar de los campos en línea actuales. Dalmatian Sur parece un desperdicio de dinero, pero hay planes para agregar bombeo multifásico en los campos de Dalmacia el próximo año que puede tener un impacto.
Tenga en cuenta que un número después del nombre muestra cuántas plataformas de perforación están actualmente activas en el campo. Los dos siguientes gráficos muestran el petróleo y el agua para los campos operados por BP. Nota Las campanas tubulares son un nuevo campo incluido en la tabla anterior. Na Kika es una colección de la producción de muchos pequeños y dispersos campos de petróleo y gas (por lo tanto, el nombre que se refiere a un dios pulpo que creó la tierra fuera del mar). Aunque he recogido campos juntos en otro lugar, este es el único lugar en el que he utilizado el nombre de la instalación para el agregado, ya que la lista de todos los campos, por ejemplo, con separadores, es demasiado larga.
Thunder Horse Sur entró en funcionamiento a principios de 2017 y debe mostrar en los resultados de febrero y marzo, que aún no han sido reportados (BP es generalmente más lento que los demás, excepto a veces Chevron (NYSE: CVX ), con sus números). No sé en qué contrato aparecería. Las dos siguientes cifras muestran la producción de petróleo y agua para Caesar / Tonga / Tahiti, que son bloques en Green Canyon. Tres arrendamientos son operados por Chevron y van a Tahití, que fue el buque insignia de Chevron antes de Jack. Anadarko (NYSE: APC ) opera los otros cuatro, y su producción pasa por el eslabón de la Constitución, que también procesa los campos de Ticonderoga y Constitución. Tiene una capacidad de placa de 40.000 bpd y actualmente parece estar en o un poco más de esto. Ha habido dos incendios recientes con cierre y reunión en el larguero a finales de marzo y finales de abril, lo que podría afectar a las cifras de producción.
El próximo año, el campo de Constellation (que fue Hopkins cuando BP lo operó) debe estar atado, por lo que esperan alguna disminución en los campos existentes o han hecho algunos brownfield significativos debottlenecking. Para ambos operadores la producción ha sido bastante plana e incluso ligeramente creciente en general, parece que la manipulación de gas podría ser la principal preocupación en lugar de agua - tal vez algo para investigar después de la próxima edición de números de producción. Los números finales de la producción son para los campos restantes con las reservas de aceite indicadas sobre 10 mmbbls. Hubo un descenso general, y bastante alto, hasta 2015 y principios de 2016, que fue detenido después del hundimiento del huracán 2016. Nueva producción llegó a Shenzi, K2, Baldpate y Torre del Diablo. El aumento de la torre del diablo vino de un nuevo arriendo, Kodiak, también demostrado en la primera carta de la producción arriba. Baldpate atado en Deep Penn South - no hay datos individuales para esto que puedo encontrar - y agregó otro pozo de producción. Para Shenzi, parece que los pozos de desarrollo se agregaron en mayo de 2016 y enero de 2017, este último añadió cerca de 8.000bpd. Creo que estoy perdiendo algo para Shenzi, ya que tiene un flujo mucho más alto que lo garantizado por sus reservas declaradas. BHP (NYSE: BHP ), que opera Shenzi, anunció descubrimientos vecinos en Shenzi North en 2015 y Caicos en 2016, así que tal vez simplemente los ató inmediatamente. K2 agregó alrededor de 12.000 bpd en junio de 2016, ya que dos contratos de arrendamiento regresaron en línea y el flujo de tercer aumento significativamente debido a la adición de gas de elevación en las plantillas submarinas.
Tobago incluye el campo Silvertip. Creo que hubo un plan para un tieback submarino desde allí en 2016, pero el declive general en la producción sugiere que tal vez no. Ambos se procesan con el Gran Campo Blanco en el Perdido Spar (operador de Shell, puesta en marcha en 2010). Gran Blanco (mostrada en el cuadro de nuevos contratos de arrendamiento) ha estado aumentando, pero la perforación de desarrollo estaba planeado para ser completa en 2016, por lo que ahora puede unirse a Tobago en declive.
