Un parteneriat pentru asigurarea sustenabilității producției de petrol și gaze în era tranziției energetice line

Peste 80% din producția globală de petrol și gaze provine astăzi din câmpuri care au fost dezvoltate înainte de 1997.

Asta înseamnă că cea mai mare parte a producției mondiale de petrol și gaze provine din activele care au fost dezvoltate înainte de adoptarea primului acord global de reducere a gazelor cu efect de seră, Protocolul de la Kyoto.

Așadar, nu ar trebui să fie o surpriză faptul că, în condițiile în care 15% din emisiile globale de GES legate de energie provin astăzi din procesele de exploatare petrolieră, există încă multe lucruri pe care industria le-ar putea face pentru a reduce amprenta propriilor operațiuni asupra mediului (IEA, 2020).

Acest aspect este cu atât mai important și urgent cu cât:

  • Dimensiunea descoperirilor devine tot mai mică (Rystad, 2020) și tendința investițiilor în explorarea și dezvoltarea de noi câmpuri este în scădere (IEA, 2021), aceste câmpuri mature vor constitui coloana vertebrală a producției globale de petrol și gaze în era tranziției energetice.
  • Pe măsură ce câmpurile se maturizează și instalațiile lor de suprafață îmbătrânesc, intensitatea emisiilor crește, îndeosebi având în vedere atât declinul producției, cât și necesarul crescând de energie pentru a menține producția. De exemplu, cerințele de gestionare a apei pot crește din cauza reducerilor de apă (Thoms, WoodMackenzie, 2017)

În timp ce companiile internaționale și naționale de petrol și gaze își alocă resursele financiare și umane proiectelor cu cea mai mare probabilitate de a maximiza rentabilitatea financiară, cum ar fi cele mai importante 20% din câmpurile lor din portofoliu, noi dezvoltări ecologice și oportunități de explorare, contractele de îmbunătățire a producției (PEC) sunt este cel mai recent cadru de parteneriat pentru a maximiza resursele pentru câmpurile de nivel secundar din portofoliul lor.

Așa cum se descrie în exemplul de mai jos, un PEC poate avea foarte mult succes pentru a implementa rapid pe teren noi procese, tehnologii și expertiză spre îmbunătățirea amprentei asupra mediului a acestor câmpuri mature de petrol și gaze, pentru a le face mai sustenabile pentru o perioadă mai lungă, crescând în același timp rezervele și reducând cheltuielile legate de exploatare.

În 2012, după un proces aprofundat de pre-calificare și achiziție, OMV Petrom și Expert Petroleum au semnat un contract de îmbunătățire a producției de 15 ani pentru a îmbunătăți producția.

În 2012, după un proces aprofundat de pre-calificare și achiziție, OMV Petrom și Expert Petroleum au semnat un contract de îmbunătățire a producției de 15 ani pentru a îmbunătăți producția, recuperarea finală și amprenta asupra mediului a unui grup de 13 câmpuri de petrol și gaze amplasate onshore, dezvoltate inițial în urmă cu 45 de ani.

În cadrul PEC, furnizorul de servicii preia operațiunile pe teren și se concentrează pe aplicarea practicilor de operare eficiente, pentru a face câmpurile mai sigure, mai verzi și mai productive pentru o perioadă mai lungă. Mai mult, furnizorul de servicii se angajează să investească un program de lucru minim pentru a dezvolta câmpurile cu cele mai noi tehnologii, adecvate pentru scopuri și tehnici de îmbunătățire a producției.

Programele de lucru și bugetul sunt aprobate de un comitet mixt de management („JMC”) între titularul licenței de exploatare și furnizorul de servicii. Titularul licenței de exploatare păstrează controlul deplin și proprietatea asupra producției și rezervelor.

Ca contraprestație pentru lucrările sale, furnizorul de servicii primește o taxă lunară de servicii pe baza rezultatelor obținute, după cum urmează:

  • Un tarif de bază/bep (de obicei echivalentă cu opex/bbls la preluare)
  • Un tarif incremental/bep (> decât tariful de bază/bbls)
  • Cheltuieli non-tarifare (NTCE) pentru alte servicii solicitate furnizorului de servicii care nu cresc producția (abandonări, active puse în conformitate etc.)

