La caída de precios lleva a los productores de esquisto a una mayor eficiencia

Los productores de energía buscan en la Industria 4.0 nuevas ideas sobre automatización, uso de sensores, big data y monitoreo remoto, creando oportunidades para nuevas empresas tecnológicas.

Después de que los precios del petróleo colapsaran a mediados de la década de 2010, los productores de gas y petróleo de esquisto respondieron a la caída tomando prestadas técnicas y tecnología de las operaciones de pozos marinos del sector energético, la fabricación e incluso la industria médica para aumentar la eficiencia.

Los productores de energía buscaron en Industria 4.0 nuevas ideas sobre automatización, uso de sensores, big data y monitoreo remoto. En el proceso, crearon oportunidades para nuevas empresas de tecnología, como empresas de inspección de vehículos aéreos no tripulados. De la medicina, los principales productores de energía, como ConocoPhillips, tomaron prestada la secuenciación del ADN y las matemáticas utilizadas en la resonancia magnética para depender menos del muestreo de núcleos y la perforación a ciegas en su búsqueda por extraer más petróleo y gas de la roca.

“Según nuestras conversaciones con las empresas, diría que antes del colapso de los precios del petróleo no estaban tan preocupados por buscar todas las formas posibles de maximizar la eficiencia”, dijo Artem Abramov, vicepresidente de investigación de esquisto de Rystad Energy (Oslo, Noruega). ), una empresa independiente de investigación energética e inteligencia comercial que proporciona datos, herramientas, análisis y servicios de consultoría a la industria energética global. "Creó nuevas empresas tecnológicas en los últimos dos años y espero ver más".

A principios de 2018, había alrededor de 750 000 pozos de petróleo y gas convencionales y de esquisto en producción en los Estados Unidos. De ellos, 207.000 eran pozos de fracturación hidráulica horizontales y 115.000 de ellos eran pozos horizontales tradicionales, según datos de Rystad Energy. Los datos muestran que entre los 23 000 nuevos pozos productores que se esperan para este año, 15 000 serán perforaciones horizontales con un costo estimado de $6,45 millones para cada una, aunque existen diferencias significativas de costos entre las cuencas.

Con una mayor eficiencia, la industria normalmente esperaría ver una disminución en el empleo. Pero otras fuerzas han creado un efecto paradójico en la demanda de trabajadores de petróleo y gas de esquisto, que van desde camioneros hasta ingenieros petroleros. “Por un lado, cualquier automatización debería tener un impacto negativo en el empleo”, dijo Abramov. “Pero dado que la industria del esquisto está aumentando, la demanda de trabajadores calificados e incluso menos calificados es alta”. Como resultado, el desempleo está en mínimos históricos en áreas como el oeste de Texas, sitio de grandes depósitos y actividad de perforación en la Cuenca Pérmica.

Los trabajadores no calificados no son los únicos que escasean. Cuando los precios del petróleo colapsaron en 2015, cayó la inscripción en los programas universitarios de ingeniería petrolera. Esto ha hecho que los ingenieros sean difíciles de encontrar, dijo Abramov.

Shell inventa el "campo de esquisto del futuro"

En medio de su aceleración, Royal Dutch Shell (La Haya, Países Bajos) se dio cuenta de que para bombear 11 mil millones de barriles de petróleo descubierto y prospectivo en depósitos de esquisto, necesitaba hacer las cosas de manera diferente. Los líderes de la empresa desafiaron a la organización a aumentar los ingresos o reducir los costos manteniendo una inversión de capital constante. Como resultado, el productor tomó mucho prestado de la fabricación y la Industria 4.0.

“Cuando enmarcamos el programa iShale, buscamos con mucho cuidado e intencionalmente fuera de las alianzas habituales de la industria de exploración y producción en algunos de los jugadores innovadores que habían estado activos en la automatización, la digitalización, etc., en la fabricación”, dijo Frederic Wasden, Gerente de proyecto iShale. “Y eso fue una verdadera ventaja para nosotros porque en Manufactura 4.0 hay una serie de industrias que han estado en esto durante bastante tiempo. Antes de desarrollar algo nuevo, nuestro objetivo era aprovechar la tecnología existente que está disponible comercialmente. Con este enfoque, creemos que el riesgo de la tecnología desde la perspectiva del hardware es relativamente bajo”.

Para construir el campo de esquisto del futuro, Shell formó alianzas con empresas que podrían ayudar al productor de energía con automatización, monitoreo remoto, uso de sensores, robótica, recopilación y análisis de datos, computación en la nube y uso de energía solar y baterías de almacenamiento de energía para reducir costos operativos.

Se implementarán docenas de diferentes tipos de sensores que alimentan información a un centro de análisis avanzado para funciones críticas:cámaras para detectar fugas de metano; infrarrojos para confirmar los niveles de los tanques y detectar intrusos; y acústica para determinar si una tubería se está erosionando. "Somos los beneficiarios del trabajo que ha realizado el negocio de fabricación en general al adoptar esos sensores y, por lo tanto, permitir que los proveedores los amplíen", dijo Wasden.

La primera fase de iShale es demostrar en el activo Permian Basin que Shell puede lograr ahorros de costos, mejoras en la producción y mejoras en la seguridad modificando la forma en que funciona. Como resultado, puede aprovechar los datos disponibles en sus operaciones y combinar esa información con análisis avanzados para averiguar cómo optimizar sus prácticas de producción y mantenimiento.

El soporte remoto para la perforación y el mantenimiento de pozos es uno de los pilares del programa. El personal de Shell monitoreó y asesoró sobre la perforación de un nuevo pozo en Argentina desde su centro de monitoreo en Calgary, Alberta. Una vez que un pozo está en funcionamiento, el personal de mantenimiento provisto de información de vigilancia remota puede llegar equipado con el equipo y las piezas de seguridad adecuadas, lo que demuestra otra ventaja. El objetivo es evitar gastos excesivos al realizar un mantenimiento innecesario y, al mismo tiempo, eliminar las paradas operativas debido a una falla en una pieza o pieza crítica de la maquinaria.