De particular importancia en abril: en general hubo una gran caída en la producción, principalmente de Cardamom, Great White y Kodiak sin conexión; Hubo un gran aumento (cinco veces) en el agua reportada en un arrendamiento de Na Kika. Esto puede ser una revisión de informes en lugar de una realidad; La mayoría de los informes de arrendamiento están al día excepto Coelacanth, Tubular Bells, Atlantis, el complejo Thunder Horse parece estar faltando datos de febrero y marzo, pero tienen números de abril, no es evidente que Thunder Horse South start-up todavía ha añadido mucha producción todavía; La acumulación de piedras no va bien; Algunos de los otros nuevos y recientes campos nuevos no parecen grandes tampoco (Dalmatian, Otis, y Odd Job, que acaba de comenzar a cortar el agua); Lucius invirtió declinaciones recientes, pero el corte de agua sigue aumentando rápidamente; Julia y Heidelberg se mantienen firmes pero con buena capacidad. Julia y Stones tienen plataformas de perforación activas, Heidelberg no. Cardamomo va a la plataforma Augur, que tiene más de veinte años. No sé si eso podría reducir su disponibilidad a través de fallas de equipo o la necesidad de más mantenimiento planificado - por lo general las plataformas más antiguas están en flujo bajo y tienen un montón de redundancia en línea, pero Cardamom es una proporción significativa del valor de placa de la instalación.
De las 40 plataformas listadas por BSEE en el GoM durante la semana pasada, trece son herramientas de ejecución (algunas pueden ser pozos de exploración), cuatro perforan pozos de exploración, dos son pozos de evaluación (Phobos y North Platte), dos están perforando previamente Stampede, uno de cada uno son de pre-perforación en Appomattox y Mad Dog (o podría ser una evaluación adicional) y los demás están trabajando en pozos de desarrollo. Once plataformas son para Shell (NYSE: RDS.A ) (NYSE: RDS.B ), cinco Chevron, cuatro Anadarko, dos BP, tres Hess (NYSE: HES ) y tres Exxon Mobil (NYSE: XOM ). En total, las cuatro tablas de producción de petróleo cubren aproximadamente el 90% de la producción total de aguas profundas. Hay un gran número de otros productores más pequeños en profundidad y más de 200.000 bpd todavía de campos poco profundos. La producción de estos otros campos se ha mantenido bastante bien durante los últimos dos años.
En general, ha habido una meseta reciente en la producción de los grandes campos maduros: sin la producción adicional para detener la disminución en estos campos, el GoM ya no superaría las tasas de producción anteriores, incluso con todos los nuevos campos que entraron en funcionamiento en 2015 Y 2016. Parte de esto será debido a la perforación continua del desarrollo dentro de un campo ya otro a nuevos tie-backs; El cuello de botella de la instalación también puede estar involucrado (por ejemplo, K2). Gran parte de esto es probablemente debido a las decisiones de inversión tomadas en la era de los precios altos de 2013 y 2014. Sin la producción agregada para detener la disminución en estos campos, el GoM no superaría ahora las tasas de producción anteriores, incluso con todos los nuevos campos que entraron en funcionamiento en 2015 y 2016. Parte de esto se debe a la continua perforación de desarrollo dentro de un campo Y otros a nuevos tie-backs; El cuello de botella de la instalación también puede estar involucrado (por ejemplo, K2). Gran parte de esto es probablemente debido a las decisiones de inversión tomadas en la era de los precios altos de 2013 y 2014. Sin la producción agregada para detener la disminución en estos campos, el GoM no superaría ahora las tasas de producción anteriores, incluso con todos los nuevos campos que entraron en funcionamiento en 2015 y 2016. Parte de esto se debe a la continua perforación de desarrollo dentro de un campo Y otros a nuevos tie-backs; El cuello de botella de la instalación también puede estar involucrado (por ejemplo, K2). Gran parte de esto es probablemente debido a las decisiones de inversión tomadas en la era de los precios altos de 2013 y 2014.
Con el agotamiento alto y los descubrimientos bajos, y el hiato actual de la inversión, entonces en alguna declinación del tiempo tiene que comenzar otra vez, y parecerá probablemente 2015 en la carta arriba. Si se ha reducido el mantenimiento planificado, la disminución futura podría ser peor. Los campos más antiguos están obviamente limitados por el rendimiento del pozo y del embalse, pero para algunos de los de mediana edad, especialmente aquellos con capacidad de producción cercana a la capacidad de la placa de características, las instalaciones superficiales pueden estar o están convirtiéndose en límites. Normalmente, las instalaciones están diseñadas para líquidos totales máximos en un 50% de corte de agua después de que la producción de aceite caiga naturalmente a medida que los pozos salen, o se deben cortar para permitir que las instalaciones de producción funcionen correctamente (es decir, Y producir on-spec petróleo y agua), pero eso no es difícil y rápido.
