Productores de Esquisto Adoptan Innovaciones de Industria 4.0 para Mejorar Eficiencia ante Caída de Precios

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

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

Los productores energéticos buscaron en Industria 4.0 nuevas ideas sobre automatización, uso de sensores, big data y monitoreo remoto. En el proceso, crearon oportunidades para startups tecnológicas como empresas de inspección con vehículos aéreos no tripulados. De la medicina, grandes productores energéticos como ConocoPhillips tomaron secuenciación de ADN y matemáticas usadas en escaneo MRI para depender menos de muestreo de testigos y perforación a ciegas en su búsqueda de exprimir más petróleo y gas de la roca.

"Basado en nuestras discusiones con empresas, diría que antes del colapso en 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 para Rystad Energy (Oslo, Noruega), una empresa independiente de investigación energética e inteligencia de negocios que proporciona datos, herramientas, análisis y servicios de consultoría a la industria energética global. "Creó startups tecnológicas en los últimos dos años, y espero ver más".

A principios de 2018, había alrededor de 750.000 pozos productores de esquisto y convencionales de petróleo y gas en Estados Unidos. De esos, 207.000 eran pozos de fracturación hidráulica horizontal y 115.000 eran pozos horizontales tradicionales, según datos de Rystad Energy. Los datos muestran que entre 23.000 nuevos pozos productores esperados este año, 15.000 serán perforaciones horizontales con un costo estimado de $6,45 millones cada uno, aunque hay diferencias significativas de costo entre cuencas.

Con 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 esquisto de petróleo y gas, desde conductores de camiones hasta ingenieros de petróleo. "Por un lado, cualquier automatización debería tener un impacto negativo en el empleo", dijo Abramov. "Pero como 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 en escasez. Cuando los precios del petróleo colapsaron en 2015, la matrícula en programas universitarios de ingeniería de petróleo cayó. Esto ha hecho que los ingenieros sean difíciles de encontrar, dijo Abramov.

Shell inventa el 'Campo de Esquisto del Futuro'

En medio de su aumento, Royal Dutch Shell (La Haya, Países Bajos) se dio cuenta de que para bombear 11.000 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 ingresos o reducir costos manteniendo una inversión de capital constante. Como resultado, el productor tomó prestado fuertemente de manufactura e Industria 4.0.

"Cuando enmarcamos el programa iShale, miramos muy cuidadosa e intencionalmente fuera de las alianzas habituales de exploración y producción en algunos de los jugadores innovadores que habían estado activos en automatización, digitalización, etc., en manufactura", dijo Frederic Wasden, gerente del proyecto iShale. "Y eso fue una verdadera ventaja para nosotros porque en Manufactura 4.0 hay varias industrias que llevan un tiempo en esto. Antes de desarrollar algo nuevo, nuestro objetivo era aprovechar tecnología existente que esté disponible comercialmente. Con este enfoque, sentimos que el riesgo de la tecnología desde una perspectiva de hardware es relativamente bajo".

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

Decenas de diferentes tipos de sensores que alimentan información a un centro de analítica avanzada serán desplegados para funciones críticas: cámaras para detectar fugas de metano; infrarrojo para confirmar niveles de tanque e detectar intrusos; y acústica para determinar si una tubería se está erosionando. "Somos los beneficiarios del trabajo que ha hecho el negocio de manufactura en general al adoptar esos sensores y por lo tanto habilitar a los proveedores para escalarlos", dijo Wasden.

La primera fase de iShale es demostrar en el activo de la Cuenca Pérmica que Shell puede lograr ahorros de costos, mejoras de producción y mejoras de seguridad modificando la forma en que trabaja. Como resultado, puede aprovechar los datos disponibles en sus operaciones y combinar esa información con analítica avanzada para descubrir cómo optimizar sus prácticas de producción y mantenimiento.

El soporte remoto para perforación y mantenimiento de pozos es una de las piedras angulares del programa. Personal de Shell monitoreó y asesoró en un nuevo pozo perforado en Argentina desde su centro de monitoreo en Calgary, Alberta. Una vez que un pozo está operando, el personal de mantenimiento provisto con información de vigilancia remota puede llegar equipado con el equipo de seguridad y repuestos correctos, lo que demuestra otra ventaja. El objetivo es evitar gastar de más haciendo mantenimiento innecesario mientras también se eliminan paradas operativas porque una pieza crítica o maquinaria ha fallado.

