line

XP UPLIFT

Obiectivul nostru principal este de a implementa un model operațional diferit în câmpurile de petrol și gaze pentru a debloca noi surse de valoare și economii de costuri.
line

Eficiență operațională prin tehnologie adecvată, durată de viață extinsă pentru câmpurile mature

Modelul nostru operațional

În centrul modelului nostru operațional se află o transformare digitală care include achiziția de date de teren, digitizarea (inclusiv datele istorice), integrarea și analize avansate pentru a permite luarea deciziilor mai rapid și mai inteligent.
line
line line line line

Operațiuni XP Management integrat al activelor

Hardware IoT

Dispozitive inteligente

Achizitie de date

Captură de date în timp real și transmitere inteligentă a datelor

Management de date

Integrarea datelor, conectivitate și traducere

Istoric

Istoric de serii cronologice

Business Intelligence

Analiza datelor

Vizualizarea

Tablouri de bord și vizualizări bazate pe context

Modelare

Modelarea și simularea emisiilor pentru rezervoare și sonde

Fluxuri de lucru

Optimizarea activelor

line

Contract de îmbunătățire a producției (PEC)

Controlul operațional este esențial pentru succesul modelului nostru de operare

Stimulente/Riscuri

Transferul drepturilor

Externalizare la tarif fix

Contracte clasice cu rată fixă, de ex. Foraj, seismic etc.

Outsourcing bazat pe KPI

Proiecte legate de realizarea anumitor KPI, de ex. timpul de foraj planificat vs. real, costul proiectului etc.

Contract de servicii de risc (RSC)

Similar cu KPI, folosit pentru licențe de explorare/greenfields.

Clientul deține licența, rezervele și producția, iar furnizorul de servicii își asumă operarea activelor, CAPEX și riscurile de producție

Contract de îmbunătățire a producției (PEC)

Clientul deține licența, rezervele și producția, iar furnizorul de servicii își asumă operarea activelor, CAPEX și riscurile de producție

Investiția furnizorului de servicii se recupereaza prin tariful pe boe de producție livrată

Activitate comună

Impartirea rezultatelor financiare, a rezervelor și a licenței de producție apartin Clientului

Farm-in / JV / PSA

Transferul dreptului de proprietate asupra licenței, a rezervelor și a producției sau folosirea în comun cu un partener

Aflați mai multe despre termenii cheie PEC →

Capabilitățile noastre de îmbunătățire a producției

Capacitățile și expertiza noastră tehnică sunt concentrate pe tehnologii și procese potrivite pentru sonde vechi și reabilitarea zăcămintelor petroliere mature.

Analiza subsolului și modelare de zăcământ

+

Stimulări, controlul nisipului și a apei.

+

Stimulare artificială și echipare

+
+

Asigurarea fluxului

+

Optimizarea proceselor.

+

Recuperare secundară și terțiară.

+
+

Beneficii pentru proprietarii de active

Deținătorii de licențe pot obține beneficii semnificative și pot crea valoare pentru afacerea lor prin cooperarea cu XP
Care este rezultatul final? Care sunt rezultatele cheie? Care sunt rezultatele cheie? Ce aducem?
Creșterea valorii afacerii
  • Creșterea producției
  • Creșterea rezervelor
  • Reducerea costurilor
  • Reducerea emisiilor de GES
  • Operațiuni mai țintite
  • Rate de producție mai mari pe operațiune
  • Costuri mai mici ale operațiilor
  • Operațiuni mai sustenabile
  • Capacități investiționale puternice
  • Analiză avansată a datelor
  • Capacități tehnice puternice și expertiză internațională
  • Model operațional unic

Studii de caz

Am obținut câteva rezultate impresionante pentru clienții noștri, revitalizându-le activele mature în ultimul deceniu

România – Proiectul 1

Date cheie ale proiectului

  • Partener: IOC
  • Locație: Vestul României
  • Începutul producției: 1967
  • Data de lansare a PEC: aprilie 2013
  • Durata PEC: până în 2028
  • Număr de câmpuri: 13
  • Număr de sonde active: 229
  • Zone geologice: Panonian, Miocen, fundament

Probleme

  • Producția în scădere
  • Costuri de operare ridicate
  • Coroziunea echipamentelor
  • Producție de nisip și apă
  • Skin mare si blocarea rezervorului
  • Pierderi semnificative de gaz asociat
icon +120%
Producția de astăzi (boe/zi) este cu 120% mai mare decât producția de referință
icon +15%
Producția cumulativă (boe) de la început este cu 15% mai mare decât productia garantata XP
icon +60%
Peste 60 MUSD au fost investiți în dezvoltarea câmpurilor de la predare
icon -40%
OPEX pe boe redus cu 40%
icon -68%
Intensitatea gazelor cu efect de seră redusă (tCO2eq/tep) cu 68%
icon -62%
Intensitate energetică redusă (%) cu 62%

România – Proiectul 2

Date cheie ale proiectului

  • Partener: IOC
  • Locație: Sud-Vestul României
  • Începutul producției: 1953
  • PEC nou început: 2016
  • Durata PEC: până în 2030
  • Număr de câmpuri: 13
  • Număr de sonde active: 209
  • Zone geologice: Burdigalian,
  • Sarmatian, Meotian, Oligocen

Probleme

  • Depunerea de calcar care necesita acidizare
  • Producția de nisip
  • Blocarea rezervorului
  • Eterogenitate ridicată a rezervoarelor
  • Calitatea construcției sondelor
  • Coroziune ridicată și parafină
icon +75%
Producția de astăzi (boe/zi) este cu 75% mai mare decât producția de referință
icon +25%
Producția cumulativă (boe) de la început este cu 25% mai mare decât producția garantata XP
icon ~60
Aproape 60 MUSD investiți în dezvoltarea câmpurilor din 2016
icon -25%
Amprenta instalațiilor de suprafață a fost redusă cu un sfert
icon +5%
A crescut intensitatea gazelor cu efect de seră (tCO2eq/tep) cu 5%, dar a început cu o valoare foarte scăzută
icon -70%
Reducerea consumului apei dulci (m3/toe) cu 70%

Ucraina

Date cheie ale proiectului

  • Partener: NOC
  • Locație: Vestul Ucrainei
  • Începutul producției: 1924
  • Data de lansare a PEC: octombrie 2020
  • Durata PEC: până în 2035
  • Număr de câmpuri: 13
  • Număr de sonde active: 152

Probleme

  • Presiuni rămase scăzute
  • Infrastructură de suprafață învechită
  • Model geologic slab al activelor și al datelor G&G
  • Atractivitate economică scăzută a noilor operațiuni datorită ratelor de producție și de succes scăzute
  • Mult personal administrativ

 

icon +40%
Producția de astăzi (boe/zi) este cu 40% mai mare decât producția de referință
icon +3.4
MM boe de hidrocarburi produse de la predare (inclusiv MM 0,7 boe incremental)
icon +30
Angajament de investiții de minim 30 MUSD, din care ~15 MUSD investiți deja
icon +120
Sonda noua forată cu o rată de producție de 120 tcm/zi de gaz – cel mai mare producător din vestul Ucrainei
icon -19%
Intensitatea gazelor cu efect de seră redusă (tCO2eq/tep) cu 19%
icon -2%
Intensitate energetică redusă (%) cu 2%