Los mayores operadores del GdM y, por tanto, los más propensos a influir en la producción en un futuro próximo y medio, con su producción media de enero a mayo en kbpd, son los siguientes:
(Union Oil es una subsidiaria de Chevron.)
Parte III Escenarios futuros
El siguiente gráfico presenta una conjetura educada en un escenario para la producción futura, que comprende todos los campos que se identifican como desarrollos probables más las tasas de disminución estimadas para los campos existentes sobre la base de sus tasas de agotamiento esperadas. La recuperación total de los campos desarrollados, excluyendo Stampede y Big Foot, es de 4,4 Gb, con otros 3,5 Gb de nuevos campos. Por lo tanto, dado que ha habido alrededor de 0.6 producido en 2016, puede ser una sobreestimación, pero igualmente puede haber algunos desarrollos adicionales de campo cercano que aún no se enumeran como números de reserva, o crecimiento de reserva recta (por ejemplo, BP agregó recientemente más de 200 mmboe a través de Métodos sísmicos mejorados). Tenga en cuenta que cualquiera de las putativo 3.5 Gb adiciones es actualmente "no descubierto" que se agregó a la curva acumulativa de descubrimiento contra el año de descubrimiento (es decir, El primer pozo de exploración exitoso) cuando se aprueba para el desarrollo, no hay una repentina mancha contra, digamos, 2019, si los precios del petróleo aumentan y un número de proyectos repentinamente son aprobados. Sin embargo, muchos de los descubrimientos recientes están en aguas profundas exploradas desde 2010, por lo que el tercer ciclo en los tres ciclos de curvas mencionados anteriormente se volvería más obvio. Estos números de recuperación proyectados están bastante bien en línea con los números de reserva de EIA, es decir, 7,3 2P en comparación con 4,3 Gb 1P de EIA, así que tal vez otros 3 Gb de probable, lo que sería razonable. Hay otros, creo que generalmente muy pequeños, "descubrimientos" que podrían agregarse (Sicilia, Invierno, Samurai, Tortuga, Magallanes), pero igualmente algunos de los campos mostrados pueden resultar no comerciales.
Si los precios del petróleo aumentan y un número de proyectos repentinamente son aprobados. Sin embargo, muchos de los descubrimientos recientes están en aguas profundas exploradas desde 2010, por lo que el tercer ciclo en los tres ciclos de curvas mencionados anteriormente se volvería más obvio. Estos números de recuperación proyectados están bastante bien en línea con los números de reserva de EIA, es decir, 7,3 2P en comparación con 4,3 Gb 1P de EIA, así que tal vez otros 3 Gb de probable, lo que sería razonable. Hay otros, creo que generalmente muy pequeños, "descubrimientos" que podrían agregarse (Sicilia, Invierno, Samurai, Tortuga, Magallanes), pero igualmente algunos de los campos mostrados pueden resultar no comerciales. Si los precios del petróleo aumentan y un número de proyectos repentinamente son aprobados. Sin embargo, muchos de los descubrimientos recientes están en aguas profundas exploradas desde 2010, por lo que el tercer ciclo en los tres ciclos de curvas mencionados anteriormente se volvería más obvio. Estos números de recuperación proyectados están bastante bien en línea con los números de reserva de EIA, es decir, 7,3 2P en comparación con 4,3 Gb 1P de EIA, así que tal vez otros 3 Gb de probable, lo que sería razonable. Hay otros, creo que generalmente muy pequeños, "descubrimientos" que podrían agregarse (Sicilia, Invierno, Samurai, Tortuga, Magallanes), pero igualmente algunos de los campos mostrados pueden resultar no comerciales. Muchos de los descubrimientos recientes están en aguas profundas exploradas desde 2010, de modo que el tercer ciclo en los tres ciclos de curvas mencionados anteriormente se volvería más obvio.
