Chevron: Campos maduros, producción máxima

En 2012, la concesión offshore del Bloque 0 en Angola produjo su 4 mil millones de barriles de petróleo crudo. Chevron es el mayor empleador extranjero de la industria petrolera del país. (Foto: Chevron)

Chevron está combinando tecnología y procesos de trabajo optimizados para maximizar las eficiencias de producción en sus campos marinos maduros. Las inversiones continuas en los campos, la vigilancia de yacimientos, el análisis y la optimización de la cartera son algunos de los métodos principales en los que confía Chevron para mantener campos como Okan (1965) y Meren (1968) en la costa de Nigeria y Malongo West (1970) en la costa de Angola.

"Es asombroso que sigan dando", dice Jitendra Kikani, gerente general de gestión de reservorios, Exploración y Producción de Chevron Africa y Latinoamérica. "Es alentador" tener esos campos con recuperación continua, incluso en "áreas remotas donde a veces las cosas son difíciles".

Sin embargo, dice que no hay una inversión continua en la forma en que la empresa denomina “pequeños proyectos”: perforación de relleno, reparaciones, reconsideraciones, profundizaciones y trabajos de rendimiento, por nombrar algunos campos maduros, podría sufrir una tasa de disminución del 10% al 15%.

"La tasa de disminución de Chevron es del 3% al 5% anual", dice Kikani. "Todos estos pequeños proyectos nos permiten administrar estos campos [para lograr] pequeñas tasas de disminución año tras año".

Clay Neff, presidente de Chevron Africa and Latin America Exploration and Production, dice que la compañía se enfoca en extender la vida económica de los campos maduros existentes al mejorar el rendimiento e impulsar las eficiencias.

"Obtenemos barriles adicionales rentables de nuestros activos maduros mediante la aplicación de tecnologías y procesos de trabajo optimizados que maximizan la creación de valor en campos más antiguos", dice Neff.

Según la compañía, la optimización continua de cada uno de los campos emplea todas las tecnologías subyacentes incluidas en la "confiabilidad y optimización de pozos" que tiene la vigilancia de yacimientos como la pieza central. Kikani dice que la compañía mantiene la longevidad en sus campos al producir reservorios con los volúmenes, tasas y cortes correctos. Esto se logra a través de actividades de vigilancia tales como pruebas de frecuencia periódica de la adquisición de presión de pozo, fondo de pozo y presión de pozo, incluido el uso de instrumentación en tiempo real y el muestreo de fluidos tanto producidos como inyectados. Los métodos innovadores permiten a Chevron implementar algunas de estas tecnologías de vigilancia de manera rentable para los campos más antiguos, dice la compañía.

"El monitoreo de depósitos depende de que todos los componentes funcionen", dice Kikani, por lo que los equipos multifuncionales trabajan en estrecha colaboración para utilizar los datos de manera efectiva y evitar cuellos de botella.

La Plataforma Okan de Chevron en Nigeria se construyó en 1963. Chevron es el tercer productor de petróleo en Nigeria. (Foto: Chevron)

Un ejemplo de este trabajo en equipo son los centros de operaciones integradas, que permiten a los expertos en plataformas y oficinas regionales colaborar en datos de operaciones en tiempo real. El centro de operaciones integrado de Chevron Angola es fundamental para las operaciones exitosas porque ofrece la capacidad de colaborar en todas las funciones y ubicaciones al tiempo que brinda acceso en tiempo real a los datos operativos, según la compañía. En Angola, la gestión del agua y el gas para inyección y el gas para elevación en múltiples campos mejora el rendimiento de la producción. Esto solo se puede hacer con una comprensión clara de las especificaciones del gasoducto, las limitaciones de volumen, el abastecimiento y la disponibilidad de gas de inyección y excedente, las capacidades de los pozos y requiere la participación general en tiempo real desde las operaciones de producción y las instalaciones hasta el personal de gestión de activos, según a la compañia.

Al usar el monitoreo en tiempo real, Chevron pudo ahorrar más de $ 6 millones en un período de seis meses en el campo de condensado de gas de Sonam en la costa de Nigeria el año pasado al optimizar la configuración del estrangulamiento, mejorar la estrategia de finalización, reducir las oportunidades de producción perdidas y combinar el flujo de producción , Dice Kikani.

La optimización de la mezcla es necesaria cuando hay contaminantes como el azufre en el flujo de producción. Al conocer la contribución de la producción y la composición de los diferentes reservorios y zonas, dice, fue posible maximizar el valor mediante el cumplimiento de las especificaciones de producción y la gestión de las velocidades de erosión en los pozos.

Debido a la proliferación de instrumentación y mejoras en el análisis de datos y la automatización, Chevron está utilizando una serie de tecnologías para reducir las tareas que requieren mucha mano de obra, como las aplicaciones móviles para operadores, la determinación multivaria de la variación del proceso a partir de los pronósticos que resultan en la gestión por excepción, y Programación de mantenimiento basada en medidas de rendimiento del equipo en lugar de intervalos definidos. Todo esto conduce a mejoras en la eficiencia de la producción.

"Esto permite a las personas filtrar los datos de manera más efectiva y conectar los puntos", dice Kikani.

Recientemente, Chevron ha tomado las mejores prácticas perfeccionadas en los últimos años de la perforación de la fábrica en Permian Basin y las ha aplicado en el resto de la compañía, afirma. Por ejemplo, ciertos procesos, como los protocolos disciplinados de gestión del cambio, la mejora de los ahorros de costos debido a una mejor racionalización de la cadena de suministro con perforación y terminaciones, así como la estandarización del proceso de perforación, ayudan a otras unidades de negocios a aprender y adoptar las operaciones Permian de Chevron. dice.

"Ciertas cosas son aplicables en todas partes", dice.

La plataforma de Sonam está ubicada en la concesión OML 91, costa afuera de Nigeria. El proyecto de Sonam está diseñado para entregar 215 millones de pies cúbicos de gas natural por día al mercado nacional. (Foto: Chevron)

Chevron está utilizando el análisis predictivo en sus programas de mantenimiento para minimizar las oportunidades de producción perdidas. Por ejemplo, hay muchas bombas eléctricas sumergibles que operan en los activos de Chevron en la costa de Angola. Los ESP tienen una expectativa de rendimiento predeterminada.

"La pregunta es cuándo dejarán de trabajar en esas áreas remotas" donde no hay un acceso fácil a la cadena de suministro o plataformas para trabajos de reparación, dice Kikani. Al predecir el fallo de esa bomba, Chevron puede programar el mantenimiento y minimizar "días a semanas o meses" de tiempo de inactividad, dice.

Kikani dice que el marco de gestión de reservorios, aprendido y transferido durante décadas, proporciona consistencia y excelencia en toda la empresa, junto con las oportunidades generadas por la vigilancia y la priorización de la supervisión y la cartera impulsan las bajas tasas de disminución de Chevron.

"Un proceso minucioso nos permite aprender continuamente y aumentar el valor de estas actividades", dice.