Ölreserven - Oil reserves

Eine Karte der Weltölreserven, 2013.

Ölreserven bezeichnen die Menge an Rohöl , die technisch zu einem Preis gewonnen werden kann, der beim gegenwärtigen Ölpreis finanziell machbar ist. Daher ändern sich die Reserven mit dem Preis, im Gegensatz zu den Ölressourcen , die alles Öl umfassen, das zu jedem Preis technisch gewonnen werden kann. Reserven können für eine Quelle, ein Reservoir, ein Feld, eine Nation oder die Welt sein. Unterschiedliche Klassifizierungen von Reserven hängen von ihrem Grad der Sicherheit ab.

Die geschätzte Gesamtölmenge in einer Öllagerstätte , die sowohl förderbares als auch nicht förderbares Öl umfasst, wird als vorhandenes Öl bezeichnet . Da jedoch die Reservoireigenschaften und Einschränkungen in Erdölfördertechnik , nur ein Bruchteil dieses Öls kann an die Oberfläche gebracht werden, und es ist nur diese herstellbare Fraktion , die betrachtet werden Reserven . Das Verhältnis der Reserven zur Gesamtölmenge in einer bestimmten Lagerstätte wird als Gewinnungsfaktor bezeichnet . Die Bestimmung eines Gewinnungsfaktors für ein gegebenes Feld hängt von mehreren Merkmalen des Betriebs ab, einschließlich der verwendeten Ölgewinnungsmethode und technologischen Entwicklungen.

Basierend auf Daten der OPEC zu Beginn des Jahres 2013 befinden sich die höchsten nachgewiesenen Ölreserven einschließlich nicht-konventioneller Ölvorkommen in Venezuela (20% der Weltreserven), Saudi-Arabien (18% der Weltreserven), Kanada (13% der Weltreserven) und Iran (9%).

Da die Geologie des Untergrunds nicht direkt untersucht werden kann, müssen indirekte Techniken verwendet werden, um die Größe und Gewinnbarkeit der Ressource abzuschätzen. Obwohl neue Technologien die Genauigkeit dieser Techniken erhöht haben, bleiben erhebliche Unsicherheiten bestehen. Im Allgemeinen sind die meisten frühen Schätzungen der Reserven eines Ölfelds konservativ und neigen dazu, mit der Zeit zu wachsen. Dieses Phänomen wird als Reservenwachstum bezeichnet .

Viele ölproduzierende Nationen geben ihre Felddaten aus der Lagerstättentechnik nicht preis und stellen stattdessen ungeprüfte Angaben zu ihren Ölreserven bereit . Die von einigen nationalen Regierungen veröffentlichten Zahlen stehen im Verdacht, aus politischen Gründen manipuliert zu werden.

Klassifizierungen

Schematische Grafik zur Veranschaulichung der Erdölmengen und -wahrscheinlichkeiten. Kurven repräsentieren Kategorien von Öl in der Bewertung. Es besteht eine Chance von 95 % (dh Wahrscheinlichkeit F95) von mindestens Volumen V1 wirtschaftlich förderbaren Öls, und es besteht eine 5-prozentige Chance (F05) von mindestens Volumen V2 von wirtschaftlich förderbarem Öl.

Alle Reservenschätzungen beinhalten Unsicherheiten, abhängig von der Menge der verfügbaren zuverlässigen geologischen und technischen Daten und der Interpretation dieser Daten. Der relative Unsicherheitsgrad kann ausgedrückt werden, indem die Reserven in zwei Hauptklassifikationen unterteilt werden – „bewiesen“ (oder „bewiesen“) und „unbewiesen“ (oder „unbewiesen“). Unbewiesene Reserven können weiter in zwei Unterkategorien unterteilt werden – „wahrscheinlich“ und „möglich“ – um den relativen Grad der Unsicherheit über ihre Existenz anzugeben. Die am häufigsten akzeptierten Definitionen basieren auf denen, die 1997 von der Society of Petroleum Engineers (SPE) und dem World Petroleum Council (WPC) genehmigt wurden .

