O caminho mais inteligente para a segurança e a lucratividade energética? Otimizando a produção.

Este é um artigo de acompanhamento para “Upstream Energy Companies Cut Costs. Can They Sustain the Results?” published in June 2024.

Optimizing production from existing petróleo e gás Os Wells podem representar a melhor oportunidade do setor em quase médio prazo para quebrar o trilema de energia: conhecer o mundo Energia precisa do custo mais acessível, com um mínimo de emissões de carbono. Tocar em reservatórios de barris subproduzidos adiciona volume substancial a um custo financeiro e de carbono que pode competir e até vencer novos projetos nas áreas de fronteira. Considerando que várias estimativas colocaram reservas globais comprovadas em cerca de 1,7 trilhão de barris e que a taxa média de recuperação média atual é de 20% a 40% para petróleo e 60% a 80% para o gás, a oportunidade potencial é enorme. Mas, dada a maturidade dos recursos energéticos globais e a dificuldade, risco e despesa de novos esforços de exploração, a otimização da produção pode ser um enorme fator de valor para as empresas de energia tradicionais. Eis por que vale a pena "explorar".

To be sure, there are tall barriers to increasing production efficiency, as any petroleum engineer knows. But given the maturity of global energy resources and the difficulty, risk, and expense of new exploration efforts, production optimization can be a huge value driver for traditional energy companies. Here’s why it is worth “exploring.”

Custo, carbono e valor

Our work with clients, including integrated oil and gas companies, independents, and national energy companies, has spotlighted three distinct aspects of the production optimization opportunity.

Biggest Bang for the Buck. Production optimization is the cheapest way of adding barrels. It can deliver a much bigger boost to EBITDA than cost improvement measures alone. Our analysis shows that a dollar invested in production enhancement will deliver three to four times more payback than cost measures. (See Exhibit 1.) It’s also much cheaper than new exploration. The North Sea Transition Authority recently reported that the average cost of well intervention for increased recovery is £12 per barrel of oil equivalent (BOE) in the North Sea, while the cost to find and develop new reserves is over 1.75 times higher—more than £20/BOE in the same basin.

Making Up for Subpar Exploration Results. Investimento de exploração-e, mais importante, o sucesso da exploração-foi nos últimos tempos nos últimos anos. Em algumas bacias de Brownfield, simplesmente não há muito escopo para uma exploração adicional. Em outras áreas, regimes políticos, regulatórios ou tributários são obstáculos para mais investimentos em exploração. Aumentar a produção existente pode ajudar as empresas a atender às expectativas dos investidores de exploração e produção Operações sem depender apenas de aquisições e iniciativas de exploração (embora seja necessária uma mistura de todas as estratégias). Um aumento de 5% na produção diária de campos existentes (excluindo recursos não convencionais) a partir de agora até 2030 vale cerca de US $ 600 bilhões em receitas adicionais para o setor. A otimização da produção oferece mais barris diários, mais cedo. (Veja Anexo 2.) Por causa do início lento das novas atividades de exploração, a produção adicional total leva de seis a oito anos para serem atualizadas, oferecendo às empresas maior flexibilidade em suas decisões de alocação de capital. com vantagens fiscais em algumas jurisdições. O desenvolvimento de novos campo é menos intensivo em carbono por unidade, e novos campos geralmente operam com cerca de 28% de intensidade de CO₂. Mas a otimização da produção reduz a intensidade do carbono do escopo 1 e 2 emissões em 10% ou mais, porque a infraestrutura essencial já está em vigor. As emissões estimadas da produção de materiais, fabricação, transporte e instalação de uma nova instalação flutuante de armazenamento e descarregamento que produz a 50.000 Boe (50 kboe) por dia (18.250 kboe por ano) é de cerca de 185.000 toneladas Co

