Reserves, Non Producing

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Comprendre les "Réserves non productives" dans le secteur pétrolier et gazier

Dans le monde du pétrole et du gaz, les "réserves" font référence à la quantité estimée d'hydrocarbures pouvant être extraits de manière économiquement viable d'un champ particulier. Bien que le terme "réserves" implique généralement un certain niveau de production, toutes les réserves ne sont pas activement productives. "Réserves non productives" désigne une catégorie spécifique de réserves qui ne sont pas actuellement extraites pour diverses raisons.

Les sous-catégories des "Réserves non productives" comprennent :

1. Réserves fermées : Cette catégorie englobe les réserves techniquement capables de production, mais qui ne produisent pas temporairement en raison de divers facteurs.

Intervalles de complétion : Ce sont des sections d'un puits qui sont forées et ouvertes, prêtes à produire, mais qui n'ont pas encore été mises en ligne. Cela peut être dû à des facteurs tels que l'attente de conditions de marché optimales ou la priorisation d'autres puits en production.
Fermeture pour des raisons de marché : Les puits peuvent être fermés temporairement en raison de faibles prix du marché ou de l'absence d'infrastructure de pipeline. On s'attend à ce que ces puits reprennent la production lorsque les conditions s'amélioreront.
Raisons mécaniques : Certains puits peuvent être fermés en raison de problèmes mécaniques, tels que des pannes d'équipement, nécessitant une réparation ou une maintenance avant de pouvoir reprendre la production.

2. Réserves en arrière-puits : Ces réserves sont situées derrière les puits de production existants. Elles représentent un potentiel inexploité qui peut être accessible en forant des puits latéraux supplémentaires ou en utilisant des technologies de pointe telles que les puits multilatéraux. L'extraction des réserves en arrière-puits nécessite un investissement en capital supplémentaire et peut nécessiter des modifications à l'infrastructure de production existante.

Comprendre l'importance des réserves non productives :

Malgré le fait qu'elles ne soient pas activement produites, les "Réserves non productives" jouent un rôle crucial dans la situation globale des ressources d'un champ pétrolier et gazier. Elles représentent une ressource potentielle qui peut être mise en production à l'avenir :

Augmentation de la production : En mettant en ligne les réserves fermées ou en développant les réserves en arrière-puits, les entreprises peuvent augmenter la production et améliorer la rentabilité globale du champ.
Flexibilité et résilience : La possession de réserves non productives offre la flexibilité d'ajuster les niveaux de production en fonction de l'évolution des conditions du marché, assurant la stabilité et la résilience pendant les baisses économiques.
Potentiel futur : Les réserves en arrière-puits représentent un potentiel inexploité qui peut être développé à l'avenir à l'aide de technologies de pointe, améliorant la longévité d'un champ.

Considérations pour les réserves non productives :

Viabilité économique : La faisabilité économique de la mise en ligne des réserves non productives dépend de facteurs tels que le prix du pétrole, les coûts de production et la demande du marché.
Défis techniques : Le développement des réserves en arrière-puits nécessite souvent des techniques de forage complexes et des technologies de pointe, augmentant potentiellement les coûts et les risques.
Impact environnemental : Le développement des réserves non productives doit être entrepris de manière responsable, en minimisant l'impact environnemental et en assurant la conformité avec la réglementation.

Conclusion :

"Réserves non productives" est un aspect vital de la gestion des champs pétroliers et gaziers. Elles offrent flexibilité, potentiel de production accru et une base de ressources à plus long terme. Comprendre les complexités et les facteurs liés aux réserves non productives est crucial pour prendre des décisions éclairées concernant le développement du champ, maximiser l'utilisation des ressources et assurer des opérations durables.

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Quiz: Reserves, Non-Producing

Instructions: Choose the best answer for each question.