Nachgewiesene Reserven

Nachgewiesene Reserven sind solche Reserven, von denen behauptet wird, dass sie eine hinreichende Sicherheit (normalerweise mindestens 90 % Vertrauen) haben, unter den bestehenden wirtschaftlichen und politischen Bedingungen mit vorhandener Technologie förderbar zu sein. Branchenspezialisten bezeichnen dies als "P90" (d. h. mit einer Produktionssicherheit von 90%). Bewährte Reserven werden in der Branche auch als „ 1P “ bezeichnet.

Nachgewiesene Reserven werden weiter unterteilt in „ Erwiesene Entwicklung “ (PD) und „ Erwiesene Unentwickelte “ (PUD). PD-Reserven sind Reserven, die mit bestehenden Bohrlöchern und Perforationen oder aus zusätzlichen Lagerstätten produziert werden können, bei denen minimale zusätzliche Investitionen (Betriebskosten) erforderlich sind. PUD-Reserven erfordern zusätzliche Kapitalinvestitionen (zB das Bohren neuer Bohrlöcher), um das Öl an die Oberfläche zu bringen.

Bis Dezember 2009 waren "1P" nachgewiesene Reserven die einzige Art, die die US- Börsenaufsichtsbehörde den Ölgesellschaften erlaubte, den Anlegern zu berichten. Unternehmen, die an US-Börsen notiert sind, müssen ihre Behauptungen belegen, aber viele Regierungen und nationale Ölgesellschaften legen keine Überprüfungsdaten zur Untermauerung ihrer Behauptungen offen. Seit Januar 2010 erlaubt die SEC Unternehmen nun auch, zusätzliche optionale Informationen bereitzustellen, die 2P (bewährt und wahrscheinlich) und 3P (bewiesen plus wahrscheinlich plus möglich) deklarieren, vorausgesetzt, die Bewertung wird von qualifizierten externen Beratern überprüft, obwohl viele Unternehmen 2P verwenden und 3P-Schätzungen nur für interne Zwecke.

Unbewiesene Reserven

Eine Ölquelle in Kanada , die über die drittgrößten Ölreserven der Welt verfügt.

Nicht nachgewiesene Reserven basieren auf geologischen und/oder technischen Daten, die denen ähnlich sind, die bei Schätzungen nachgewiesener Reserven verwendet werden, aber technische, vertragliche oder regulatorische Unsicherheiten schließen eine Einstufung solcher Reserven als nachgewiesen aus. Nicht nachgewiesene Reserven können intern von Ölgesellschaften und Regierungsbehörden für zukünftige Planungszwecke verwendet werden, werden jedoch nicht routinemäßig zusammengestellt. Sie werden als wahrscheinlich und möglich untergeordnet .

Wahrscheinliche Reserven werden bekannten Akkumulationen zugeschrieben und beanspruchen ein Konfidenzniveau von 50 % für die Gewinnung. Branchenspezialisten bezeichnen sie als "P50" (dh mit einer Produktionssicherheit von 50%). Die Summe aus nachgewiesenen plus wahrscheinlichen Reserven wird in der Branche auch als „ 2P “ (bewiesen plus wahrscheinlich) bezeichnet.

Mögliche Reserven werden bekannten Ansammlungen zugeschrieben, die eine geringere Wahrscheinlichkeit haben, geborgen zu werden als wahrscheinliche Reserven. Dieser Begriff wird häufig für Reserven verwendet, von denen behauptet wird, dass sie mit einer Sicherheit von mindestens 10 % gefördert werden ("P10"). Gründe für die Einstufung von Reserven als möglich umfassen unterschiedliche Interpretationen der Geologie, Reserven, die nicht zu kommerziellen Preisen produzierbar sind, Unsicherheit aufgrund von Reservenauffüllung (Versickerung aus angrenzenden Gebieten) und prognostizierte Reserven basierend auf zukünftigen Gewinnungsmethoden. Die kumulierte Menge an nachgewiesenen, wahrscheinlichen und möglichen Ressourcen wird in der Branche als „ 3P “ (bewiesen plus wahrscheinlich plus möglich) bezeichnet.