The Lowest-Carbon Barrel. Optimizing production offers a lower-carbon alternative to developing new fields and may also come with tax advantages in some jurisdictions. New field development is less carbon intensive on a per unit basis, and new fields typically operate at about 28% lower CO₂ intensity. But production optimization reduces the carbon intensity of scope 1 and 2 emissions by 10% or more because the essential infrastructure is already in place. The estimated emissions from the material production, fabrication, transportation, and installation of one new floating production storage and offloading facility producing at 50,000 BOE (50 kBOE) per day (18,250 kBOE per year) is about 185,000 tonnes CO ₂ e. O ponto de cruzamento para a menor intensidade de um novo campo é de um a dois anos, um período significativo se o horizonte de produção e preço for incerto. A otimização da produção pode oferecer um melhor caminho a curto prazo para economia de CO₂ e Capex. (Veja o Anexo 3.) Isso é equivalente a quase US $ 1 por barril. Uma razão é que as empresas de energia tendem a se concentrar primeiro nos custos, onde têm muita experiência e são bons em criar respingos de curto prazo-e de alto potencial-. Mas o corte de custos não aumenta as reservas ou as receitas e, para aumentar a produção, os operadores normalmente se concentram na nova perfuração. A extração de mais petróleo e gás dos reservatórios atuais recebeu menos atenção e geralmente requer a superação de desafios estruturais e técnicos endêmicos. Uma combinação de tecnologias avançadas, utilização aprimorada de dados e uma estratégia e organização operacional adaptável pode acelerar a taxa de produção e aumentar a recuperação final estimada de poços e campos. Uma orientação para otimização de produção ajusta os processos e formas de trabalhar e traz tecnologias avançadas, como

In addition, production optimization can yield as much as 52% in carbon tax savings over new projects. (See Exhibit 3.) This is equivalent to almost $1 per barrel.

Overcoming the Typical Barriers

Despite the clear benefits, production optimization remains an underleveraged strategy. One reason is that energy companies tend to focus first on costs, where they have lots of experience and are good at coming up with short-term—and high-potential—answers. But cost cutting does not increase reserves or revenues, and to boost production, operators typically focus on new drilling. Extracting more oil and gas from current reservoirs has received less attention and generally requires overcoming endemic structural and technical challenges.

That said, major energy companies today have or can access the resources they need to blow through the barriers to adoption. A combination of advanced technologies, improved data utilization, and an adaptable operational strategy and organization can both accelerate the rate of production and increase the estimated ultimate recovery from wells and fields. A production optimization orientation adjusts processes and ways of working and brings advanced technologies such as AI Apreciar os difíceis desafios técnicos, permitindo que os produtores superem as barreiras a uma maior recuperação. Inscreva -se

Minimizando problemas de subsuperfície. Agora, ambos podem ser feitos reprocessando dados sísmicos legados ou adquirindo novos dados para localizar hidrocarbonetos ignorados e identificar soluções ideais de acesso e drenagem (como mecanismos de recuperação aprimorados usando inundações de água ou química, manutenção de pressão ou perfuração de preenchimento). Os fluxos de trabalho da IA ​​treinados para responder a perguntas específicas do campo podem interpretar os enormes conjuntos de dados associados aos estudos de modelagem de campo. A modelagem avançada de várias opções de intervenção ajuda a determinar o melhor resultado comercial e técnico. Tecnologias avançadas não apenas aceleram a produção, mas também exploram recursos intocados e adicionam à recuperação final. The biggest geological impediment to greater field drainage typically is reservoir compartmentalization, the assessment of which requires detailed pressure monitoring in wells and precise seismic mapping of reservoir features. Both can now be done by reprocessing legacy seismic data or acquiring new data to locate bypassed hydrocarbons and identify ideal access and drainage solutions (such as enhanced recovery mechanisms using water or chemical flooding, pressure maintenance, or infill drilling). AI workflows that are trained to answer field-specific questions can interpret the enormous data sets associated with field modeling studies. Forward modeling of various intervention options helps in determining the best commercial and technical outcome. Advanced technologies not only accelerate production, they also tap into otherwise untouched resources and add to the ultimate recovery.