Să analizăm mai în detaliu metodele și procesele utilizate pentru unul dintre câmpurile incluse în acest PEC pentru a demonstra beneficiile acestui cadru.

După o evaluare și o analiză completă făcută de către Expert Petroleum a:

  • Istoriei de producție,
  • Adecvarea instalațiilor de suprafață și a procesului de producție față de cerința de producție prognozată,
  • Datele subsolului (seismice, loguri, carote, rapoarte de foraj) și
  • Amprenta asupra mediului existentă a operațiunilor, în principal consumul de energie, emisiile de gaze cu efect de seră (GES) și utilizarea apei dulci.

a fost construit un nou model integrat de zăcământ și au fost analizate opțiunile tehnice pentru reducerea amprentei asupra mediului.

Pe baza celor de mai sus, am propus în special să investim și să schimbăm complet sistemul existent de stimulare artificială și să restructurăm și să modernizăm instalațiile de producție.

Sistemul de stimulare artificială existent era un system vechi de „gas lift” format din compresoare electrice mari și numeroase, conducte de suprafață extinse și instalații de procesare răspândite cu risc semnificativ de scăpări de emisii și consum foarte mare de energie (electricitate în principal) și de apă dulce.

L-am oprit complet și l-am demontat și, în schimb, am instalat sisteme electrice submersibile de pompare moderne, pentru fiecare sondă, combinate cu un sistem central modern de generare a energiei pentru a utiliza gazul asociat, care este ars în motoarele cu piston, pentru a obține energie electrică (deoarece nu există o conductă de gaze disponibilă în apropiere pentru transportul și distribuția gazului asociat provenit din zăcământ).

Drept rezultat:

46%

Reducere amprentei facilităților de suprafață

77%

Scadere in retragerea apei dulci

81%

Reducere emisiilor anuale de gaze cu efect de seră din operațiuni

57%

Cresetrea rezervelor de petrol și gaze

61%

Scadere intensitații energiei câmpului

40%

Reducerea Opex-ului

  • Amprenta facilităților de suprafață a fost redusă cu 46%, aducând toate avantajele aferente în ceea ce privește creșterea siguranței operatorului și a eficienței energetice și reducerea riscului de deversări.
  • Emisiile anuale de gaze cu efect de seră din operațiuni au fost reduse cu 81%. Aceasta reprezintă o reducere a emisiilor de GES de aproximativ 31.000 tCO2e pe an de funcționare.
  • Intensitatea energiei câmpului a scăzut cu 61%, în principal datorită economiilor de energie electrică realizate prin eliminarea compresoarelor electrice de gaz și generarea propriei energii cu ajutorul tehnologiei de generare a energiei electrice.
  • Retragerea apei dulci a scăzut cu 77% deoarece nu mai aveam nevoie de turnurile de răcire a apei necesare anterior pentru răcirea gazului comprimat și a apei necesare răcirii compresoarelor.
  • Mai mult, toate aceste avantaje legate de mediu nu au venit în detrimentul creșterii producției și a rentabilității economice, dimpotrivă datorită acestui nou plan de reamenajare a câmpului, rezervele de petrol și gaze au crescut cu 57%, iar Opex-ul a fost redus cu 40% (la un nivel de producție echivalent)

Concluzie

PEC-ul este un format de parteneriat inovator care a permis implementarea rapidă a noilor procese, tehnologii, resurse financiare și expertiză în vederea îmbunătățirii amprentei asupra mediului pentru câmpurile mature de petrol și gaze, pentru a le face sustenabile pentru o perioadă mai lungă, crescând în același timp rezervele și reducând costurile de operare.

Surse:
IEA (2020), The Oil and Gas Industry in Energy Transitions, IEA, Paris https://www.iea.org/reports/the-oil-and-gas-industry-in-energy-transitions

Rystad (2021) ECUBE

Thoms D., Reynolds C. , WoodMackenzie (2017) “Carbon emissions and asset maturity: the ageing process”