Russische Reservekategorien

In Russland entsprechen die Reservenkategorien A, B und C1 ungefähr der nachgewiesenen entwickelten Produktion, der nachgewiesenen entwickelten nicht produzierenden bzw. der nachgewiesenen unerschlossenen Produktion; die Bezeichnung ABC1 entspricht nachgewiesenen Reserven. Die russische Kategorie C2 umfasst wahrscheinliche und mögliche Reserven.

Strategische Erdölreserven

Viele Länder unterhalten sowohl aus wirtschaftlichen als auch aus Gründen der nationalen Sicherheit staatlich kontrollierte Ölreserven. Nach der Vereinigten Staaten Energy Information Administration , rund 4,1 Milliarden Barrels (650 Millionen m 3 ) Öl werden in strategischen Reserven gehalten, davon 1,4 Milliarden sind staatlich kontrolliert. Diese Reserven werden bei der Berechnung der Ölreserven eines Landes im Allgemeinen nicht mitgezählt.

Schätztechniken

Beispiel einer Produktionsrückgangskurve für eine einzelne Bohrung

Die Ölmenge in einem unterirdischen Reservoir wird als Oil in Place (OIP) bezeichnet. Nur ein Bruchteil dieses Öls kann aus einer Lagerstätte gewonnen werden. Dieser Anteil wird Wiederfindungsfaktor genannt . Der rückgewinnbare Teil gilt als Reserve. Der nicht rückgewinnbare Teil wird nicht berücksichtigt, es sei denn, es werden Verfahren zu seiner Herstellung implementiert.

Volumetrische Methode

Volumetrische Methoden versuchen, die vorhandene Ölmenge anhand der Größe des Reservoirs sowie der physikalischen Eigenschaften seiner Gesteine ​​und Flüssigkeiten zu bestimmen. Dann wird ein Erholungsfaktor unter Verwendung von Annahmen aus Feldern mit ähnlichen Eigenschaften angenommen. OIP wird mit dem Wiederherstellungsfaktor multipliziert, um eine Reservenummer zu erhalten. Die aktuellen Gewinnungsfaktoren für Ölfelder auf der ganzen Welt liegen typischerweise zwischen 10 und 60 Prozent; einige sind über 80 Prozent. Die große Varianz ist weitgehend auf die Vielfalt der Flüssigkeits- und Lagerstätteneigenschaften für verschiedene Lagerstätten zurückzuführen. Das Verfahren ist am nützlichsten zu Beginn der Lebensdauer des Reservoirs, bevor eine signifikante Produktion stattgefunden hat.

Stoffbilanzmethode

Die Materialbilanzmethode für ein Ölfeld verwendet eine Gleichung, die das Volumen an Öl, Wasser und Gas, das aus einer Lagerstätte gefördert wurde, und die Änderung des Lagerstättendrucks in Beziehung setzt, um das verbleibende Öl zu berechnen. Es wird davon ausgegangen, dass sich bei der Förderung von Flüssigkeiten aus der Lagerstätte der Lagerstättendruck ändert, der von der verbleibenden Öl- und Gasmenge abhängt. Das Verfahren erfordert eine umfassende Druck-Volumen-Temperatur-Analyse und eine genaue Druckhistorie des Feldes. Es erfordert eine gewisse Förderung (normalerweise 5 bis 10 % der endgültigen Gewinnung), es sei denn, eine zuverlässige Druckhistorie aus einem Feld mit ähnlichen Gesteins- und Flüssigkeitseigenschaften kann verwendet werden.