El gigante energético también ha transferido tecnología usada en sus propias operaciones de aguas profundas a sus pozos terrestres.

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

Greg Guidry, vicepresidente ejecutivo del negocio no convencional de Shell, dijo al sitio web RigZone en octubre de 2017 que los resultados deseados para iShale incluyen: pozos y terminaciones automatizados e integrados; diseños de instalaciones centrales escalables y modulares; plataformas de pozo inteligentes y comunicaciones inalámbricas permitiendo flujo multi-fase y separación; digitalización y gestión por excepción o vigilancia de campo habilitada por automatización; y una "organización del futuro" con personal de "amplia base de habilidades" que estén conectados digitalmente y entrenados cruzadamente.

Ojos en el Cielo Dependen de Biblioteca de Datos

La caída en precios del petróleo y la subsiguiente búsqueda de ahorros de costos por productores resultó ser muy buena para empresas como PrecisionHawk (Raleigh, NC), una empresa de sensores remotos que usa vehículos aéreos no tripulados para hacer inspecciones para 10 de las 20 mayores empresas de exploración y producción de petróleo y gas.

Varios organismos reguladores a nivel estatal y federal exigen muchos tipos de inspección de activos de producción de petróleo y gas en diferentes horarios desde mensual a anual. Mientras los productores pueden construir tecnología de sensores para monitorear nuevos sitios de pozo, el costo de modernizar ese equipo de medición es mucho más alto que usar drones para realizar el mismo tipo de inspecciones para campos legados.

"El problema es que tienen muchos sitios de pozo que llevan años funcionando; no tiene sentido agregar un sensor de $10.000 a cada uno", dijo Patrick Lohman, vicepresidente de energía para PrecisionHawk. "Ahí es donde los drones realmente entran".

Hay una buena razón por la que los drones son adecuados para el trabajo. Las plataformas de pozo pueden estar situadas hasta la longitud de dos campos de fútbol americano una de otra, y los caminos locales usualmente ofrecen una ruta indirecta de una a otra. Como resultado, un técnico puede conducir hasta 10 sitios al día para hacer inspecciones, dijo Lohman. En contraste, un operador de drone entrenado puede enviar su vehículo aéreo a 100-125 plataformas de pozo en un día, dependiendo de la densidad.

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

Eso incluye cámaras para ver si la vegetación está invadiendo la plataforma de pozo; imágenes térmicas para detectar fugas de metano o componentes sobrecalentados; láseres de metano para medir concentraciones; y sensores multi-espectrales para detectar agua estancada.

"Nos estamos enfocando en apilar aplicaciones para entregar a clientes profundidad en información geoespacial etiquetada", dijo Lohman. "Con una profundidad de datos estructurados, PrecisionHawk podrá trabajar con clientes para usar aplicaciones de inteligencia artificial para reducir costos de mantenimiento".

PrecisionHawk está desarrollando herramientas de aprendizaje visual que trabajarán en coordinación con aplicaciones de IA para usar datos geoespaciales recolectados por drones para recomendar mantenimiento preventivo y predecir fallas de equipos. A medida que recopilan más datos económicamente, su conjunto de herramientas mejora.

Yendo Médico Prescribe Dónde Perforar

En ConocoPhillips, los geo-científicos están tomando prestadas técnicas usadas con imágenes de resonancia magnética médica para ensamblar y analizar datos obtenidos de lecturas sísmicas para un proceso propietario conocido como imagen sísmica compresiva, según una transcripción de una reunión de analistas e inversores de noviembre de 2017. Su objetivo es la Cuenca Pérmica.

Con imagen sísmica compresiva, "en lugar de un patrón de muestreo ordenado como normalmente tienes en sísmica, hay un muestreo aleatorio y luego usamos matemáticas que vienen del campo médico", dijo Al Hirshberg, vicepresidente ejecutivo de producción, perforación y proyectos de ConocoPhillips, durante la reunión.

Las matemáticas aplicadas a imágenes tomográficas (es decir, por secciones) dan un aumento de 10 veces en definición. Las mismas matemáticas se pueden aplicar a datos de puntos sísmicos para dar un aumento similar en definición.
"O por supuesto, puedes disparar menos puntos sísmicos y obtener la misma resolución que tenías antes por un costo mucho menor", dijo Hirshberg.

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