Chevron: зрелые поля, максимальная производительность

В 2012 году на оффшорной концессии на блоке 0 в Анголе было добыто 4 миллиарда баррелей сырой нефти. Chevron является крупнейшим иностранным работодателем в нефтяной промышленности страны. (Фото: Шеврон)

Chevron объединяет технологии и оптимизированные рабочие процессы, чтобы максимизировать эффективность производства на своих зрелых морских месторождениях. Непрерывные инвестиции в месторождения, наблюдение за резервуарами, аналитика и оптимизация портфеля являются одними из главных методов, на которые опирается Chevron, чтобы сохранить такие месторождения, как Okan (1965) и Meren (1968) в оффшорной Нигерии, а также добыча в Malongo West (1970) на шельфе Анголы.

«Удивительно, что они продолжают давать», - говорит Джитендра Кикани, генеральный менеджер по управлению резервуарами, разведка и добыча в Chevron Africa и Latin America. «Отрадно» иметь такие месторождения с постоянным восстановлением даже в «отдаленных районах, где иногда возникают проблемы».

По его словам, без постоянных инвестиций в форме, которую компания называет «небольшими проектами» - бурение с заполнением, капитальный ремонт, доработка, углубление и перфорирование, и многие другие - зрелые месторождения могут пострадать от 10% до 15%.

«Уровень падения Chevron составляет от 3% до 5% ежегодно», - говорит Кикани. «Все эти небольшие проекты позволяют нам управлять этими полями [для достижения] небольших темпов снижения из года в год».

Клэй Нефф, президент Chevron Africa и стран Латинской Америки по разведке и добыче, говорит, что компания сосредоточена на продлении экономической жизни существующих зрелых месторождений за счет повышения производительности и эффективности вождения.

«Мы получаем дополнительные прибыльные бочки из наших зрелых активов, применяя технологии и оптимизированные рабочие процессы, которые максимизируют создание ценности из старых месторождений», - говорит Нефф.

По словам компании, в непрерывной оптимизации каждого из месторождений используются все базовые технологии, связанные с «надежностью и оптимизацией скважин», в основе которых лежит наблюдение за пластом. Кикани говорит, что компания сохраняет долговечность на своих месторождениях, производя резервуары с нужными объемами, нормами и сокращениями. Это достигается с помощью мероприятий по надзору, таких как регулярные испытания дебита скважины, получение давления в скважине и устье скважины, включая использование контрольно-измерительных приборов в реальном времени и отбор проб как добытой, так и закачиваемой жидкости. Инновационные методы позволяют Chevron внедрять некоторые из этих технологий видеонаблюдения экономически эффективным способом для старых месторождений, заявляет компания.

«Мониторинг коллектора зависит от всех работающих компонентов», - говорит Кикани, поэтому межфункциональные группы работают в тесном сотрудничестве, чтобы эффективно использовать данные и предотвращать узкие места.

Платформа Chevron Okan в Нигерии была построена в 1963 году. Chevron является третьим по величине производителем нефти в Нигерии. (Фото: Шеврон)

Одним из примеров такой совместной работы являются интегрированные операционные центры, которые позволяют экспертам по буровым установкам и региональным офисам совместно работать над оперативными данными в реальном времени. Компания заявляет, что интегрированный операционный центр Chevron Angola имеет решающее значение для успешной работы, поскольку он дает возможность взаимодействовать между функциями и местоположениями, обеспечивая в реальном времени доступ к оперативным данным. В Анголе управление водой и газом для закачки и газом для подъема по нескольким месторождениям повышает производительность. Это может быть сделано только при четком понимании спецификаций трубопровода, ограничений по объему, источников и наличия закачки и избыточного газа, производительности скважин и требует участия по всем направлениям в режиме реального времени на всем пути от производственных операций и объектов до персонала по управлению активами, согласно в компанию.

Используя мониторинг в режиме реального времени, Chevron смог сэкономить более 6 миллионов долларов за шестимесячный период на газоконденсатном месторождении Сонам на шельфе Нигерии в прошлом году, оптимизировав настройки дросселей, улучшив стратегию заканчивания, сократив потерянные производственные возможности и смешав поток производства. Кикани говорит.

Оптимизация смеси необходима, когда в производственном потоке присутствуют такие примеси, как сера. По его словам, зная вклад в добычу и состав различных резервуаров и зон, можно было максимизировать ценность, соблюдая технические характеристики добычи и управляя скоростями эрозии в скважинах.

Учитывая рост числа инструментов и улучшений в аналитике и автоматизации данных, Chevron использует ряд технологий для сокращения трудоемких задач, таких как мобильные приложения для операторов, многофакторное определение отклонений процесса от прогнозов, что приводит к исключительному управлению и планирование технического обслуживания на основе показателей производительности оборудования, а не определенных интервалов. Все это приводит к повышению эффективности производства.

«Это позволяет людям более эффективно просеивать данные и соединять точки», - говорит Кикани.

По его словам, недавно Chevron применил лучшие методы, отработанные за последние несколько лет при заводском бурении в Пермском бассейне, и применил их ко всей остальной компании. Например, некоторые процессы, такие как упорядоченные протоколы управления изменениями, улучшенная экономия затрат благодаря более эффективной оптимизации цепочки поставок с помощью бурения и заканчивания скважин, а также стандартизация процесса бурения, помогают другим бизнес-подразделениям учиться и перенимать перманские операции Chevron. говорит.

«Некоторые вещи применимы везде», - говорит он.

Платформа Sonam находится в концессии OML 91, оффшорная Нигерия. Проект Sonam предназначен для доставки 215 миллионов кубических футов природного газа в день на внутренний рынок. (Фото: Шеврон)

Chevron использует прогностическую аналитику в своих программах обслуживания, чтобы минимизировать потерянные производственные возможности. Например, есть много электрических погружных насосов, работающих в активах Chevron на шельфе Анголы. ESP имеют заранее определенную ожидаемую производительность.

«Вопрос в том, когда они перестанут работать в тех отдаленных районах», где нет легкого доступа к цепочке поставок или буровым установкам для ремонтных работ, говорит Кикани. Предсказывая выход из строя этого насоса, Chevron может запланировать техническое обслуживание и минимизировать время простоя от нескольких дней до нескольких месяцев, говорит он.

По словам Кикани, структура управления резервуарами, изученная и переданная в течение десятилетий, обеспечивает согласованность и превосходство в рамках всей компании в сочетании с возможностями, создаваемыми надзором, мониторингом и установлением приоритетов портфеля, обусловливающих низкие темпы снижения Chevron.

«Тщательный анализ позволяет нам постоянно изучать и повышать ценность этой деятельности», - говорит он.