Improving Well and Reservoir Management. Cada um dos muitos problemas que afetam o desempenho do poço (como entupimento, corrosão de materiais, depósitos de cera e escala e produção de água, gás ou óleo não intencionais ou areia) requer suas próprias medidas preventivas ou de tratamento. Medição, monitoramento, modelagem e planejamento com antecedência podem ajudar. Por exemplo, a manutenção de pressão e o gerenciamento da taxa de bem-bem-bem-sucedidos da AA podem impedir a avanço prematuro de água ou gás. As técnicas de elevação apropriadas podem abordar a carga líquida em poços. Uma boa compreensão das geomecânicas, propriedades líquidas e dinâmica de fluidos ajuda na prevenção e tratamento da produção de areia, depósitos de cera e slugging em poços, instalações e oleodutos. Técnicas mais recentes alavancam métodos sem rigas, como intervenções de poços baseadas em embarcações que ajudam a gerenciar os custos. Idealmente, esses procedimentos são coordenados - ou pelo menos não realizados isoladamente.

A reforço da instalação e desempenho do pipeline. Esses problemas são essenciais para abordar quando se trata de reduzir as perdas e melhorar o tempo de atividade. As melhorias mais eficazes são feitas na fase de design ou durante os principais eventos de manutenção. As atualizações de engenharia, como uma transição para instalações modulares, podem melhorar a estabilidade e isolar os pontos de falha. Monitoramento ativo e manutenção preditiva (auxiliados por fluxos de trabalho de gerenciamento diário de perdas com análise de causa raiz assistida por AA) levará a menos visitas de manutenção, operações mais estáveis ​​e, potencialmente, a execução de medidas aditivas de taxa. Longer asset lifespans or inadequate maintenance are often the root causes of underperformance, undermining both production rates and cash flows. These issues are essential to address when it comes to reducing losses and improving uptime. The most effective improvements are made in the design phase or during major maintenance events. Engineering upgrades, such as a transition to modular facilities, can improve stability and isolate failure points. Active monitoring and predictive maintenance (aided by daily loss management workflows with AI-assisted root cause analysis) will lead to fewer maintenance visits, more stable operations and, potentially, execution of rate-additive measures.

Remoção de restrições organizacionais e de informação. Otimizando o desempenho dos ativos não é apenas um problema técnico, mas também requer uma organização eficiente, multifuncional e bem informada. Os dados da subsuperfície e dos poços e instalações geralmente são imperfeitos, especialmente no caso de ativos mais antigos com sensores e sistemas de teste inadequados. Compondo esse problema, os dados geralmente residem em diferentes sistemas ou funções. Em vez de ver um quadro (principalmente), os funcionários trabalham em silos com acesso incompleto de dados e geralmente incentivos diferentes, o que pode levar a uma falta de coordenação e foco. Um exemplo comum: os recursos subterrâneos estão focados em maximizar o valor da vida útil da nova perfuração, em vez de oferecer valor incremental no ano atual, identificando e priorizando intervenções de poço. Para resolver esses problemas, as equipes precisam estar alinhadas com objetivos comuns com acesso pronto para suportar dados.

Superando restrições comerciais e externas. Por exemplo, a demanda reduzida, que pode ocorrer devido a restrições de exportação ou limitações de capacidade do cliente, podem reduzir a produção e introduzir ineficiências. Ou eventos climáticos, como furacões, podem impedir o acesso a plataformas e adiar o trabalho. Explorar maneiras de limitar ou remover essas restrições - por exemplo, renegociando um cronograma de entrega comercial ou usando dados preditivos e planejamento e agendamento dinâmico - podem ajudar a impedir que a produção em potencial não seja realizada. Resultado “Chase The Barrel” e se equipar para tomar decisões conduzidas pelos melhores dados disponíveis. Veja como dois tipos diferentes de empresas se beneficiaram desses movimentos. Factors external to the producing asset itself can affect performance. For example, reduced demand, which can occur because of export restrictions or customer capacity limitations, may curtail production and introduce inefficiencies. Or weather events, such as hurricanes, can prevent access to platforms and postpone work. Exploring ways to limit or remove such constraints—for example, by renegotiating a commercial delivery schedule or using predictive data and dynamic planning and scheduling—can help prevent potential production from going unrealized.

How Two Companies Optimized Production

Our experience—which includes helping operators achieve increases of 2% to 5% in their production rates from optimization programs—shows that companies need to align workflows to a “chase the barrel” outcome and equip themselves to make decisions driven by the best available data. Here’s how two different types of companies benefited from these moves.