Estos números de recuperación proyectados están bastante bien en línea con los números de reserva de EIA, es decir, 7,3 2P en comparación con 4,3 Gb 1P de EIA, así que tal vez otros 3 Gb de probable, lo que sería razonable. Hay otros, creo que generalmente muy pequeños, "descubrimientos" que podrían agregarse (Sicilia, Invierno, Samurai, Tortuga, Magallanes), pero igualmente algunos de los campos mostrados pueden resultar no comerciales. Muchos de los descubrimientos recientes están en aguas profundas exploradas desde 2010, de modo que el tercer ciclo en los tres ciclos de curvas mencionados anteriormente se volvería más obvio. Estos números de recuperación proyectados están bastante bien en línea con los números de reserva de EIA, es decir, 7,3 2P en comparación con 4,3 Gb 1P de EIA, así que tal vez otros 3 Gb de probable, lo que sería razonable. Hay otros, creo que generalmente muy pequeños, "descubrimientos" que podrían agregarse (Sicilia, Invierno, Samurai, Tortuga, Magallanes), pero igualmente algunos de los campos mostrados pueden resultar no comerciales.
Puede haber descubrimientos adicionales, pero con un tamaño de descubrimiento reciente de alrededor de 10 a 20 mmbbls, tendría que haber mucho que hacer mucha diferencia, y por lo tanto mucho que buscar, y que no está sucediendo en este momento, o la apertura Una nueva frontera en alguna parte. Los recursos necesarios para cumplir con el perfil de puesta en marcha presentado serían extensos y podrían no estar disponibles en el período indicado, especialmente porque el perfil implica un repentino aumento de los precios y, por lo tanto, la finalización de otras áreas para desarrollar proyectos retrasados.
El número entre corchetes con el nombre del campo es la capacidad nominal de aceite de la placa de identificación para cualquier desarrollo. También he incluido la curva de ajuste para los datos a través de 2015 (línea negra) - obviamente es una predicción pobre desde el inicio, ya que se pierde el pico de 2017. La EIA también proporciona proyección futura. Recientemente, éstos han consistido en extender la producción del mes actual durante aproximadamente seis meses, bajar la temporada de huracanes si es apropiado, y luego agregar una curva de crecimiento de alrededor de 300.000 bpd durante dieciocho meses. Nunca han explicado correctamente de dónde proviene esta producción extra - y cambian su teoría con cada lanzamiento, y parecen no permitir nunca ninguna disminución madura del campo. Cualquier campo de gran tamaño debido a producir producción adicional en 2018 debe mostrar en los datos actuales de reservas BOEM - y sólo Stamped y Big Foot (que se debe instalar a finales de 2018 y es poco probable que en línea). Pienso que la realidad estará más cerca de mi escenario: permitiendo nuevos descubrimientos y mayor actividad de brownfield y de relleno, podría estar más cerca de una meseta que la que se muestra en el corto plazo, pero no habrá crecimiento antes, como mínimo, 2021 y luego solo Si hay descubrimientos importantes. El GoM es una cuenca madura, los campos de aguas profundas son menos que superficiales, pero actualmente parece que el petróleo está en lento declive terminal y que el gas está casi agotado. Muchas otras cuencas costa afuera (y probablemente en tierra) están en un estado similar o pronto serán: Reino Unido, Noruega, México, Azerbaiyán, la mayoría de los países asiáticos y Australia. Menos para Angola y Nigeria, Pero el hiato actual en la inversión golpeará su producción pronto - probablemente su perfil de producción final parecerá un ajuste de Verhulst de dos o tres ciclos, un poco como el aceite de GoM, con una inmersión que viene. Tiene una buena disponibilidad de datos, incluso si la base con números de arrendamiento puede ser confusa, por lo tanto, es muy interesante como un indicador de lo que sucede en otras cuencas, menos bien documentadas. También me resulta divertido seguir los nudos que la EIA, los medios de la industria y los E & Ps se atan para no admitir abiertamente que podría haber alguna vez un pico. Por lo tanto, es muy interesante como indicador de lo que ocurre en otras cuencas menos documentadas. También me resulta divertido seguir los nudos que la EIA, los medios de la industria y los E & Ps se atan para no admitir abiertamente que podría haber alguna vez un pico. Por lo tanto, es muy interesante como indicador de lo que ocurre en otras cuencas menos documentadas. También me resulta divertido seguir los nudos que la EIA, los medios de la industria y los E & Ps se atan para no admitir abiertamente que podría haber alguna vez un pico.
