Le contexte : une nouvelle étape pour la FPO
La récente réforme de la loi organique sur les hydrocarbures et de son règlement a ouvert de nouvelles formes de participation au secteur privé, telles que les contrats de participation productive dans les hydrocarbures (CCPH), en partenariat avec Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) et ses entreprises mixtes. L’un des principaux objectifs de cette nouvelle étape est de récupérer la production différée : le pétrole brut qui n’est plus produit en raison de puits fermés ou exploités en dessous de leur potentiel.
Dans l’industrie pétrolière, les puits sont classés selon leur état : catégorie 1, actifs et en production ; catégorie 2, inactifs mais récupérables avec des travaux mineurs ; et catégorie 3, inactifs et nécessitant des travaux majeurs pour reprendre la production. Remettre en production les puits des catégories 2 et 3 est l’un des moyens les plus rapides d’augmenter la production, mais cela exige de déterminer avec précision l’état de chaque puits et de chaque installation.
Ce qui est en jeu :
Avant d’engager son capital, une entreprise qui envisage d’investir dans un champ pétrolifère a besoin d’informations fiables et opportunes. Avec un diagnostic incomplet, le plan d’affaires peut sous-estimer les coûts de remise en état, ignorer des risques opérationnels, environnementaux ou juridiques, ou surestimer la production récupérable. Pour des actifs qui n’ont fait l’objet de peu ou pas d’entretien depuis des années, une erreur à cette étape peut coûter très cher et retarder le projet pendant longtemps.
Le défi :
Le client devait connaître l’état réel de ses actifs sur l’ensemble de la chaîne de valeur : en amont (production), la localisation et l’intégrité physique de 54 puits producteurs, injecteurs et d’exploration, entre autres ; et dans le transport et le traitement (midstream), le tracé et l’intégrité de 108 km de canalisations, de trois stations de flux et de pompage, des unités de traitement du pétrole brut, du gaz et de l’eau, ainsi que d’un centre de stockage avec parcs de réservoirs et terminaux d’une capacité de 500 000 barils.
Ensuite, toutes ces informations devaient être traduites en quantités de travaux, coûts, risques et scénarios économiques, qui constitueraient la base technique du plan d’affaires.
La solution : une équipe multidisciplinaire et une technologie de pointe
Une équipe de 15 spécialistes de Soraga Multiservicios C.A. —géologues, ingénieurs pétroliers, civils et mécaniciens, estimateurs de coûts, un économiste, des avocats et des spécialistes de la sécurité, de la qualité et de l’environnement— a réalisé le recensement complet des informations techniques, économiques, juridiques et environnementales. Ainsi, le résultat n’a pas été un simple inventaire technique, mais une évaluation globale de l’activité.
La technologie a été essentielle pour permettre au client d’observer en détail les conditions réelles de chaque actif sans avoir à se rendre sur place. Les drones ont permis, en peu de temps et avec une grande précision, de réaliser le levé topographique et photographique de vastes étendues. À partir de ces images et à l’aide de logiciels spécialisés, nous avons généré des jumeaux numériques : des modèles tridimensionnels des installations que le client peut parcourir, mesurer et examiner en détail depuis son ordinateur. De cette façon, les décideurs peuvent observer l’état réel des puits, des canalisations et des équipements sans se rendre sur le terrain et comparer les scénarios à partir des mêmes informations.
La technologie n’a pas remplacé l’expérience de terrain, mais l’a renforcée : du personnel spécialisé dans les hydrocarbures a vérifié sur place chaque donnée recueillie depuis les airs.
L’exécution :
Le levé sur le terrain a duré un mois et demi, avec des journées de huit heures, cinq jours par semaine. Six personnes ont participé aux opérations sur le terrain : des techniciens évaluateurs, des pilotes de drones et des professionnels du secteur pétrolier issus de différentes disciplines, pour un total approximatif de 1 560 heures-homme. Ensuite, l’équipe de traitement a consacré un mois à intégrer les informations, à construire les jumeaux numériques et à préparer les résultats. Tout le travail a été effectué conformément aux normes de sécurité, de qualité et environnementales, sous la supervision de spécialistes dans chaque domaine, et sans aucun accident.
Les résultats :
Le client a reçu une vision complète et vérifiable de ses actifs : l’état de chaque puits et installation, les quantités et les coûts estimés pour leur remise en état, les risques techniques, juridiques et environnementaux, ainsi que les jumeaux numériques pour consulter tous les détails dont il a besoin.
Grâce à cette base, le client a pu quantifier son investissement et élaborer le plan d’affaires pour remettre en production les puits des catégories 2 et 3 et récupérer la production différée.
Engagement envers l’environnement
Ce projet s’ajoute à notre expérience dans le diagnostic et la remédiation des passifs environnementaux de l’industrie pétrolière dans différentes régions du pays. Dans le cadre de ces travaux, nous récupérons le pétrole brut accumulé dans les fosses, le préparons pour son utilisation et sa commercialisation, et réhabilitons les zones affectées afin de les restituer aux communautés voisines. À ce jour, nous avons récupéré plus de 3 millions de barils.
Vous souhaitez connaître l’état réel de vos actifs avant d’investir ? Discutons-en.