Operador integrado. Um grande operador com uma mistura de mais de 1.000 poços onshore e offshore em uma bacia madura enfrentou a produção em declínio e uma duplicação dos custos operacionais unitários na última década. Com um potencial de crescimento de campo verde limitado,, a otimização da produção se tornou a alavanca crítica para gerenciar o declínio, prolongar a vida útil dos ativos e controlar os custos unitários. A abordagem direcionou os desafios da linha de frente em torno de silos informativos e organizacionais com os objetivos de melhorar o volume e a qualidade das oportunidades disponíveis, aprimorar o fluxo de trabalho de otimização da produção e combinar os recursos certos para ir atrás de mais barris. A empresa conseguiu obter um ganho de produção de 6% em um cluster de campo, no valor de US $ 30 milhões por ano, com potencial total de mais de US $ 200 milhões por ano em escala.

Vários aspectos do programa de otimização ajudaram a superar barreiras como as descritas na seção anterior. Um foco e apreciação aprimorados pela vigilância e aos modelos dinâmicos ajudaram a fechar algumas das lacunas de dados no reservatório e nas revisões de poços. Redirecionando a capacidade do subsolo para longe de novos projetos de baixa probabilidade para a otimização de produção de curto prazo acelerar a produção, reduzindo o tempo para a maturidade de meses a semanas. Isso foi ativado em parte, comparando o impacto de todas as intervenções em potencial em domínios comerciais, instalações, poços e reservatórios, permitindo uma "luta justa" entre alternativas. A qualidade aprimorada dos dados e a execução do trabalho ajudaram a liderança a ajustar o apetite de risco da empresa, mostrando os benefícios de assumir riscos calculados para aumentar a produção, em vez de manter o foco tradicional na mitigação de ameaças.

Onshore Operator. Um operador com mais de 350 poços de gás média e condensado queriam melhorar a proporção de condensado em relação ao gás (e água) dentro da infraestrutura existente para aproveitar os preços unitários mais altos do condensado. Os principais desafios foram as condições de fluxo de produção e a ausência de dados em tempo real, que inibiam uma ação coordenada, oportuna e eficaz por equipes de poço e operacionais. Em última análise, dados atuais em tempo real. Como resultado, a empresa conseguiu otimizar o volume de condensado. Por exemplo, graças a uma melhor compreensão da correlação entre níveis mais altos de carga líquida no separador e menor volume de condensado, o operador pode ajustar a carga líquida e as configurações de estrangulamento para melhorar a saída. AI permitiu que o sistema aprendesse usando os dois

The application of digital and AI technologies enabled better visibility into the causes and effects of actual (as opposed to theoretical) operating conditions with respect to production flow—such as bottom hole pressure, tubing head pressure, and well-to-well back pressures—given historical data and ultimately real-time current data. As a result, the company was able to optimize for condensate volume. For example, thanks to a better understanding of the correlation between higher levels of liquid load in the separator and lower condensate volume, the operator could adjust the liquid load and well choke settings to improve output. AI enabled the system to learn using both Dados históricos e em tempo real para modificar suas recomendações, garantindo que as decisões de risco mais precisas e de menor risco fossem implementadas. A empresa alcançou o potencial de otimização de mais de 5%, com um valor de ampliação de mais de US $ 100 milhões por ano. A nova ferramenta forneceu uma "fonte única de verdade" em tempo real para as operações e as equipes de gerenciamento de reservatórios, permitindo otimizar seus processos e comunicações de busca de barris e obter um maior grau de coordenação e colaboração. Mas os operadores de exploração e produção podem otimizar seu caminho para aumentar a produção e maior EBITDA. As empresas que incorporam recursos de otimização de produção também ganharão uma vantagem na longevidade da reserva e retornos financeiros, reduzindo sua intensidade de emissões. Shiva Kant

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They say you can’t cut your way to growth. But exploration and production operators can optimize their way to increased production and higher EBITDA. Companies that embed production optimization capabilities will also gain an edge in reserve longevity and financial returns while reducing their emissions intensity.

The authors are grateful to Alex de Mur, Michael Buffet, and Uday Singh for their contributions to this article.