El gigante de la energía también ha transferido la tecnología utilizada en sus propias operaciones en aguas profundas a sus pozos terrestres.

“En alta mar, el peso y el espacio tienen una prima absoluta”, dijo Wasden. “La industria ha descubierto cómo separar el gas, el petróleo y el agua en un recipiente muy pequeño. Esa misma tecnología traída a tierra nos permite colocar nuestro equipo de separación en un patín montado en un camión en lugar de construir una planta de separación más convencional o una instalación de procesamiento central”.

Greg Guidry, vicepresidente ejecutivo del negocio no convencional de Shell, dijo al sitio web de RigZone en octubre de 2017 que los resultados deseados para iShale incluyen:pozos y terminaciones automatizados e integrados; diseños de instalaciones centrales modulares escalables; plataformas de pozos inteligentes y comunicaciones inalámbricas que permiten el flujo y la separación multifásicos; digitalización y gestión habilitada para la automatización por excepción o vigilancia de campo estándar; y una "organización del futuro" con personal de "amplia base de habilidades" que está conectado digitalmente y capacitado.

Eyes in the Sky depende de la biblioteca de datos

La caída de los precios del petróleo y la subsiguiente búsqueda de ahorros por parte de los productores resultó ser muy buena para empresas como PrecisionHawk (Raleigh, NC), una empresa de teledetección que utiliza vehículos aéreos no tripulados para realizar inspecciones en 10 de los 20 principales productores de petróleo y gas. empresas de exploración y producción de gas.

Varios organismos reguladores a nivel estatal y federal exigen muchos tipos de inspección de los activos de producción de petróleo y gas en diferentes programas, desde mensuales hasta anuales. Si bien los productores pueden incorporar tecnología de detección para monitorear nuevos sitios de pozos, el costo de actualizar ese equipo de medición es mucho más alto que usar drones para realizar el mismo tipo de inspecciones para campos heredados.

“El problema es que tienen muchos sitios de pozos que han estado funcionando durante años; no tiene sentido agregar un sensor de $10,000 a cada uno”, dijo Patrick Lohman, vicepresidente de energía de PrecisionHawk. “Ahí es donde realmente entran los drones”.

Hay una buena razón por la que los drones son una buena opción para el trabajo. Las plataformas de pozos pueden estar situadas a una distancia máxima de dos campos de fútbol, ​​y las carreteras locales suelen ofrecer una ruta indirecta de una a otra. Como resultado, un técnico puede conducir hasta 10 sitios por día para realizar inspecciones, dijo Lohman. Por el contrario, un operador de drones capacitado puede enviar su vehículo aéreo a entre 100 y 125 plataformas de pozos en un día, según la densidad.

Un dron no solo es más eficiente, sino que puede no haber pérdida de calidad en el proceso de inspección para buscar anomalías. “En muchos casos, un dron puede detectar cualquier cosa que una persona pueda detectar”, dijo Lohman.

Eso incluye cámaras para ver si la vegetación está invadiendo la plataforma del pozo; cámaras termográficas para detectar fugas de metano o componentes sobrecalentados; láseres de metano para medir concentraciones; y sensores multiespectrales para detectar agua estancada.

“Nos estamos enfocando en apilar aplicaciones para brindarles a los clientes profundidad en información etiquetada geoespacialmente”, dijo Lohman. "Con una gran cantidad de datos estructurados, PrecisionHawk podrá trabajar con los clientes para usar aplicaciones de inteligencia artificial para reducir los costos de mantenimiento".

PrecisionHawk está desarrollando herramientas de aprendizaje visual que funcionarán en coordinación con aplicaciones de IA para utilizar datos geoespaciales recopilados por drones para recomendar mantenimiento preventivo y predecir fallas en los equipos. A medida que recopilan más datos de forma económica, su conjunto de herramientas mejora.

Going Medical Prescribe dónde perforar

En ConocoPhillips, los geocientíficos están tomando prestadas técnicas utilizadas con imágenes de resonancia magnética médica para ensamblar y analizar datos obtenidos de lecturas sísmicas para un proceso patentado conocido como imágenes sísmicas compresivas, según una transcripción de una reunión de analistas e inversores de noviembre de 2017. Su objetivo es la Cuenca Pérmica.

Con imágenes sísmicas compresivas, "en lugar de un patrón de muestreo ordenado como el que normalmente se tiene en sísmica, hay un muestreo aleatorio y luego usamos matemáticas que provienen del campo médico", Al Hirshberg, vicepresidente ejecutivo de producción, perforación y producción de ConocoPhillips. proyectos, dijo durante la reunión.

Las matemáticas aplicadas a las imágenes tomográficas (es decir, por secciones) dan un aumento de 10 veces en la definición. Se pueden aplicar las mismas matemáticas a los datos de puntos sísmicos para obtener un aumento similar en la definición.
"... o, por supuesto, puede fotografiar menos puntos sísmicos y obtener la misma resolución que tenía antes por un costo mucho menor", Hirshberg dijo.

Los operadores de esquisto también emplean la secuenciación del ADN que se ha vuelto esencial en la medicina. Pero los objetivos de secuenciación de los productores de energía son los microbios que viven en los espacios porosos y las redes de fractura de las rocas. Utilizan los resultados para evaluar el potencial y el movimiento del petróleo con el fin de optimizar la ubicación de los pozos, monitorear la conectividad de los pozos y medir la producción a lo largo del tiempo para las terminaciones, según el sitio web de Biota Technology (Houston).