Methode der Produktionsrückgangskurve

Rückgangskurve, die von einer Software zur Analyse von Rückgangskurven generiert wird , die in der Erdölwirtschaft verwendet wird, um die Erschöpfung von Öl und Gas in einer Erdöllagerstätte anzuzeigen . Die Y-Achse ist eine halblogarithmische Skala, die die Rate der Ölerschöpfung (grüne Linie) und Gaserschöpfung (rote Linie) anzeigt . Die X-Achse ist eine Koordinatenskala, die die Zeit in Jahren angibt und die Produktionsrückgangskurve anzeigt. Die obere rote Linie ist die Gasabfallkurve, die eine hyperbolische Abfallkurve ist. Gas wird in MCF (in diesem Fall tausend Kubikfuß) gemessen . Die untere blaue Linie ist die Ölrückgangskurve, die eine exponentielle Rückgangskurve ist. Öl wird in BBL ( Ölbarrel ) gemessen . Die Daten stammen aus den tatsächlichen Verkäufen, nicht aus der Pumpproduktion. Der Rückgang auf null zeigt an, dass in diesem Monat keine Verkäufe stattfanden, wahrscheinlich weil die Ölquelle keinen vollen Tank produzierte und daher einen Besuch von einem Tankwagen nicht wert war . Die Legende oben rechts (Karte) zeigt CUM an, das ist das kumulierte produzierte Gas oder Öl. ULT ist die für das Bohrloch projizierte ultimative Erholung. Pv10 ist der diskontierte Barwert von 10 %, der der zukünftige Wert des verbleibenden Pachtvertrags ist, der für diese Ölquelle auf 1,089 Mio. USD geschätzt wird .

Die Rückgangskurvenmethode verwendet Produktionsdaten, um eine Rückgangskurve anzupassen und die zukünftige Ölförderung zu schätzen. Die drei häufigsten Formen von Abfallkurven sind exponentiell, hyperbolisch und harmonisch. Es wird davon ausgegangen, dass die Produktion auf einer einigermaßen glatten Kurve zurückgehen wird, und daher müssen eingeschlossene Bohrlöcher und Produktionsbeschränkungen berücksichtigt werden. Die Kurve kann mathematisch ausgedrückt oder grafisch dargestellt werden, um die zukünftige Produktion abzuschätzen. Es hat den Vorteil, dass es (implizit) alle Reservoireigenschaften mit einbezieht. Es erfordert eine ausreichende Historie, um einen statistisch signifikanten Trend zu ermitteln, idealerweise, wenn die Produktion nicht durch regulatorische oder andere künstliche Bedingungen eingeschränkt wird.

Reservenwachstum

Die Erfahrung zeigt, dass erste Schätzungen über die Größe neu entdeckter Ölfelder meist zu niedrig sind. Im Laufe der Jahre nehmen die sukzessiven Schätzungen der endgültigen Gewinnung von Feldern tendenziell zu. Der Begriff Reservenwachstum bezieht sich auf die typischen Zunahmen der geschätzten endgültigen Gewinnung, die auftreten, wenn Ölfelder erschlossen und gefördert werden.

Geschätzte Reserven nach Ländern

Trends der nachgewiesenen Ölreserven in den Top-5-Ländern, 1980-2013 (Datum der US Energy Information Administration)

Die Einheit bbl = Barrel Öl. Eine Beispielrechnung für das Reserve-/Produktionsverhältnis ist für Venezuela.

Länder mit den größten Ölreserven
Die meisten Ölreserven der Welt befinden sich im Nahen Osten.
Zusammenfassung der Proven Reserve Data von 2018
Land Reserven
10 9 bbl
Reserven
10 9 m 3
Produktion
10 6 bbl/d
Produktion
10 3 m 3 /d
Reserve/Produktionsverhältnis 1
Jahre
1 Venezuela Venezuela 302.81 48.143 2.1 330 387
2 Saudi Arabien Saudi Arabien 267.03 42.454 8,9 1.410 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 Kuwait Kuwait 101,50 16.137 2.3 370 27
7 Vereinigte Arabische Emirate Vereinigte Arabische Emirate 97,80 15.549 2.4 380 18
8 Russland Russland 80,00 12.719 10,0 1.590 fünfzehn
9 Libyen Libyen 48,36 7,689 1.7 270 76
10 Nigeria Nigeria 36,97 5.878 2.5 400 41
11 Kasachstan Kasachstan 30.00 4.770 1,5 240 55
12 Katar Katar 25,41 4.040 1.1 170 62
13 China China 25.40 4.038 4.1 650 17
14 Vereinigte Staaten Vereinigte Staaten 25.00 3,975 7,0 1.110 10
fünfzehn Angola Angola 8.16 1.297 1,9 300 19
16 Algerien Algerien 12.20 1.940 1.7 270 fünfzehn
17 Brasilien Brasilien 13.20 2.099 2.1 330 17
Summe der Top 17 Reserven 1.540,43 244.909 59,5 9.460 71
Anmerkungen:
1 Verhältnis von Reserve zu Produktion (in Jahren), berechnet als Reserven / Jahresproduktion. (von oben)

Es wird geschätzt , dass zwischen 100 und 135 Milliarden Tonnen (die zwischen 133 und 180 Milliarden m gleich 3 Öl) der Ölreserven der Welt haben zwischen 1850 und der Gegenwart verwendet.

