Chevron: Campos maduros, produção máxima

Em 2012, a concessão offshore do Bloco 0 em Angola produziu o seu 4 bilionésimo barril de petróleo bruto. A Chevron é o maior empregador da indústria petrolífera estrangeira do país. (Foto: Chevron)

A Chevron está combinando tecnologia e simplificando processos de trabalho para maximizar a eficiência da produção em seus campos marítimos maduros. Investimentos contínuos nos campos, vigilância de reservatórios, análise e otimização de portfólios são alguns dos principais métodos utilizados pela Chevron para manter campos como Okan (1965) e Meren (1968) na costa Nigéria, juntamente com Malongo West (1970), na produção offshore de Angola.

“É incrível que eles continuem doando”, diz Jitendra Kikani, gerente geral de gerenciamento de reservatórios, Chevron África e América Latina Exploração e Produção. “É animador” ter esses campos com recuperação contínua, mesmo em “áreas remotas onde às vezes as coisas são desafiadoras”.

Sem investimentos contínuos na forma do que a empresa chama de “pequenos projetos” - perfurações de preenchimento, workovers, recompletions, deepenings e perf trabalhos, para citar alguns campos maduros, podem sofrer uma taxa de declínio de 10% a 15%, diz ele.

"A taxa de declínio da Chevron é de 3% a 5% ao ano", diz Kikani. “Todos esses pequenos projetos nos permitem administrar esses campos [para alcançar] pequenas taxas de declínio ano a ano”.

Clay Neff, presidente da Chevron África e da América Latina Exploração e Produção, diz que a empresa se concentra em prolongar a vida econômica dos campos maduros existentes, melhorando o desempenho e impulsionando a eficiência.

"Obtemos barris lucrativos adicionais de nossos ativos maduros, aplicando tecnologias e processos de trabalho simplificados que maximizam a criação de valor em campos mais antigos", diz Neff.

A otimização contínua de cada um dos campos emprega todas as tecnologias subjacentes agrupadas em “confiabilidade e otimização do poço”, que tem a vigilância do reservatório como a peça central, de acordo com a empresa. Kikani diz que a empresa mantém a longevidade em seus campos produzindo reservatórios nos volumes, taxas e cortes certos. Isso é conseguido por meio de atividades de vigilância, como o teste de taxa regular do estoque do poço, a aquisição de pressão no poço e no poço, incluindo o uso de instrumentação em tempo real e amostragem de fluidos produzidos e injetados. Métodos inovadores permitem que a Chevron implemente algumas dessas tecnologias de vigilância de maneira econômica em campos mais antigos, diz a empresa.

“O monitoramento de reservatórios depende de todos os componentes funcionando”, diz Kikani, portanto as equipes multifuncionais trabalham em conjunto para usar os dados de maneira eficaz e evitar gargalos.

A plataforma Okan da Chevron na Nigéria foi construída em 1963. A Chevron é a terceira maior produtora de petróleo da Nigéria. (Foto: Chevron)

Um exemplo desse trabalho em equipe são os centros de operações integrados, que permitem que especialistas em plataformas e escritórios regionais colaborem em dados de operações em tempo real. O centro de operações integradas da Chevron Angola é fundamental para operações bem-sucedidas, pois oferece a capacidade de colaborar entre funções e locais, ao mesmo tempo em que fornece acesso em tempo real aos dados operacionais, diz a empresa. Em Angola, a gestão de água e gás para injeção e gás para elevação em vários campos melhora o desempenho da produção. Isso só pode ser feito com um entendimento claro das especificações de pipeline, restrições de volume, fornecimento e disponibilidade de gás de injeção e excedente, capacidades de poço e exige participação em toda a linha em tempo real desde operações de produção e instalações até o pessoal de gerenciamento de ativos. para a empresa.

Usando o monitoramento em tempo real, a Chevron conseguiu economizar mais de US $ 6 milhões em um período de seis meses no campo de condensado de gás da Sonam no ano passado, otimizando as configurações do reator, melhorando a estratégia de conclusão, reduzindo as oportunidades de produção perdidas e misturando o fluxo de produção. , Diz Kikani.

A otimização da mistura é necessária quando há contaminantes como o enxofre no fluxo de produção. Conhecendo a contribuição da produção e composição dos diferentes reservatórios e zonas, diz ele, foi possível maximizar o valor atendendo às especificações de produção e gerenciando as velocidades de erosão nos poços.

Dada a proliferação de instrumentação e melhorias em análise de dados e automação, a Chevron está usando várias tecnologias para reduzir tarefas que exigem muito trabalho, como aplicativos móveis para operadores, determinação multivariada de variação de processo de previsões resultando em gerenciamento por exceção e programação de manutenção com base em medidas de desempenho do equipamento em vez de intervalos definidos. Tudo isso leva a melhorias na eficiência da produção.

"Isso permite que as pessoas analisem os dados com mais eficiência e conectem os pontos", diz Kikani.

Recentemente, a Chevron adotou as melhores práticas aprimoradas nos últimos anos na perfuração de fábricas na Permian Basin e as aplicou em todo o restante da empresa, diz ele. Por exemplo, certos processos como protocolos disciplinados de gerenciamento de mudanças, melhor economia de custos devido a melhor simplificação da cadeia de fornecimento com perfuração e completação, bem como padronização de processos de perfuração estão ajudando outras unidades de negócios a aprender e adotar operações de Permian da Chevron, ele diz.

"Certas coisas são aplicáveis em todos os lugares", diz ele.

A plataforma Sonam está localizada na concessão OML 91, na costa da Nigéria. O projeto Sonam é projetado para entregar 215 milhões de pés cúbicos de gás natural por dia para o mercado interno. (Foto: Chevron)

A Chevron está usando a análise preditiva em seus programas de manutenção para minimizar as oportunidades de produção perdidas. Por exemplo, existem muitas bombas submersíveis elétricas operando nos ativos da Chevron no litoral de Angola. Os ESPs têm uma expectativa de desempenho pré-determinada.

"A questão é quando eles vão parar de trabalhar nessas áreas remotas", onde não há acesso fácil à cadeia de suprimentos ou plataformas para o trabalho de reparo, diz Kikani. Ao prever a falha dessa bomba, a Chevron pode agendar a manutenção e minimizar “dias a semanas ou meses” de tempo de inatividade, diz ele.

Kikani diz que a estrutura de gerenciamento de reservatórios, aprendida e transferida ao longo de décadas, fornece consistência e excelência em toda a empresa, juntamente com oportunidades geradas pela vigilância e a priorização de monitory e portfólio impulsiona as baixas taxas de declínio da Chevron.

"Um processo de lookback completo nos permite aprender continuamente e aumentar o valor dessas atividades", diz ele.