1. Which of the following is NOT a subcategory of "Reserves, Non-Producing"?

a) Shut-in Reserves b) Proven Reserves c) Behind-Pipe Reserves d) Completion Intervals

Answer

b) Proven Reserves

2. What is the primary reason for shutting in a well due to "Market Conditions"?

a) Equipment failure b) Low oil prices c) Lack of pipeline infrastructure d) All of the above

Answer

d) All of the above

3. What is the significance of "Behind-Pipe Reserves"?

a) They are already producing and contribute to current production. b) They represent untapped potential that can be accessed with additional investment. c) They are difficult to access and have no commercial value. d) They are used for environmental monitoring purposes.

Answer

b) They represent untapped potential that can be accessed with additional investment.

4. What is a key benefit of having "Reserves, Non-Producing" in an oil and gas field?

a) They ensure consistent production regardless of market fluctuations. b) They eliminate the need for additional investment in field development. c) They provide flexibility to adjust production levels based on market conditions. d) They reduce environmental impact by limiting production.

Answer

c) They provide flexibility to adjust production levels based on market conditions.

5. Which of the following is NOT a factor to consider when developing "Reserves, Non-Producing"?

a) Environmental impact b) Oil prices and production costs c) Market demand for oil and gas d) Technological advancements in drilling techniques

Answer

None of the above. All of these factors are crucial to consider.

Exercise: Analyzing Non-Producing Reserves

Scenario: An oil and gas company has a field with 100 million barrels of proven reserves. Currently, 50 million barrels are being produced, leaving 50 million barrels as "Reserves, Non-Producing." 30 million barrels are shut-in due to market conditions, and 20 million barrels are behind-pipe reserves.

Task:

Calculate the percentage of "Reserves, Non-Producing" in relation to the total proven reserves.
Identify the potential benefits of bringing the shut-in reserves online in the future.
Discuss the potential challenges associated with developing the behind-pipe reserves.

Exercise Correction:

Exercice Correction

Percentage of "Reserves, Non-Producing": 50 million barrels (Non-Producing) / 100 million barrels (Total) = 50%
Benefits of Bringing Shut-in Reserves Online:
- Increased Production: This would increase production output and revenue for the company.
- Improved Economics: Utilization of existing infrastructure could lead to lower production costs per barrel.
- Flexibility in Market Response: The company would have more flexibility to adjust production levels based on market conditions.
Challenges of Developing Behind-Pipe Reserves:
- High Capital Investment: Drilling additional lateral wells or utilizing advanced technologies is costly.
- Technical Complexity: Developing these reserves often requires advanced drilling techniques and potentially presents higher risks.
- Environmental Considerations: Developing behind-pipe reserves may require careful environmental planning and mitigation strategies.

Books

Petroleum Engineering Handbook: This comprehensive handbook provides an in-depth understanding of various aspects of oil and gas engineering, including reserve estimation and development.
The Economics of Petroleum Exploration, Development, and Production: This book explores the economic factors influencing oil and gas exploration, development, and production, including reserve valuation and production planning.
Petroleum Geology: This book offers a detailed overview of petroleum geology, covering topics like reservoir characterization, reserve estimation, and production optimization.

Articles

"Unconventional Reserves: A Growing Portion of the U.S. Oil & Gas Industry" by The U.S. Energy Information Administration: This article discusses the increasing role of unconventional reserves, which often include non-producing reserves, in the American energy landscape.
"The Impact of Shale Gas on Oil and Gas Reserves" by IHS Markit: This article analyzes the influence of shale gas development on conventional oil and gas reserves, including non-producing reserves.
"Optimizing Production from Existing Fields: The Role of Non-Producing Reserves" by Oil & Gas Journal: This article explores strategies for maximizing production from existing fields by incorporating non-producing reserves.

Online Resources

Society of Petroleum Engineers (SPE): The SPE website offers a wealth of technical resources, including research papers, conference proceedings, and training materials related to oil and gas engineering, including reserve estimation and development.
The U.S. Energy Information Administration (EIA): The EIA website provides detailed statistics and analysis on oil and gas production, reserves, and market trends.
Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP): The CAPP website offers insights into the Canadian oil and gas industry, including information on reserve estimation and regulatory frameworks.

Search Tips

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