OPEC-Länder

OPEC-Länder

Seit die OPEC in den 1980er Jahren begann, Produktionsquoten auf der Grundlage von Reserven festzulegen, haben viele ihrer Mitglieder eine deutliche Zunahme ihrer offiziellen Reserven gemeldet. Es bestehen Zweifel an der Verlässlichkeit dieser Schätzungen, die mit keiner Form der Überprüfung versehen sind, die externen Berichtsstandards entspricht.

Ölreserven der OPEC 1980–2005

Die plötzlichen Revisionen der OPEC-Reserven in Höhe von fast 300 Mrd. Barrel wurden viel diskutiert. Einiges davon wird teilweise durch die Verlagerung des Eigentums an Reserven weg von internationalen Ölgesellschaften verteidigt, von denen einige nach den konservativen Regeln der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC verpflichtet waren, Reserven zu melden. Die prominenteste Erklärung der Revisionen ist auf eine Änderung der OPEC-Regeln zurückzuführen, die (teilweise) Produktionsquoten für Reserven festlegen. Jedenfalls hatten die Revisionen der offiziellen Daten wenig mit der tatsächlichen Entdeckung neuer Reserven zu tun.

Die Gesamtreserven vieler OPEC-Staaten haben sich in den 1990er Jahren kaum verändert. Die offiziellen Reserven in Kuwait zum Beispiel lagen von 1991 bis 2002 unverändert bei 96,5 Gbbl (15,34 × 10 9  m 3 ) (einschließlich seines Anteils an der Neutralen Zone), obwohl das Land mehr als 8 Gbbl (1,3 × 10 9  m 3 ) und machte in diesem Zeitraum keine wichtigen Neuentdeckungen. Bemerkenswert ist auch der Fall Saudi-Arabiens, dessen nachgewiesene Reserven in den letzten 18 Jahren auf 260 bis 264 Milliarden Barrel (4,20 × 10 10  m 3 × 10 9  m 3 ) während dieses Zeitraums. ^^

Sadad al-Huseini, ehemaliger Leiter der Exploration und Produktion bei Saudi Aramco, schätzt jedoch, dass 300 Gbbl (48 × 10 9  m 3 ) der weltweit 1.200 Gbbl (190 × 10 9  m 3 ) an nachgewiesenen Reserven als spekulative Ressourcen eingestuft werden sollten er gab nicht an, welche Länder ihre Reserven aufgeblasen hatten. Dr. Ali Samsam Bakhtiari , ein ehemaliger leitender Experte der National Iranian Oil Company , hat geschätzt, dass der Iran, der Irak, Kuwait, Saudi-Arabien und die Vereinigten Arabischen Emirate die Reserven um zusammen 320-390 Mrd Iran, die normalerweise akzeptierten offiziellen 132 Milliarden Barrel (2,10 × 10 10  m 3 ) sind fast 100 Milliarden über jeder realistischen Analyse." Petroleum Intelligence Weekly berichtete, dass offizielle vertrauliche kuwaitische Dokumente die Reserven von Kuwait auf nur 48 Milliarden Barrel (7,6 × 10 9  m 3 ) schätzen , von denen die Hälfte nachgewiesen und die andere Hälfte möglich war. Der kombinierte Wert von nachgewiesenen und möglichen beträgt die Hälfte der offiziellen öffentlichen Schätzung der nachgewiesenen Reserven. ^^^

Im Juli 2011 zeigte der jährliche statistische Bericht der OPEC, dass Venezuelas Reserven größer sind als die Saudi-Arabiens.

Siehe auch

Energie und Ressourcen:

Verweise

Externe Links